Gás-condensado

@misc{vasilyev1968gas7,
    author = "Vasil'yev, V. G",
    title = "Gas reservoirs of the USSR",
    year = "1968",
    howpublished = "Moscow, Nedra Publishing House, 382 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Vasil'yev, V. G., 1968, Gas reservoirs of the USSR: Moscow, Nedra Publishing House, 382 p.}"
}

@misc{zolotov1968structure10,
    author = "Zolotov, A. N. et al",
    title = "Estrutura do depósito de condensado gasoso do horizonte Parfenovskii do campo petrolífero Markovskii",
    year = "1968",
    howpublished = "Geologia do Petróleo e Gás, v. 6, p. 26-30",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Zolotov, A. N. et al., 1968, Estrutura do depósito de condensado gasoso do horizonte Parfenovskii do campo petrolífero Markovskii: Geologia do Petróleo e Gás, v. 6, p. 26-30.}"
}

@misc{bakirov1969oil2,
    author = "Bakirov, A. A. e Ryabuknin, G. Y",
    title = "Oil and Gas Bearing Areas and Regions of the USSR",
    year = "1969",
    howpublished = "Moscow, Nedra Publishing House, 477 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Bakirov, A. A., e Ryabuknin, G. Y., 1969, Oil and Gas Bearing Areas and Regions of the USSR: Moscow, Nedra Publishing House, 477 p.}"
}

@article{vassoyevich1970more9,
    author = "Vassoyevich, N. B. et al",
    title = "Mais sobre a questão das perspectivas de petróleo e gás em depósitos cambrianos tardios",
    year = "1970",
    journal = "Soviet Geology, v. 4, p. 66-79; tradução para o inglês pelo American Geological Institute, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Vassoyevich, N. B. et al., 1970, Mais sobre a questão das perspectivas de petróleo e gás em depósitos cambrianos tardios: Soviet Geology, v. 4, p. 66-79; tradução para o inglês pelo American Geological Institute, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418.}"
}

@misc{vasilyev1975gas8,
    author = "Vasil'yev, V. G. e Zhabrev, I. P",
    title = "Gas and gas condensate reservoirs, a reference book",
    year = "1975",
    howpublished = "Moscow, Nedra Publishing House, 527 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Vasil'yev, V. G., e Zhabrev, I. P., 1975, Gas and gas condensate reservoirs, a reference book: Moscow, Nedra Publishing House, 527 p.}"
}

@misc{balitov1977about3,
    author = "Balitov, N. V",
    title = "Sobre a gênese de óleos sulfurosos e sulfeto de hidrogênio em gases do horizonte Osinskii do circo Irkutskii",
    year = "1977",
    howpublished = "Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Balitov, N. V., 1977, Sobre a gênese de óleos sulfurosos e sulfeto de hidrogênio em gases do horizonte Osinskii do circo Irkutskii: Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55.}"
}

@misc{goldberg1981razdelnyi4,
    author = "Gol'dberg, I. S. e Lebedev, B. A. e Frolov, B. M",
    title = "Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Previsão separada da distribuição de gás, petróleo e bitumes na Plataforma Sibeira] [em russo]",
    year = "1981",
    howpublished = "Geologiya Nefti i Gaza, v. 2, p. 22-26",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Gol'dberg, I. S., Lebedev, B. A., e Frolov, B. M., 1981, Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Previsão separada da distribuição de gás, petróleo e bitumes na Plataforma Sibeira] [em russo]: Geologiya Nefti i Gaza, v. 2, p. 22-26.}"
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@misc{kalinko1982geologic5,
    author = "Kalinko, M. K",
    title = "Condições geológicas para a formação de reservatórios de gás-condensado de vários tipos genéticos [em russo]",
    year = "1982",
    howpublished = "Trudy VNIGNI, v. 240, p. 5-17; Resumo em inglês em Petroleum Geology, v. 20, no.9, 1984, p.395-397",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Kalinko, M. K., 1982, Condições geológicas para a formação de reservatórios de gás-condensado de vários tipos genéticos [em russo]: Trudy VNIGNI, v. 240, p. 5-17; Resumo em inglês em Petroleum Geology, v. 20, no.9, 1984, p.395-397.}"
}

Resumo Este artigo apresenta uma equação de estado (EOS) generalizada que representa várias EOS cúbicas amplamente utilizadas. A forma generalizada é obtida pela manipulação da EOS de Martin e é aplicada neste estudo. É descrito um procedimento de pseudoização de componentes que preserva as densidades e viscosidades dos pseudocomponentes e da mistura original como funções de pressão e temperatura. Este procedimento é aplicado com requisitos de balanço de massa na geração de propriedades de óleo negro de dois componentes para condensados de gás. Demonstra-se o acordo entre as simulações de óleo negro resultantes e simulações totalmente composicionais do esgotamento de reservatórios de condensado de gás para um condensado muito rico, próximo ao crítico. Além disso, mostra-se o acordo entre os resultados composicionais da EOS e os dados de expansão laboratoriais. A simulação totalmente composicional necessária para o ciclo abaixo do ponto de orvalho é realizada para o condensado próximo ao crítico com uma ampla gama de pseudoizações de componentes. Os resultados mostram a necessidade bem conhecida de dividir a fração C7+ e indicam um conjunto mínimo de cerca de seis componentes totais necessários para precisão aceitável. Introdução Reservatórios de condensado de gás são simulados frequentemente com modelos totalmente composicionais. Este artigo apresenta um procedimento de pseudoização que reduz o procedimento de pseudoização multicomponente que reduz o fluido de condensado multicomponente a uma mistura pseudo de dois componentes de gás superficial e óleo. Isso permite o uso de um modelo de óleo negro modificado mais simples e menos caro que leva em conta tanto o gás dissolvido no óleo quanto o vapor de óleo no gás. Uma questão principal no uso do modelo de óleo negro é se a descrição de dois componentes pode representar adequadamente os fenômenos composicionais ativos durante o esgotamento ou o ciclo de reservatórios de condensado de gás. Esta questão é especialmente pertinente para condensados de gás próximos ao crítico ou muito ricos. Portanto, este artigo inclui uma comparação de simulações de óleo negro e composicionais para o esgotamento e o ciclo abaixo do ponto de orvalho de um condensado rico natural apenas 15 deg. F [8.3 deg. C] acima de sua temperatura crítica. Como em vários casos não relatados para condensados mais pobres, os dois modelos fornecem resultados muito semelhantes para o esgotamento. Além disso, os dois modelos fornecem resultados idênticos para o ciclo acima do ponto de orvalho, desde que certas condições sejam satisfeitas. No entanto, o modelo de óleo negro não é aplicável ao ciclo abaixo do ponto de orvalho, portanto, os resultados do modelo composicional são comparados para diferentes descrições multicomponentes para estimar o número mínimo e a identidade dos componentes necessários para precisão aceitável. Os cálculos composicionais relatados aqui usam variantes das EOS de Redlich-Kwong e Peng-Robinson. Este artigo discute uma forma geral de EOS cúbica baseada no trabalho de Martin que abrange todas essas EOS. É apresentado um procedimento de pseudoização de componentes gerais, seguido de sua aplicação a condensados de gás. apresentado, seguido de sua aplicação a condensados de gás. As propriedades PVT de óleo negro obtidas e o acordo entre os dados de testes laboratoriais e os resultados calculados pela EOS são fornecidos para o condensado rico. Em seguida, os resultados de simulação de óleo negro e composicional são comparados para o esgotamento e o ciclo abaixo do ponto de orvalho do condensado. Finalmente, os resultados de ciclo do modelo composicional são comparados para diferentes graus de pseudoização (agrupamento) de componentes. Uma Forma Geral para EOS Cúbicas O uso de uma EOS na simulação composicional do desempenho de reservatórios e testes laboratoriais requer duas equações básicas de desempenho e testes laboratoriais que fornecem o fator de compressibilidade z e a fugacidade de cada componente para uma mistura homogênea (fase). As duas equações, (1a)(1b), fornecem essas quantidades como funções de pressão, temperatura e composição de fase × = {xi}. Várias EOS foram desenvolvidas e estão em uso amplo. Estas são as de Redlich e Kwong (RK), modificações por Zudkevitch e Joffee e Joffee et al. (ZJRK) e por Soave (SRK), e a EOS de Peng e Robinson (PR). Martin mostra que todas as EOS cúbicas podem ser representadas por uma única forma geral. O uso do trabalho de Martin e de relações termodinâmicas básicas fornece formas generalizadas para as Eqs. 1a e 1b como segue: (2a) JPT P. 1870

@article{doi10211810512pa,
    author = "Coats, K.H.",
    title = "Simulação do Desempenho de Reservatórios de Gás Condensado",
    year = "1985",
    journal = "Journal of Petroleum Technology",
    abstract = "Resumo Este artigo apresenta uma equação de estado (EOS) generalizada que representa várias EOS cúbicas amplamente utilizadas. A forma generalizada é obtida pela manipulação da EOS de Martin e é aplicada neste estudo. É descrito um procedimento de pseudoização de componentes que preserva as densidades e viscosidades dos pseudocomponentes e da mistura original como funções de pressão e temperatura. Este procedimento é aplicado com requisitos de balanço de massa na geração de propriedades de dois componentes, modelo de petróleo negro, para gases condensados. É demonstrado o acordo entre as simulações resultantes de petróleo negro e composicionais completas do esgotamento de reservatórios de gás condensado para um condensado muito rico, próximo ao crítico. Além disso, é mostrado o acordo entre os resultados composicionais da EOS e os dados de expansão laboratorial. A simulação composicional completa necessária para o ciclo abaixo do ponto de orvalho é realizada para o condensado próximo ao crítico com uma ampla gama de pseudoizações de componentes. Os resultados mostram a necessidade bem conhecida de dividir a fração C7+ e indicam um conjunto mínimo de cerca de seis componentes totais necessários para precisão aceitável. Introdução Reservatórios de gás condensado são frequentemente simulados com modelos composicionais completos. Este artigo apresenta um procedimento de pseudoização que reduz o fluido condensado multicomponente a uma mistura pseudo de dois componentes de gás superficial e óleo. Isso permite o uso de um modelo de petróleo negro modificado mais simples e menos custoso que leva em conta tanto o gás dissolvido no óleo quanto o vapor de óleo no gás. Uma questão importante no uso do modelo de petróleo negro é se a descrição de dois componentes pode representar adequadamente os fenômenos composicionais ativos durante o esgotamento ou o ciclo de reservatórios de gás condensado. Esta questão é especialmente pertinente para condensados de gás próximos ao crítico ou muito ricos. Este artigo, portanto, inclui uma comparação de simulações de petróleo negro e composicionais para o esgotamento e o ciclo abaixo do ponto de orvalho de um condensado rico natural apenas 15 deg. F [8.3 deg. C] acima de sua temperatura crítica. Como em vários casos não relatados para condensados mais pobres, os dois modelos fornecem resultados muito semelhantes para o esgotamento. Além disso, os dois modelos fornecem resultados idênticos para o ciclo acima do ponto de orvalho, desde que certas condições sejam satisfeitas. No entanto, o modelo de petróleo negro não é aplicável ao ciclo abaixo do ponto de orvalho, portanto, os resultados do modelo composicional são comparados para diferentes descrições multicomponentes para estimar o número mínimo e a identidade dos componentes necessários para precisão aceitável. Os cálculos composicionais relatados aqui usam variantes das EOS de Redlich-Kwong e Peng-Robinson. Este artigo discute uma forma cúbica geral de EOS baseada no trabalho de Martin que abrange todas essas EOS. É apresentado um procedimento de pseudoização de componentes gerais, seguido de sua aplicação a gases condensados. É apresentado, seguido de sua aplicação a gases condensados. As propriedades PVT de petróleo negro obtidas e o acordo entre os dados de testes laboratoriais e os resultados calculados pela EOS são fornecidos para o condensado rico. Em seguida, os resultados de simulação de petróleo negro e composicional são comparados para o esgotamento e o ciclo abaixo do ponto de orvalho do condensado. Finalmente, os resultados de ciclo do modelo composicional são comparados para diferentes graus de pseudoização (agrupamento) de componentes. Uma Forma Geral para EOS Cúbicas O uso de uma EOS na simulação composicional do desempenho de reservatórios e testes laboratoriais requer duas equações básicas de desempenho e testes laboratoriais que fornecem o fator de compressibilidade z e a fugacidade de cada componente para uma mistura homogênea (fase). As duas equações, (1a)(1b), fornecem essas quantidades como funções de pressão, temperatura e composição de fase × = {xi}. Várias EOS foram desenvolvidas e estão em uso amplo. Estas são as de Redlich e Kwong (RK), modificações por Zudkevitch e Joffee e Joffee et al. (ZJRK) e por Soave (SRK), e a EOS de Peng e Robinson (PR). Martin mostra que todas as EOS cúbicas podem ser representadas por uma única forma geral. O uso do trabalho de Martin e de relações termodinâmicas básicas fornece formas generalizadas para as Eqs. 1a e 1b como segue: (2a) JPT P. 1870",
    url = "https://doi.org/10.2118/10512-pa",
    doi = "10.2118/10512-pa",
    openalex = "W1981646315"
}

Terceiro Projeto de Solução Comparativa SPE: Ciclo de Gás de Reservatórios de Condensado Retrogrado: Ciclo de Gás de Reservatórios de Condensado Retrogrado Resumo Nove empresas participaram deste estudo de modelagem artificial do ciclo de gás em um reservatório rico em gás condensado retrogrado. As previsões da taxa de produção de óleo na superfície diferem nos primeiros anos do ciclo, mas concordam melhor nos anos finais. A quantidade de condensado precipitado próximo ao poço de produção e sua taxa de evaporação variaram amplamente entre os participantes. A explicação parece estar nas técnicas de valores K utilizadas. Tabelas pré-computadas para valores K produziram uma remoção rápida e completa do condensado durante os anos finais do ciclo. Métodos de equação de estado (EOS) produziram uma saturação de condensado estabilizada suficiente para fluxo de líquido durante a maior parte do ciclo, e o condensado nunca se revaporizou completamente. Não sabemos qual previsão é mais correta porque nossos dados PVT não cobriram a faixa de composições que existe nesta área do modelo do reservatório Introdução A SPE conduziu dois projetos de solução anteriores, ambos projetados para medir a capacidade de simulação de ponta para problemas de modelagem desafiadores e oportunos. O primeiro projeto envolveu uma simulação de três camadas de óleo negro com injeção de gás na camada superior. Foram utilizadas tanto pressões de ponto de bolha constantes quanto variáveis. As previsões do modelo estavam em razoável concordância. Nenhuma previsão de simulador estava em razoável concordância. Nenhum dado de desempenho de simulador (tempos de execução, tamanho do passo de tempo, etc.) foi fornecido. Sete empresas participaram do projeto. O segundo projeto foi um estudo de cone de água e gás com uma malha radial e 15 camadas. Os autores do projeto sentiram que variações incomuns na taxa de poço e um GOR de solução alto assumido contribuíram para a dificuldade do problema. Algumas discrepâncias significativas na taxa de óleo e pressão foram obtidas. Onze empresas se juntaram ao projeto. Para o terceiro projeto de solução comparativa, o Comitê para o Simpósio de Simulação Numérica buscou um problema de modelagem composicional. Comparações numéricas das correspondências de dados PVT foram consideradas importantes. A velocidade dos simuladores não era de interesse majoritário. O problema que projetamos é o resultado deste pedido bastante geral. Algumas características de interesse na prática atual de produção de manutenção de pressão por injeção de gás são incluídas. Os resultados confirmam o conhecido compromisso entre o momento das vendas de gás e a quantidade de condensado recuperado. Várias características de interesse em um exame mais completo da produção de reservatórios de gás-condensado são ignoradas. Estas incluem os efeitos do acúmulo de saturação de líquido próximo ao poço na produtividade do poço e da invasão de água e produção de água na produtividade de hidrocarbonetos. Não abordamos o papel da dispersão numérica. Além disso, o processo na superfície é simplificado e não representa a recuperação econômica de líquidos em operações típicas offshore. Simplificamos o processo na superfície para atrair um maior número de participantes porque nem todas as empresas possuíam instalações para simular o processamento de planta de gás com reciclagem de gás em seus simuladores composicionais. Nove empresas responderam ao convite para participação. A Tabela 1 é uma lista dos participantes neste projeto. As respostas dos participantes foram bem preparadas e exigiram um mínimo de discussão. Convidamos todas as empresas a usar tantos componentes quanto necessário para a correspondência precisa dos dados PVT e para a simulação do ciclo de gás. As empresas foram pedidas para fornecer os componentes realmente utilizados no modelo do reservatório, como esses componentes foram caracterizados e a correspondência com os dados PVT obtidos com os componentes. Primeiro, esboçamos as especificações do problema, incluindo dados suficientes para outros que possam desejar tentar o problema. Os dados PVT pertinentes são fornecidos. Mostramos os componentes de cada participante, as propriedades desses componentes e a correspondência básica PVT obtida. Em muitos casos, métodos EOS foram usados exclusivamente, mas em outros, uma combinação de métodos foi aplicada. Os resultados da simulação do reservatório são fornecidos e comparações são mostradas entre empresas para ambos os casos de estratégia de ciclo. Finalmente, alguns fatos sobre o desempenho do simulador são fornecidos, embora esta informação tenha sido voluntária. Enunciado do Problema Os dois principais partes de um estudo de modelo composicional são os dados PVT e a malha do reservatório. Para os dados PVT, os participantes foram fornecidos com um conjunto companheiro de relatórios de análise de fluidos. A especificação do modelo do reservatório é dada nas Tabelas 2 e 3 e a malha é mostrada na Fig. Note que a malha é 9 × 9 × 4 e simétrica, indicando que seria possível simular metade da malha indicada. A maioria dos participantes escolheu modelar a malha completa. Note também que as camadas são homogêneas e de porosidade constante, mas que a permeabilidade e o espessura variam entre as camadas. JPT p. 981

@article{doi10211812278pa,
    author = "Kenyon, D. E.",
    title = "Terceiro Projeto Comparativo SPE de Soluções: Ciclo de Gás de Reservatórios de Condensado Retrogrado",
    year = "1987",
    journal = "Journal of Petroleum Technology",
    abstract = "Terceiro Projeto Comparativo SPE de Soluções: Ciclo de Gás de Reservatórios de Condensado Retrogrado Resumo Nove empresas participaram neste estudo de modelagem artificial do ciclo de gás em um reservatório rico em gás-condensado retrogrado. As previsões da taxa de produção de óleo na superfície diferem nos primeiros anos do ciclo, mas concordam melhor nos anos finais. A quantidade de condensado precipitado próximo ao poço de produção e sua taxa de evaporação variaram amplamente entre os participantes. A explicação parece estar nas técnicas de valores K utilizadas. Tabelas pré-computadas para valores K produziram uma remoção rápida e completa do condensado durante os anos finais do ciclo. Métodos de equação de estado (EOS) produziram uma saturação de condensado estabilizada suficiente para fluxo de líquido durante a maior parte do ciclo, e o condensado nunca se revaporizou completamente. Não sabemos qual previsão é mais correta porque nossos dados PVT não cobriam a faixa de composições que existe nesta área do modelo do reservatório Introdução A SPE conduziu dois projetos anteriores de solução, ambos projetados para medir a capacidade de simulação de última geração para problemas de modelagem desafiadores e oportunos. O primeiro projeto envolveu uma simulação de três camadas de óleo negro com injeção de gás na camada superior. Foram utilizadas tanto pressões de ponto de bolha constantes quanto variáveis. As previsões do modelo estavam em razoável concordância. Nenhuma previsão de simulador estava em razoável concordância. Nenhum dado de desempenho de simulador (tempos de execução, tamanho de passo de tempo, etc.) foi fornecido. Sete empresas participaram do projeto. O segundo projeto foi um estudo de cone de água e gás com uma malha radial e 15 camadas. Os autores do projeto sentiram que variações incomuns na taxa de poço e um GOR de solução assumido alto contribuíram para a dificuldade do problema. Algumas discrepâncias significativas na taxa de óleo e pressão foram obtidas. Onze empresas se juntaram ao projeto. Para o terceiro projeto comparativo de solução, o Comitê para o Simpósio de Simulação Numérica buscou um problema de modelagem composicional. Comparações numéricas das correspondências de dados PVT foram consideradas importantes. A velocidade dos simuladores não era de interesse majoritário. O problema que projetamos é o resultado deste pedido bastante geral. Algumas características de interesse na prática atual de produção de manutenção de pressão por injeção de gás são incluídas. Os resultados confirmam o conhecido compromisso entre o tempo de vendas de gás e a quantidade de condensado recuperado. Várias características de interesse em um exame mais completo da produção de reservatórios de gás-condensado são ignoradas. Estas incluem os efeitos do acúmulo de saturação de líquido próximo ao poço na produtividade do poço e da invasão de água e produção de água na produtividade de hidrocarbonetos. Não abordamos o papel da dispersão numérica. Além disso, o processo superficial é simplificado e não representa a recuperação econômica de líquidos em operações típicas offshore. Simplificamos o processo superficial para atrair um maior número de participantes porque nem todas as empresas tinham instalações para simular o processamento de planta de gás com reciclagem de gás em seus simuladores composicionais. Nove empresas responderam ao convite para participação. A Tabela 1 é uma lista dos participantes neste projeto. As respostas dos participantes foram bem preparadas e exigiram um mínimo de discussão. Convidamos todas as empresas a usar tantos componentes quanto necessário para a correspondência precisa dos dados PVT e para a simulação do ciclo de gás. As empresas foram pedidas para fornecer os componentes realmente usados no modelo do reservatório, como esses componentes foram caracterizados e a correspondência com os dados PVT obtidos com os componentes. Primeiro, esboçamos as especificações do problema, incluindo dados suficientes para outros que possam querer tentar o problema. Os dados PVT pertinentes são fornecidos. Mostramos os componentes de cada participante, as propriedades desses componentes e a correspondência básica PVT obtida. Em muitos casos, métodos EOS foram usados exclusivamente, mas em outros, uma combinação de métodos foi aplicada. Os resultados da simulação do reservatório são fornecidos e comparações são mostradas entre empresas para ambos os casos de estratégia de ciclo. Finalmente, alguns fatos sobre o desempenho do simulador são fornecidos, embora esta informação tenha sido voluntária. Enunciado do Problema Os dois principais partes de um estudo de modelo composicional são os dados PVT e a malha do reservatório. Para os dados PVT, os participantes foram fornecidos com um conjunto companheiro de relatórios de análise de fluidos. A especificação do modelo do reservatório é dada nas Tabelas 2 e 3 e a malha é mostrada na Fig. Note que a malha é 9 × 9 × 4 e simétrica, indicando que seria possível simular metade da malha indicada. A maioria dos participantes escolheu modelar a malha completa. Note também que as camadas são homogêneas e de porosidade constante, mas que a permeabilidade e a espessura variam entre as camadas. JPT p. 981",
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    doi = "10.2118/12278-pa",
    openalex = "W2057596542"
}

Resumo: São relatados resultados preliminares obtidos de um programa de estudos experimentais e teóricos que examinam as incertezas associadas à injeção de água em reservatórios de gás-condensado. Apesar das altas saturações de gás aprisionado (35 a 39%), agravadas por um tipo incomum de histerese, as recuperações de gás e líquidos podem ser aumentadas em relação às obtidas sob depleção natural. Introdução A injeção de água foi sugerida como um método para manter a pressão em reservatórios de gás-condensado. Este método oferece vantagens em relação à injeção de gás: o gás pode ser vendido desde o início da produção do reservatório; os custos de injeção são muito menores; a razão de mobilidade favorável garante uma alta eficiência de varredura; e a pressão do reservatório é mantida sem alterar a composição, e, portanto, a pressão de ponto de orvalho, do gás. No entanto, a injeção de água não foi geralmente aceita para reservatórios de gás-condensado devido às seguintes preocupações. A água avançada poderia aprisionar uma quantidade significativa de gás. Pode não ser possível remobilizar o gás anteriormente aprisionado durante uma subsequente depressurização. As permeabilidades relativas de três fases para condições em que ocorre condensação retrograda são praticamente desconhecidas e podem ser desfavoráveis. O lift de poços poderia ser um problema grave se houver altas frações de água antes e durante o blowdown. Os três primeiros desses fatores estão relacionados ao comportamento de fluxo dentro do reservatório e são abordados neste artigo. O lift de poços não é considerado pelos motivos explicados abaixo. Em um trabalho pioneiro, Geffen et al. mostraram que as saturações de gás aprisionado após a injeção de água estão na mesma faixa das saturações de óleo residual esperadas em reservatórios de óleo injetados com água: ou seja, 15 a 50% do espaço poroso, dependendo das características da rocha. Eles argumentaram que esses altos valores de saturação de gás aprisionado poderiam reduzir substancialmente a recuperação de gás de tais reservatórios devido à sua magnitude e permanência. No entanto, um grande número de reservatórios de gás com aquíferos subjacentes fortes foi desenvolvido com sucesso e proporcionou recuperações de gás moderadamente altas, sugerindo que pelo menos parte do gás aprisionado poderia ser remobilizado durante um período final de depressurização acelerada. Boyd et al. conseguiram depressurizar o campo Double Bayou após ele ter sido inundado por água e, assim, remobilizar parte do gás residual. Quatro anos após o início do teste, eles estimaram que um aumento na recuperação de 10% do gás inicialmente no lugar (GIIP) poderia ser recuperado em última análise. Deste aumento de 10%, cerca de 8% foi resultado da percolação de gás aprisionado da zona inundada por água. Brinkman descobriu que a depressurização acelerada no campo Lovells Lake Frio 1 aumentou a recuperação de 58 para 70% GIIP. Dos 12% de aumento, quase 10% foi causado pelo gás aprisionado percolando das zonas inundadas por água. Lutes et al. obtiveram 8% GIIP da percolação durante a depressurização acelerada no campo Katy, mas esperavam 20%. Eles concluíram que a recuperação foi restrita pela quantidade de gás que poderia percolar das zonas injetadas com água devido a altas pressões resultantes da percolação das zonas injetadas com água devido a permeabilidades relativas desfavoráveis.

@article{doi10211815875pa,
    author = "Matthews, John D. and Hawes, R.I. and Hawkyard, I.R. and Fishlock, T. P.",
    title = "Estudos de Viabilidade de Reservatórios de Gás-Condensado com Injeção de Água",
    year = "1988",
    journal = "Journal of Petroleum Technology",
    abstract = "Resumo: São relatados resultados preliminares obtidos de um programa de estudos experimentais e teóricos que examinam as incertezas da injeção de água em reservatórios de gás-condensado. Apesar das altas saturações de gás aprisionado (35 a 39%), agravadas por um tipo incomum de histerese, as recuperações de gás e líquidos podem ser aumentadas em relação às obtidas sob depleção natural. Introdução: A injeção de água foi sugerida como um método de manutenção de pressão em reservatórios de gás-condensado. Este método oferece vantagens sobre a injeção de gás: o gás pode ser vendido desde o início da produção do reservatório; os custos de injeção são muito menores; a razão de mobilidade favorável garante uma alta eficiência de varredura; e a pressão do reservatório é mantida sem alterar a composição, e, portanto, a pressão de ponto de orvalho, do gás. No entanto, a injeção de água não foi geralmente aceita para reservatórios de gás-condensado devido às seguintes preocupações: A água avançada poderia aprisionar uma quantidade significativa de gás. Pode não ser possível remobilizar o gás anteriormente aprisionado durante uma subsequente depressurização. As permeabilidades relativas de três fases para condições em que ocorre condensação retrograda são virtualmente desconhecidas e podem ser desfavoráveis. A elevação do poço poderia ser um problema sério se houver altos índices de água antes e durante a depressurização. Os três primeiros desses fatores referem-se ao comportamento de fluxo dentro do reservatório e são abordados neste artigo. A elevação do poço não é considerada pelos motivos explicados abaixo. Em um trabalho pioneiro, Geffen et al. mostraram que as saturações de gás aprisionado após a injeção de água estão na mesma faixa das saturações de óleo residual esperadas em reservatórios de óleo com injeção de água: ou seja, 15 a 50% do espaço poroso, dependendo das características da rocha. Eles argumentaram que esses altos valores de saturação de gás aprisionado poderiam reduzir substancialmente a recuperação de gás de tais reservatórios devido à sua magnitude e permanência. No entanto, um grande número de reservatórios de gás com aquíferos subjacentes fortes foi desenvolvido com sucesso e forneceu recuperações de gás moderadamente altas, sugerindo que pelo menos parte do gás aprisionado poderia ser remobilizado durante um período final de depressurização acelerada. Boyd et al. conseguiram depressurizar o campo Double Bayou após ele ter sido inundado por água e, assim, remobilizar parte do gás residual. Quatro anos após o início do teste, eles estimaram que um aumento na recuperação de 10% do gás inicialmente no lugar (GIIP) poderia ser recuperado. Deste aumento de 10%, cerca de 8% foi resultado da percolação de gás aprisionado da zona inundada por água. Brinkman descobriu que a depressurização acelerada no campo Lovells Lake Frio 1 aumentou a recuperação de 58 para 70% GIIP. Dos 12% de aumento, quase 10% foi causado pelo gás aprisionado percolando das zonas inundadas por água. Lutes et al. obtiveram 8% GIIP da percolação durante a depressurização acelerada no campo Katy, mas esperavam 20%. Eles concluíram que a recuperação foi restrita pela quantidade de gás que poderia percolar das zonas com injeção de água devido a altas pressões resultantes da percolação das zonas com injeção de água devido a permeabilidades relativas desfavoráveis.",
    url = "https://doi.org/10.2118/15875-pa",
    doi = "10.2118/15875-pa",
    openalex = "W1967047948"
}

No último ano, os autores receberam muitas perguntas de empresas, tanto internacionais quanto nacionais, relacionadas a reservatórios de condensado de gás. Parece que os condensados de gás estão se tornando mais importantes em todo o mundo. Muitas sociedades internacionais de petróleo estão começando a realizar conferências especificamente voltadas para reservatórios de condensado de gás e discutindo todos os parâmetros pertinentes a tais sistemas. À luz desse interesse crescente, os autores elaboraram uma lista curta de perguntas que são mais frequentemente feitas. De fato, essas perguntas apontam para duas áreas específicas que governam a produção e os planos de exploração futura para sistemas de condensado de gás. Essas duas áreas são caracterização e influências do condensado retrogrado na permeabilidade relativa. Descobriu-se que a caracterização dos fluidos de condensado de gás pode ser fortemente influenciada por dois fatores principais: qualquer grau de contaminação por uma fase líquida livre in situ; retenção do condensado retrogrado na formação, resultando em GORs de produção excessivos. Deve-se ter cuidado ao amostrar poços de condensado de gás a fim de produzir fluidos recombinados representativos. Para obter uma avaliação adequada do reservatório de condensado de gás, é necessário caracterizar adequadamente os fluidos in situ. Trabalhos experimentais e teóricos realizados na avaliação dos efeitos do condensado retrogrado apontaram para o fato de que a influência do condensado retrogrado é muito mais deletéria em formações mais apertadas e fluidos com maior tensão interfacial. A capacidade de identificar a influência do líquido retrogrado nas taxas de produção da fase gasosa é uma tarefa difícil e os dados fornecidos aqui comparam os efeitos do condensado retrogrado em dois níveis de tensão interfacial e como função da permeabilidade da rocha. Descobriu-se que, em uma revisão de quatro reservatórios de condensado de gás, um dos quais incluía um sistema fraturado, houve um acoplamento de uma multiplicidade de fatores, incluindo: efeitos de tensão interfacial; razão de viscosidade; cicatrização de fraturas com seu efeito concomitante na permeabilidade absoluta. Para prever adequadamente tais sistemas, um simulador deve incorporar esses efeitos. Amostragem de reservatórios de condensado Reservatórios de condensado são inerentemente mais difíceis de caracterizar corretamente. A literatura mostra muitas diferenças entre reservatórios de condensado de gás e reservatórios de gás seco (l-6). Uma pergunta frequentemente feita é durante e após a amostragem. A Figura 1 fornece uma resposta de GOR versus taxa de fluxo total bastante típica de um reservatório de condensado de gás. Observa-se que, em taxas de fluxo muito baixas, tem-se um GOR de produção alto e, além de um certo valor mínimo em GOR, a tendência é novamente ascendente. É fácil identificar por que isso ocorre, mas, às vezes, quando se enfrenta a possibilidade de ter corridas de amostragem extras e gastar mais tempo no campo, a geração de um gráfico como o da Figura 1 não é fácil. No mesmo gráfico, compara-se a resposta que normalmente seria vista para um reservatório de petróleo. Com o reservatório de petróleo, a técnica de amostragem é bastante fácil de especificar. Tudo o que se deve fazer é tentar produzir o poço em um domínio baixo o suficiente para que seja produzido um GOR constante. Como o comportamento é assintótico como função da taxa de fluxo total decrescente do poço, é fácil identificar qual nível de produção é necessário aplicar para coletar as amostras de gás e líquido.

@inproceedings{thomas1995towards,
    author = "Thomas, F.B. and Zhou, X. and Bennion, D.B. and Bennion, D.W.",
    title = "Towards Optimizing Gas Condensate Reservoirs",
    year = "1995",
    booktitle = "Annual Technical Meeting",
    abstract = "No último ano, os autores responderam a muitas perguntas de empresas, tanto internacionais quanto nacionais, relacionadas a reservatórios de gás condensado. Parece que os gases condensados estão se tornando mais importantes em todo o mundo. Muitas sociedades internacionais de petróleo estão começando a realizar conferências especificamente voltadas para reservatórios de gás condensado e discutindo todos os parâmetros relevantes para tais sistemas. À luz desse interesse crescente, os autores elaboraram uma lista curta de perguntas que são mais frequentemente feitas. De fato, essas perguntas apontam para duas áreas específicas que governam a produção e os planos de exploração futura para sistemas de gás condensado. Essas duas áreas são caracterização e influências do condensado retrogrado na permeabilidade relativa. Foi encontrado que a caracterização dos fluidos de gás condensado pode ser fortemente influenciada por dois fatores principais: qualquer grau de contaminação por uma fase líquida livre in situ; retenção do condensado retrogrado na formação, resultando em GORs de produção excessivos. Deve-se ter cuidado ao amostrar poços de gás condensado a fim de produzir fluidos recombinados representativos. Para obter uma avaliação adequada do reservatório de gás condensado, é necessário caracterizar adequadamente os fluidos in situ. Trabalhos experimentais e teóricos realizados na avaliação dos efeitos do condensado retrogrado apontaram para o fato de que a influência do condensado retrogrado é muito mais prejudicial em formações mais compactas e fluidos com maior tensão interfacial. A capacidade de identificar a influência do líquido retrogrado nas taxas de produção da fase gasosa é uma tarefa difícil e os dados fornecidos aqui comparam os efeitos do condensado retrogrado em dois níveis de tensão interfacial e como função da permeabilidade da rocha. Foi encontrado que, em uma revisão de quatro reservatórios de gás condensado, um dos quais incluía um sistema fraturado, houve uma combinação de uma multiplicidade de fatores, incluindo: efeitos de tensão interfacial; razão de viscosidade; cura de fraturas com seu efeito concomitante na permeabilidade absoluta. Para prever adequadamente tais sistemas, um simulador deve incorporar esses efeitos. Amostragem de reservatórios de condensado Reservatórios de condensado são inerentemente mais difíceis de caracterizar corretamente. A literatura mostra muitas diferenças entre reservatórios de gás condensado e reservatórios de gás seco (l-6). Uma pergunta frequentemente feita é durante e após a amostragem. A Figura 1 fornece uma resposta de GOR versus taxa de fluxo total bastante típica de um reservatório de gás condensado. Observa-se que, em taxas de fluxo muito baixas, tem-se um GOR de produção alto e, além de um certo valor mínimo em GOR, a tendência é novamente ascendente. É fácil identificar por que isso ocorre, mas, às vezes, quando se enfrenta a possibilidade de realizar corridas de amostragem extras e gastar mais tempo no campo, a geração de um gráfico como o da Figura 1 não é fácil. No mesmo gráfico, compara-se a resposta que normalmente seria observada para um reservatório de petróleo. Com o reservatório de petróleo, a técnica de amostragem é bastante fácil de especificar. Tudo o que se deve fazer é tentar produzir o poço em um domínio baixo o suficiente para que seja produzido um GOR constante. Como o comportamento é assintótico como função da taxa de fluxo total decrescente do poço, é fácil identificar qual nível de produção é necessário aplicar para coletar as amostras de gás e líquido.",
    url = "https://doi.org/10.2118/95-09",
    doi = "10.2118/95-09",
    openalex = "W2025110695",
    references = "doi1010160016003259903692, doi101016002197978390396x, doi101016s0376736108x70013, doi10211819729pa, doi1021189354"
}

Resumo A avaliação de reservatórios de gás condensado exige uma coordenação cuidadosa de todos os parâmetros no processo analítico. Portanto, o procedimento de amostragem, a análise laboratorial das amostras coletadas, o projeto do equipamento de teste e o projeto e análise do teste em si são todos críticos para a precisão da análise. Este artigo delineia a metodologia e os procedimentos utilizados na avaliação de reservatórios de gás condensado. Obter uma amostra representativa de fluido de formação que possa ser utilizada para análise composicional e pressão-volume-temperatura (PVT) é crucial na avaliação de reservatórios de gás condensado. Na maioria dos casos, isso significa manter uma amostra monofásica o mais próximo possível das condições reais do reservatório. Novas tecnologias de amostragem foram introduzidas que melhoram a qualidade da amostra inicial e podem manter a integridade da amostra. Além disso, novas tecnologias de sensores de poço mostram promessa de melhorar as estimativas de contaminação da amostra e realizar medições de propriedades de fluidos in situ. As várias técnicas de amostragem são discutidas, e comparações de processos que incluem teste de formação por cabos de aço e amostragem de fundo de poço, amostragem isocinética utilizada em testes de haste de perfuração e produção, e amostragem superficial são realizadas. Os procedimentos de teste laboratorial, incluindo validação da qualidade da amostra, propagação de erro e contaminação da amostra, também são discutidos. O fluxo de gás condensado em um reservatório é um problema matemático complicado envolvendo mudanças de fase, perda de condensado nos pequenos poros da rocha, fluxo multifásico do óleo de gás úmido e possivelmente água, redistribuição de fase dentro e ao redor do poço, e finalmente, vaporização de líquido de volta para o gás condensado. Um teste de poço pode fornecer identificação das permeabilidades absolutas do reservatório e relativas, a causa da permeabilidade do gás em declínio, danos próximos ao poço e a pressão do reservatório. Ele também pode distinguir a extensão do banco de líquido-condensado que forma um reservatório composto, bem como a localização das fronteiras próximas. O procedimento e as técnicas de análise serão ilustrados através da apresentação de dois casos de campo. No primeiro caso, a pressão de fluxo está acima da pressão de ponto de orvalho. Portanto, o fluido dentro do reservatório é um gás de fase única, e a precipitação de líquido causa segregação de fase no poço. No segundo caso, o poço está produzindo abaixo da pressão de ponto de orvalho, enquanto a pressão original do reservatório está acima da pressão de ponto de orvalho. Isso fez com que o teste de poço se assemelhasse ao de um reservatório composto com efeitos anteriores de segregação de fase.

@article{doi10211868668ms,
    author = "Kool, Henk and Azari, Mehdi and Soliman, M. Y. and Proett, Mark and Irani, Cyrus A. and Bjørn, Dybdahl",
    title = "Testing of Gas Condensate Reservoirs - Sampling, Test Design and Analysis",
    year = "2001",
    journal = "SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition",
    abstract = "Resumo A avaliação de reservatórios de gás condensado exige uma coordenação cuidadosa de todos os parâmetros no processo analítico. Portanto, o procedimento de amostragem, a análise laboratorial das amostras coletadas, o projeto do equipamento de teste e o projeto e análise do teste em si são todos críticos para a precisão da análise. Este artigo delineia a metodologia e os procedimentos utilizados na avaliação de reservatórios de gás condensado. Obter uma amostra representativa de fluido de formação que possa ser utilizada para análise composicional e pressão-volume-temperatura (PVT) é crucial na avaliação de reservatórios de gás condensado. Na maioria dos casos, isso significa manter uma amostra monofásica o mais próximo possível das condições reais do reservatório. Novas tecnologias de amostragem foram introduzidas que melhoram a qualidade da amostra inicial e podem manter a integridade da amostra. Além disso, novas tecnologias de sensores de poço mostram promessa de melhorar as estimativas de contaminação da amostra e realizar medições de propriedades de fluidos in situ. As várias técnicas de amostragem são discutidas, e comparações de processos que incluem teste de formação por cabos de aço e amostragem de fundo de poço, amostragem isocinética utilizada em testes de haste de perfuração e produção, e amostragem superficial são realizadas. Os procedimentos de teste laboratorial, incluindo validação da qualidade da amostra, propagação de erro e contaminação da amostra, também são discutidos. O fluxo de gás condensado em um reservatório é um problema matemático complicado envolvendo mudanças de fase, perda de condensado nos pequenos poros da rocha, fluxo multifásico do óleo de gás úmido e possivelmente água, redistribuição de fase dentro e ao redor do poço, e finalmente, vaporização de líquido de volta para o gás condensado. Um teste de poço pode fornecer identificação das permeabilidades absolutas do reservatório e relativas, a causa da permeabilidade do gás em declínio, danos próximos ao poço e a pressão do reservatório. Ele também pode distinguir a extensão do banco de líquido-condensado que forma um reservatório composto, bem como a localização das fronteiras próximas. O procedimento e as técnicas de análise serão ilustrados através da apresentação de dois casos de campo. No primeiro caso, a pressão de fluxo está acima da pressão de ponto de orvalho. Portanto, o fluido dentro do reservatório é um gás de fase única, e a precipitação de líquido causa segregação de fase no poço. No segundo caso, o poço está produzindo abaixo da pressão de ponto de orvalho, enquanto a pressão original do reservatório está acima da pressão de ponto de orvalho. Isso fez com que o teste de poço se assemelhasse ao de um reservatório composto com efeitos anteriores de segregação de fase.",
    url = "https://doi.org/10.2118/68668-ms",
    doi = "10.2118/68668-ms",
    openalex = "W2011174284",
    references = "crossref2002gascondensate, doi1010160016003259903692, doi102118219g, doi10211826496pa, doi10211828829ms, doi10211838649ms, doi10252330766ms, doi10252362920ms, doi10252363071ms, doi10252364650ms, openalexw1481537814"
}

Experimentos de coreflood foram realizados em núcleos de carbonato e arenito de reservatórios de gás-condensado na Arábia Saudita para avaliar a perda na permeabilidade relativa ao gás causada pela acumulação de condensado e entupimento por água. Amostras de campo de condensado foram utilizadas nesses experimentos para simular o fluxo bifásico na região ao redor do poço quando a pressão de fluxo no fundo do poço caiu abaixo do ponto de orvalho. O impacto de vários fluidos utilizados como fluidos de completamento também foi investigado nas condições do reservatório. Vários solventes foram avaliados para remover tanto o entupimento por condensado quanto o entupimento por água. Os resultados experimentais mostram que reduções de 70% a 95% na permeabilidade relativa ao gás foram observadas em núcleos de reservatório devido ao entupimento por condensado. Os solventes estudados foram considerados eficazes para melhorar a permeabilidade relativa ao gás. Este estudo também quantificou os volumes de tratamento com metanol necessários para aumentar a permeabilidade relativa ao gás nas condições de laboratório, o que poderia ser extrapolado para as condições de campo. A redução na permeabilidade relativa ao gás foi mais pronunciada durante o fluxo bifásico na presença de saturação de água devido ao efeito duplo do entupimento por condensado e água. O metanol desloca o condensado retrogrado e mantém a permeabilidade relativa ao gás melhorada bem no período de produção pós-tratamento. Misturas de metanol e água foram ineficazes na remoção do entupimento por condensado e reduziram a produtividade de gás após seu tratamento. O metanol foi eficaz na remoção de água dos núcleos. Uma mistura de álcool isopropílico e metanol produziu resultados favoráveis semelhantes aos do metanol puro. Em resumo, todos os solventes avaliados foram eficazes na remoção do entupimento por condensado do núcleo, adiaram a acumulação de condensado e melhoraram a produtividade de gás.

@article{doi10211893210ms,
    author = "Al-Anazi, Hamoud e Solares, J. Ricardo e Al-Faifi, M. G.",
    title = "O Impacto do Entupimento por Condensado e Fluidos de Completamento na Produtividade de Gás em Reservatórios de Gás-Condensado",
    year = "2005",
    journal = "SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition",
    abstract = "Experimentos de coreflood foram realizados em núcleos de carbonato e arenito de reservatórios de gás-condensado na Arábia Saudita para avaliar a perda na permeabilidade relativa ao gás causada pela acumulação de condensado e entupimento por água. Amostras de campo de condensado foram utilizadas nesses experimentos para simular o fluxo bifásico na região ao redor do poço quando a pressão de fluxo no fundo do poço caiu abaixo do ponto de orvalho. O impacto de vários fluidos utilizados como fluidos de completamento também foi investigado nas condições do reservatório. Vários solventes foram avaliados para remover tanto o entupimento por condensado quanto o entupimento por água. Os resultados experimentais mostram que reduções de 70\% a 95\% na permeabilidade relativa ao gás foram observadas em núcleos de reservatório devido ao entupimento por condensado. Os solventes estudados foram considerados eficazes para melhorar a permeabilidade relativa ao gás. Este estudo também quantificou os volumes de tratamento com metanol necessários para aumentar a permeabilidade relativa ao gás nas condições de laboratório, o que poderia ser extrapolado para as condições de campo. A redução na permeabilidade relativa ao gás foi mais pronunciada durante o fluxo bifásico na presença de saturação de água devido ao efeito duplo do entupimento por condensado e água. O metanol desloca o condensado retrogrado e mantém a permeabilidade relativa ao gás melhorada bem no período de produção pós-tratamento. Misturas de metanol e água foram ineficazes na remoção do entupimento por condensado e reduziram a produtividade de gás após seu tratamento. O metanol foi eficaz na remoção de água dos núcleos. Uma mistura de álcool isopropílico e metanol produziu resultados favoráveis semelhantes aos do metanol puro. Em resumo, todos os solventes avaliados foram eficazes na remoção do entupimento por condensado do núcleo, adiaram a acumulação de condensado e melhoraram a produtividade de gás.",
    url = "https://doi.org/10.2118/93210-ms",
    doi = "10.2118/93210-ms",
    openalex = "W2035483863"
}

Resumo Os reservatórios de gás condensado sofrem perdas significativas de produtividade à medida que a pressão do reservatório cai abaixo do ponto de orvalho devido à acumulação de condensado e à subsequente redução na permeabilidade relativa do gás. Uma maneira potencial de superar esse problema é alterar a molhabilidade do reservatório para molhamento por gás, a fim de reduzir a acumulação de condensado próximo ao poço e manter alta produtividade. O objetivo deste estudo foi avaliar a eficácia de vários tratamentos químicos na alteração da molhabilidade de reservatórios de gás-condensado de molhamento por líquido para molhamento intermediário por gás. Experimentos de coreflood foram realizados em núcleos de reservatórios de carbonato e arenito e núcleos de Berea em condições simuladas de reservatório. Vários produtos químicos (fluoroquímicos e silanos) foram triados neste estudo para determinar sua capacidade de remover o condensado retido dos núcleos, melhorar a permeabilidade relativa do gás e retardar a acumulação de condensado. Os resultados dos testes de coreflood mostraram que a eficácia do surfactante fluoroquímico é afetada pelo volume de tratamento, tempo de envelhecimento, permeabilidade do núcleo e temperatura. Núcleos de arenito tratados com 1,25% em peso de produto químico de silano mostraram repelência a líquidos (água e condensado) e uma melhoria (até 42%) na permeabilidade relativa do gás. Verificou-se que a permeabilidade do núcleo desempenha um papel na eficácia dos agentes de alteração de molhabilidade. Testes de molhabilidade mostraram que o ângulo de contato nos núcleos tratados é de 116° para água e 114° para condensado, indicando alteração de molhabilidade de líquido para molhamento intermediário por gás. A análise por Microscópio Eletrônico de Varredura Ambiental (ESEM) realizada em núcleos tratados com silanos forneceu evidência conclusiva de alteração de molhabilidade na escala de poros.

@article{doi102118107493ms,
    author = "Al-Anazi, Hamoud and Xiao, J. J. and Aleidan, Ahmed and Buhidma, Ismail M. and Ahmed, Mahbub S. and Al-Faifi, Mohammad and Assiri, Wisam",
    title = "Gas Productivity Enhancement by Wettability Alteration of Gas-Condensate Reservoirs",
    year = "2007",
    abstract = "Resumo Os reservatórios de gás condensado sofrem perdas significativas de produtividade à medida que a pressão do reservatório cai abaixo do ponto de orvalho devido à acumulação de condensado e à subsequente redução na permeabilidade relativa do gás. Uma maneira potencial de superar esse problema é alterar a molhabilidade do reservatório para molhamento por gás, a fim de reduzir a acumulação de condensado próximo ao poço e manter alta produtividade. O objetivo deste estudo foi avaliar a eficácia de vários tratamentos químicos na alteração da molhabilidade de reservatórios de gás-condensado de molhamento por líquido para molhamento intermediário por gás. Experimentos de coreflood foram realizados em núcleos de reservatórios de carbonato e arenito e núcleos de Berea em condições simuladas de reservatório. Vários produtos químicos (fluoroquímicos e silanos) foram triados neste estudo para determinar sua capacidade de remover o condensado retido dos núcleos, melhorar a permeabilidade relativa do gás e retardar a acumulação de condensado. Os resultados dos testes de coreflood mostraram que a eficácia do surfactante fluoroquímico é afetada pelo volume de tratamento, tempo de envelhecimento, permeabilidade do núcleo e temperatura. Núcleos de arenito tratados com 1,25% em peso de produto químico de silano mostraram repelência a líquidos (água e condensado) e uma melhoria (até 42%) na permeabilidade relativa do gás. Verificou-se que a permeabilidade do núcleo desempenha um papel na eficácia dos agentes de alteração de molhabilidade. Testes de molhabilidade mostraram que o ângulo de contato nos núcleos tratados é de 116° para água e 114° para condensado, indicando alteração de molhabilidade de líquido para molhamento intermediário por gás. A análise por Microscópio Eletrônico de Varredura Ambiental (ESEM) realizada em núcleos tratados com silanos forneceu evidência conclusiva de alteração de molhabilidade na escala de poros.",
    url = "https://doi.org/10.2118/107493-ms",
    doi = "10.2118/107493-ms",
    openalex = "W2045121780",
    references = "doi10211822636pa"
}

Resumo Muitos poços de gás sofrem perda de produtividade devido à acumulação de líquidos na região próxima ao poço. A estimulação química pode ser usada como remédio alterando a molhabilidade para não molhante líquido. Tratamentos bem-sucedidos diminuem a armadilha de líquidos, aumentam a mobilidade dos fluidos e melhoram a entregabilidade do poço. Este artigo apresenta o primeiro tratamento químico eficaz para mitigar o bloqueio de líquidos em reservatórios de gás carbonáticos. Testes de triagem foram desenvolvidos para identificar rapidamente e efetivamente químicos adequados de um grande conjunto de compostos. Medidas de espectroscopia fotoeletrônica de raios X (XPS) e testes de imbibição de gota com água e n-decano foram encontrados como indicadores necessários, mas não suficientes, da eficácia dos químicos e foram usados como testes de triagem. Uma parte integral do desenvolvimento da solução de tratamento foi a seleção de uma mistura de solventes capaz de entregar o químico fluorado à superfície da rocha. A solução de tratamento, mistura de químico dissolvido em solvente, deve ser estável na presença tanto de salmoura quanto de condensado para que não precipite e não reduza a permeabilidade da rocha. Adquirimos valores de permeabilidade relativa medidos em núcleos de calcário Texas cream (TCL) de experimentos de núcleo de alta pressão/alta temperatura (HP/HT) antes e depois do tratamento. As medições foram feitas usando um método pseudoeleito-estacionário com uma mistura sintética de gás/condensado. Para melhorar a durabilidade do tratamento, um primer especial de amina é introduzido. A permeabilidade relativa do gás aumentou consideravelmente (aproximadamente 80%) após o tratamento em comparação com a antes do tratamento. Este aumento permaneceu substancial, maior que 60% após a injeção de mais de 1.000 volumes de poros (PV) de mistura de gás/condensado. Encontramos um aumento ainda maior na permeabilidade relativa do gás durante o deslocamento não estacionário de água por metano. A melhoria permaneceu após a injeção de 20 PV de salmoura e o aumento da temperatura no núcleo tratado de 175 para 275°F. O tratamento químico desenvolvido nesta pesquisa pode ser aplicado para aumentar a entregabilidade do poço tanto de gás quanto de condensado no campo, desde que seja projetado adequadamente considerando parâmetros chave como pressão e temperatura do reservatório, salinidade da salmoura e saturação inicial de água.

@article{doi102118133591pa,
    author = "Ahmadi, Mohabbat e Sharma, Mukul e Pope, G. A. e Torres, D. E. e McCulley, C. A. e Linnemeyer, Harry",
    title = "Chemical Treatment To Mitigate Condensate and Water Blocking in Gas Wells in Carbonate Reservoirs",
    year = "2010",
    journal = "SPE Production \& Operations",
    abstract = "Resumo Muitos poços de gás sofrem perda de produtividade devido à acumulação de líquidos na região próxima ao poço. A estimulação química pode ser usada como remédio alterando a molhabilidade para não molhante líquido. Tratamentos bem-sucedidos diminuem a armadilha de líquidos, aumentam a mobilidade dos fluidos e melhoram a entregabilidade do poço. Este artigo apresenta o primeiro tratamento químico eficaz para mitigar o bloqueio de líquidos em reservatórios de gás carbonáticos. Testes de triagem foram desenvolvidos para identificar rapidamente e efetivamente químicos adequados de um grande conjunto de compostos. Medidas de espectroscopia fotoeletrônica de raios X (XPS) e testes de imbibição de gota com água e n-decano foram encontrados como indicadores necessários, mas não suficientes, da eficácia dos químicos e foram usados como testes de triagem. Uma parte integral do desenvolvimento da solução de tratamento foi a seleção de uma mistura de solventes capaz de entregar o químico fluorado à superfície da rocha. A solução de tratamento, mistura de químico dissolvido em solvente, deve ser estável na presença tanto de salmoura quanto de condensado para que não precipite e não reduza a permeabilidade da rocha. Adquirimos valores de permeabilidade relativa medidos em núcleos de calcário Texas cream (TCL) de experimentos de núcleo de alta pressão/alta temperatura (HP/HT) antes e depois do tratamento. As medições foram feitas usando um método pseudoeleito-estacionário com uma mistura sintética de gás/condensado. Para melhorar a durabilidade do tratamento, um primer especial de amina é introduzido. A permeabilidade relativa do gás aumentou consideravelmente (aproximadamente 80\%) após o tratamento em comparação com a antes do tratamento. Este aumento permaneceu substancial, maior que 60\% após a injeção de mais de 1.000 volumes de poros (PV) de mistura de gás/condensado. Encontramos um aumento ainda maior na permeabilidade relativa do gás durante o deslocamento não estacionário de água por metano. A melhoria permaneceu após a injeção de 20 PV de salmoura e o aumento da temperatura no núcleo tratado de 175 para 275°F. O tratamento químico desenvolvido nesta pesquisa pode ser aplicado para aumentar a entregabilidade do poço tanto de gás quanto de condensado no campo, desde que seja projetado adequadamente considerando parâmetros chave como pressão e temperatura do reservatório, salinidade da salmoura e saturação inicial de água.",
    url = "https://doi.org/10.2118/133591-pa",
    doi = "10.2118/133591-pa",
    openalex = "W1992767771"
}

Resumo A heterogeneidade e a baixa permeabilidade dos reservatórios de carbonatos retrogrados são os principais desafios para manter a produtividade dos poços de gás. O grau de heterogeneidade varia ao longo do campo e dentro das áreas de drenagem dos poços, onde a permeabilidade diminui de poucos milidarcies para menos de 0,2 md. Foram conduzidos estudos aprofundados para explorar esses reservatórios de baixa permeabilidade, não apenas focando no desempenho dos poços, mas estendendo-se para garantir o aumento e a sustentação da produtividade de gás através da aplicação prática de tecnologias. O principal objetivo deste artigo é avaliar o desempenho da Fraturamento Multi-Etapa (FME) em poços horizontais que foram perfurados convencionalmente e não atenderam às expectativas de entrega de gás. Este artigo fornece uma análise detalhada do desempenho dos poços, abordagens de exploração, implementação bem-sucedida e casos ótimos para utilizar novas tecnologias de completamento, como o fraturamento multi-etapa horizontal, para revitalizar poços de gás de baixa produção devido à baixa permeabilidade do reservatório. Posicionar o eixo do poço horizontal em relação às direções de tensão desempenha um papel fundamental no sucesso e na eficácia do fraturamento para aumentar e sustentar a produtividade. Vários poços foram perfurados em reservatórios de baixa permeabilidade, mas não conseguiram alcançar ou sustentar a taxa de gás alvo. Recentemente, dois poços foram desviados geometricamente, visando os intervalos de desenvolvimento com base nos registros do poço original e completados com FME na direção da tensão mínima. Os registros de poço aberto mostraram um desenvolvimento de porosidade baixa, semelhante aos poços verticais. No entanto, após a realização do fraturamento em múltiplas etapas, ambos os poços produziram uma taxa sustentável de mais de 25 MMSCFD, o que levou à sua conexão com usinas de gás. A colocação desses desvios na direção da tensão mínima ajudou a criar fraturas transversais que se conectam aos pontos produtivos e sustentam a produção de gás. Este artigo fornece diretrizes abrangentes para selecionar candidatos ótimos para FME com base na heterogeneidade do reservatório, no projeto adequado e na execução do fraturamento. Ele também aborda vários componentes que contribuíram para o sucesso de ambos os poços, como o desenvolvimento do reservatório, planejamento prévio de intervenção, estudos de geo-mecânica, operações de perfuração e suporte em tempo real, otimização das operações de completamento e melhores práticas, e avaliação de desempenho de outros produtores no campo. O artigo também inclui recomendações essenciais para o desenvolvimento de reservatórios de gás de baixa permeabilidade.

@article{doi102118161664ms,
    author = "Al-Anazi, Hamoud and Abdulbaqi, Dana M. and Habbtar, Ali and Al-Kanaan, Adnan",
    title = "Successful Implementation of Horizontal Multi-Stage Fracturing Enhanced Gas Production in Heterogeneous \& Tight Gas-Condensate Reservoirs: Case Studies",
    year = "2012",
    journal = "Abu Dhabi International Petroleum Conference and Exhibition",
    abstract = "Resumo A heterogeneidade e a baixa permeabilidade dos reservatórios de carbonatos retrogrados são os principais desafios para manter a produtividade dos poços de gás. O grau de heterogeneidade varia ao longo do campo e dentro das áreas de drenagem dos poços, onde a permeabilidade diminui de poucos milidarcies para menos de 0,2 md. Foram conduzidos estudos aprofundados para explorar esses reservatórios de baixa permeabilidade, não apenas focando no desempenho dos poços, mas estendendo-se para garantir o aumento e a sustentação da produtividade de gás através da aplicação prática de tecnologias. O principal objetivo deste artigo é avaliar o desempenho da Fraturamento Multi-Etapa (FME) em poços horizontais que foram perfurados convencionalmente e não atenderam às expectativas de entrega de gás. Este artigo fornece uma análise detalhada do desempenho dos poços, abordagens de exploração, implementação bem-sucedida e casos ótimos para utilizar novas tecnologias de completamento, como o fraturamento multi-etapa horizontal, para revitalizar poços de gás de baixa produção devido à baixa permeabilidade do reservatório. Posicionar o eixo do poço horizontal em relação às direções de tensão desempenha um papel fundamental no sucesso e na eficácia do fraturamento para aumentar e sustentar a produtividade. Vários poços foram perfurados em reservatórios de baixa permeabilidade, mas não conseguiram alcançar ou sustentar a taxa de gás alvo. Recentemente, dois poços foram desviados geometricamente, visando os intervalos de desenvolvimento com base nos registros do poço original e completados com FME na direção da tensão mínima. Os registros de poço aberto mostraram um desenvolvimento de porosidade baixa, semelhante aos poços verticais. No entanto, após a realização do fraturamento em múltiplas etapas, ambos os poços produziram uma taxa sustentável de mais de 25 MMSCFD, o que levou à sua conexão com usinas de gás. A colocação desses desvios na direção da tensão mínima ajudou a criar fraturas transversais que se conectam aos pontos produtivos e sustentam a produção de gás. Este artigo fornece diretrizes abrangentes para selecionar candidatos ótimos para FME com base na heterogeneidade do reservatório, no projeto adequado e na execução do fraturamento. Ele também aborda vários componentes que contribuíram para o sucesso de ambos os poços, como o desenvolvimento do reservatório, planejamento prévio de intervenção, estudos de geo-mecânica, operações de perfuração e suporte em tempo real, otimização das operações de completamento e melhores práticas, e avaliação de desempenho de outros produtores no campo. O artigo também inclui recomendações essenciais para o desenvolvimento de reservatórios de gás de baixa permeabilidade.",
    url = "https://doi.org/10.2118/161664-ms",
    doi = "10.2118/161664-ms",
    openalex = "W2008011200",
    references = "alanazi2010effective, doi101306061609012, doi102118102262ms, doi102118107493ms, doi102118133591pa, doi102118136953ms, doi102118160848ms, doi10211884258ms, doi10211893210ms, doi10211894256ms, doi102523107493ms"
}

Resumo Os sistemas de gás condensado retrogrado são sistemas complexos devido às mudanças composicionais únicas que ocorrem quando a pressão do reservatório é reduzida. A seleção correta da Equação de Estado (EOS) é necessária para uma adequada caracterização de fluidos, de modo que o comportamento PVT no modelo de simulação seja uma boa representação do fluido do reservatório. Dados PVT de alta qualidade e precisos podem reduzir a incerteza nas propriedades do fluido do reservatório e preparar o terreno para a modelagem de engenharia de reservatórios, ao mesmo tempo em que melhoram o trabalho técnico no qual as decisões de investimento são baseadas. Para obter dados PVT confiáveis para modelagem eficaz de reservatórios, as seguintes etapas são essenciais: Aquisição de volumes suficientes de amostras representativas de fluido de reservatório. Exame e supervisão adequados de todos os experimentos de campo e laboratório para garantir a precisão, consistência e validade dos resultados da análise PVT resultante. Os resultados dos experimentos PVT são importados para software PVT para validação, a fim de assegurar uma boa correspondência entre os dados simulados e experimentais. Este processo gera o modelo de Equação de Estado necessário para balanço de massa e outros estudos de simulação para reservatórios de gás condensado. O teste de balanço de massa é um dos métodos que podem ser usados para validar dados PVT de laboratório. É um teste rigoroso para a avaliação da consistência composicional entre a composição do alimentação, as composições de vapor e líquido do separador. Outros meios de validação de dados PVT de laboratório incluem gráfico de balanço de massa, gráfico de Hoffman, gráficos de comparação CVD/CCE e diagramas de Campbell. Estes gráficos servem como métodos de avaliação da qualidade dos dados antes de serem usados para caracterização EOS. As verificações de validação PVT ajudam a confirmar o verdadeiro conteúdo do fluido como gás condensado rico ou pobre e também confirmam a razão gás-óleo do sistema. Dados PVT imprecisos podem fornecer informações enganosas que poderiam causar uma avaliação errada do hidrocarboneto no local. No entanto, quando esses métodos são aplicados corretamente, podem levar a grandes economias para a empresa, pois resultados precisos são obtidos a partir de modelos de simulação de reservatórios, o que pode auxiliar esforços de otimização e alcançar recuperação incremental.

@article{doi102118172359ms,
    author = "Akpabio, Julius U. e Udofia, Emmanuel e Ogbu, Michael",
    title = "Caracterização de Fluidos PVT e Verificação de Consistência para Modelagem de Reservatórios de Condensado Retrogrado",
    year = "2014",
    journal = "Conferência Anual Internacional SPE da Nigéria e Exposição",
    abstract = "Resumo Os sistemas de gás condensado retrogrado são sistemas complexos devido às mudanças composicionais únicas que ocorrem quando a pressão do reservatório é reduzida. A seleção correta da Equação de Estado (EOS) é necessária para uma adequada caracterização de fluidos, de modo que o comportamento PVT no modelo de simulação seja uma boa representação do fluido do reservatório. Dados PVT de alta qualidade e precisos podem reduzir a incerteza nas propriedades do fluido do reservatório e preparar o terreno para a modelagem de engenharia de reservatórios, ao mesmo tempo em que melhoram o trabalho técnico no qual as decisões de investimento são baseadas. Para obter dados PVT confiáveis para modelagem eficaz de reservatórios, as seguintes etapas são essenciais: Aquisição de volumes suficientes de amostras representativas de fluido de reservatório. Exame e supervisão adequados de todos os experimentos de campo e laboratório para garantir a precisão, consistência e validade dos resultados da análise PVT resultante. Os resultados dos experimentos PVT são importados para software PVT para validação, a fim de assegurar uma boa correspondência entre os dados simulados e experimentais. Este processo gera o modelo de Equação de Estado necessário para balanço de massa e outros estudos de simulação para reservatórios de gás condensado. O teste de balanço de massa é um dos métodos que podem ser usados para validar dados PVT de laboratório. É um teste rigoroso para a avaliação da consistência composicional entre a composição do alimentação, as composições de vapor e líquido do separador. Outros meios de validação de dados PVT de laboratório incluem gráfico de balanço de massa, gráfico de Hoffman, gráficos de comparação CVD/CCE e diagramas de Campbell. Estes gráficos servem como métodos de avaliação da qualidade dos dados antes de serem usados para caracterização EOS. As verificações de validação PVT ajudam a confirmar o verdadeiro conteúdo do fluido como gás condensado rico ou pobre e também confirmam a razão gás-óleo do sistema. Dados PVT imprecisos podem fornecer informações enganosas que poderiam causar uma avaliação errada do hidrocarboneto no local. No entanto, quando esses métodos são aplicados corretamente, podem levar a grandes economias para a empresa, pois resultados precisos são obtidos a partir de modelos de simulação de reservatórios, o que pode auxiliar esforços de otimização e alcançar recuperação incremental.",
    url = "https://doi.org/10.2118/172359-ms",
    doi = "10.2118/172359-ms",
    openalex = "W2082418539",
    references = "doi10211868668ms"
}

@inproceedings{abdullatif2015optimising,
    author = "Abdul-Latif, Benson Lamidi e Kwesi, Dziwornu Christian e Ernest, Adaze e Fahd, King",
    title = "Otimização do Espaçamento de Poços Horizontais em Reservatórios de Gás e Gás-Condensado (Russo)",
    year = "2015",
    booktitle = "Conferência SPE de Tecnologia de Petróleo da Rússia",
    url = "https://doi.org/10.2118/176586-ru",
    doi = "10.2118/176586-ru",
    openalex = "W4239982112",
    references = "doi10211854627ms"
}

@inproceedings{abdullatif2016modeling,
    author = "Abdul-Latif, Benson Lamidi e Dziwornu, Christian Kwesi e Phu Ha, Nguyen e Riverson, Oppong",
    title = "Modelagem e Otimização da Injeção de Água em Reservatórios de Gás Condensado (Russo)",
    year = "2016",
    booktitle = "Conferência e Exposição de Tecnologia de Petróleo SPE da Rússia",
    url = "https://doi.org/10.2118/182058-ru",
    doi = "10.2118/182058-ru",
    openalex = "W2528850395",
    references = "doi10211815875pa, doi10211822636pa, doi10211825070ms"
}

Resumo A maioria dos projetos de recuperação secundária geralmente não é iniciada em um reservatório de gás ou petróleo até que seja ditada pela pressão de esgotamento do reservatório ou pela razão gás-petróleo (RGP) ou pelo índice de produtividade decrescente do reservatório. Durante este processo, é necessário dispersar efetivamente um padrão de injeção para evitar que os bancos de petróleo se afastem dos poços de produção. Reservatórios de gás condensado geralmente são produzidos usando técnicas de esgotamento primário, que em média são ineficientes para produzir os componentes líquidos valiosos na forma de líquido condensado. Embora a abordagem mais comum usada para melhorar a produtividade líquida em reservatórios de gás condensado seja o método de reciclagem do gás produzido através do reservatório, esta técnica não é economicamente viável devido ao fato de que descontos maiores são geralmente aplicados aos valores de venda de gás para vendas adiadas. Este artigo apresenta uma técnica de melhorar a produtividade líquida em poços de gás condensado mantendo a pressão do reservatório acima da pressão de ponto de orvalho. A injeção de água em um modelo de simulação de gás condensado com padrões de espaçamento de poços iguais em padrões de desenvolvimento de cinco e sete pontos é utilizada. Os resultados da simulação mostraram que a injeção contínua de água resultou em recuperação ótima de hidrocarbonetos de 15% e 27% respectivamente da massa inicial, superior ao esgotamento primário para reservatórios de gás condensado com razão de gás condensado de 190 STB/MMscf e 300 STB/MMscf. Estes resultados demonstram vividamente que a injeção de água em poços de gás condensado pode talvez ser usada como uma técnica eficaz de recuperação melhorada de petróleo.

@article{doi102118182058ms,
    author = "Abdul-Latif, Benson Lamidi e Dziwornu, Christian Kwesi e Ha, Nguyen Phu e Riverson, Oppong",
    title = "Modelagem e Otimização da Injeção de Água em Reservatórios de Gás Condensado",
    year = "2016",
    journal = "Conferência e Exposição de Tecnologia de Petróleo Russa SPE",
    abstract = "Resumo A maioria dos projetos de recuperação secundária geralmente não é iniciada em um reservatório de gás ou petróleo até que seja ditada pela pressão de esgotamento do reservatório ou pela razão gás-petróleo (RGP) ou pelo índice de produtividade decrescente do reservatório. Durante este processo, é necessário dispersar efetivamente um padrão de injeção para evitar que os bancos de petróleo se afastem dos poços de produção. Reservatórios de gás condensado geralmente são produzidos usando técnicas de esgotamento primário, que em média são ineficientes para produzir os componentes líquidos valiosos na forma de líquido condensado. Embora a abordagem mais comum usada para melhorar a produtividade líquida em reservatórios de gás condensado seja o método de reciclagem do gás produzido através do reservatório, esta técnica não é economicamente viável devido ao fato de que descontos maiores são geralmente aplicados aos valores de venda de gás para vendas adiadas. Este artigo apresenta uma técnica de melhorar a produtividade líquida em poços de gás condensado mantendo a pressão do reservatório acima da pressão de ponto de orvalho. A injeção de água em um modelo de simulação de gás condensado com padrões de espaçamento de poços iguais em padrões de desenvolvimento de cinco e sete pontos é utilizada. Os resultados da simulação mostraram que a injeção contínua de água resultou em recuperação ótima de hidrocarbonetos de 15% e 27% respectivamente da massa inicial, superior ao esgotamento primário para reservatórios de gás condensado com razão de gás condensado de 190 STB/MMscf e 300 STB/MMscf. Estes resultados demonstram vividamente que a injeção de água em poços de gás condensado pode talvez ser usada como uma técnica eficaz de recuperação melhorada de petróleo.",
    url = "https://doi.org/10.2118/182058-ms",
    doi = "10.2118/182058-ms",
    openalex = "W2528264400",
    references = "doi10211825070ms"
}

O armazenamento de condensado resulta de uma combinação de fatores, incluindo propriedades dos fluidos, características de fluxo da formação e pressões na formação e no poço. O desempenho produtivo pode sofrer se esses fatores não forem compreendidos no início do desenvolvimento do campo. Determinar as propriedades dos fluidos pode ser vital em qualquer reservatório, desempenhando, portanto, um papel crucial em reservatórios de gás-condensado onde a razão condensado/gás é significativa nas estimativas do potencial de vendas de gás e líquido. Uma vez que os fluidos do reservatório entram no poço, tanto as condições de temperatura quanto de pressão podem mudar, onde o líquido condensado pode ser produzido para o poço, mas o líquido também pode ser separado dentro do poço. Se o líquido cair de volta pelo poço, a porcentagem de líquido aumentará e pode eventualmente restringir a produção. Portanto, é muito importante para uma gestão robusta do reservatório que cada parâmetro de controle e incerteza seja compreendido não apenas na teoria, mas também na prática com exemplos sólidos, como feito neste estudo. Um software comercial robusto de otimização e incerteza é acoplado a um simulador comercial de física completa que modela o fenômeno para investigar a significância dos principais parâmetros no desempenho de reservatórios de gás-condensado sob reciclagem. Variáveis de controle e incerteza foram investigadas por meio de várias execuções de simulação em faixas especificadas para representar condições reais de reservatório e desempenho, em vez de suposições teóricas. Este estudo visa preparar uma visão sobre o mecanismo do processo de injeção de gás na redução de perdas de produtividade de poços de gás devido ao bloqueio por condensado na região próxima ao poço. O objetivo principal deste trabalho é investigar a reciclagem de gás no reservatório para melhorar a recuperação de condensado. Os resultados mostram a influência de cada variável de controle ou incerteza, levando a uma melhor compreensão da gestão de reservatórios de gás-condensado sob reciclagem de gás. O impacto das fraturas é significativo e os diagramas de tornado ilustram a significância relativa de cada fator. Os resultados e sensibilidades são comparados e discutidos à luz de uma revisão abrangente da literatura sobre reciclagem de reservatórios de gás-condensado com diferentes métodos de otimização de processo. A significância de todos os principais parâmetros é delineada usando gráficos de tornado para servir como um exemplo prático para a otimização de aplicações futuras relevantes.

@article{doi102118182854ms,
    author = "Temizel, Cenk e Kirmaci, Harun e Tiwari, Aditya e Balaji, Karthik e Suhag, Anuj e Ranjith, Rahul e Wijaya, Zein e Zhu, Ying e Yegin, Cengiz e Gazar, Ashraf Lofty El",
    title = "Uma Investigação da Reciclagem de Gás em Reservatórios de Gás-Condensado Fraturados",
    year = "2016",
    abstract = "Resumo O armazenamento de condensado resulta de uma combinação de fatores, incluindo propriedades dos fluidos, características de fluxo da formação e pressões na formação e no poço. O desempenho produtivo pode sofrer se esses fatores não forem compreendidos no início do desenvolvimento do campo. Determinar as propriedades dos fluidos pode ser vital em qualquer reservatório, desempenhando, portanto, um papel crucial em reservatórios de gás-condensado onde a razão condensado/gás é significativa nas estimativas do potencial de vendas de gás e líquido. Uma vez que os fluidos do reservatório entram no poço, tanto as condições de temperatura quanto de pressão podem mudar, onde o líquido condensado pode ser produzido para o poço, mas o líquido também pode ser separado dentro do poço. Se o líquido cair de volta pelo poço, a porcentagem de líquido aumentará e pode eventualmente restringir a produção. Portanto, é muito importante para uma gestão robusta do reservatório que cada parâmetro de controle e incerteza seja compreendido não apenas na teoria, mas também na prática com exemplos sólidos, como feito neste estudo. Um software comercial robusto de otimização e incerteza é acoplado a um simulador comercial de física completa que modela o fenômeno para investigar a significância dos principais parâmetros no desempenho de reservatórios de gás-condensado sob reciclagem. Variáveis de controle e incerteza foram investigadas por meio de várias execuções de simulação em faixas especificadas para representar condições reais de reservatório e desempenho, em vez de suposições teóricas. Este estudo visa preparar uma visão sobre o mecanismo do processo de injeção de gás na redução de perdas de produtividade de poços de gás devido ao bloqueio por condensado na região próxima ao poço. O objetivo principal deste trabalho é investigar a reciclagem de gás no reservatório para melhorar a recuperação de condensado. Os resultados mostram a influência de cada variável de controle ou incerteza, levando a uma melhor compreensão da gestão de reservatórios de gás-condensado sob reciclagem de gás. O impacto das fraturas é significativo e os diagramas de tornado ilustram a significância relativa de cada fator. Os resultados e sensibilidades são comparados e discutidos à luz de uma revisão abrangente da literatura sobre reciclagem de reservatórios de gás-condensado com diferentes métodos de otimização de processo. A significância de todos os principais parâmetros é delineada usando gráficos de tornado para servir como um exemplo prático para a otimização de aplicações futuras relevantes.",
    url = "https://doi.org/10.2118/182854-ms",
    doi = "10.2118/182854-ms",
    openalex = "W2555269578",
    references = "thomas1995towards"
}

Para alcançar as receitas econômicas máximas em reservatórios de gás-condensado, uma ferramenta de otimização é empregada para estimar a localização ótima do poço. A análise de incerteza em reservatórios de gás-condensado é um requisito prévio antes da fase de desenvolvimento do reservatório de hidrocarbonetos. Ao contrário da maioria dos desenvolvimentos convencionais de reservatórios, a otimização do espaçamento de poços em campos de gás-condensado recebeu menos atenção devido a uma suposição geral de que as técnicas de otimização e metodologias computacionais aplicadas ao desenvolvimento de campos de petróleo podem ser aplicadas a campos de gás-condensado. As análises de incerteza foram realizadas usando projeto fatorial de quarta ordem em um domínio de dados de campo de gás-condensado para identificar fatores-chave que afetam a produção de condensados de reservatórios heterogêneos e de ultra-baixa permeabilidade. As funções objetivo de posicionamento de poços para reservatórios de gás-condensado foram otimizadas como funções da produção cumulativa de condensados usando algoritmos genéticos. Com modelagem composicional, mecanismos de busca exaustiva foram empregados para validar os resultados de nossa ferramenta de otimização proposta. Os resultados da ferramenta de otimização proposta foram mais economicamente viáveis em comparação com os mecanismos de busca exaustiva e, portanto, podem ser empregados como uma ferramenta de otimização muito mais simples, menos exaustiva e economicamente viável para projetos de posicionamento de poços em reservatórios de gás-condensado. Ao usar algoritmos genéticos, concluímos que a maioria das ferramentas de otimização não possui tanto confiabilidade quanto eficiência. Observou-se que a ferramenta de otimização de algoritmos genéticos é o método mais confiável para reservatórios de gás condensado, embora o número excessivo de execuções de simulação para campos grandes torne sua aplicação cara. Uma abordagem mais estratégica foi usada para formular funções objetivo, incorporando ao mesmo tempo o efeito do armazenamento de condensado em reservatórios de gás-condensado.

@inproceedings{abdullatif2017well,
    author = "Abdul-Latif, Benson Lamidi and Edem, Tsikplornu Daniel and Hikmahtiar, Syouma",
    title = "Well Placement Optimisation in Gas-Condensate Reservoirs Using Genetic Algorithms",
    year = "2017",
    booktitle = "SPE/IATMI Asia Pacific Oil \& Gas Conference and Exhibition",
    abstract = "Para alcançar as receitas econômicas máximas em reservatórios de gás-condensado, uma ferramenta de otimização é empregada para estimar a localização ótima do poço. A análise de incerteza em reservatórios de gás-condensado é um requisito prévio antes da fase de desenvolvimento do reservatório de hidrocarbonetos. Ao contrário da maioria dos desenvolvimentos convencionais de reservatórios, a otimização do espaçamento de poços em campos de gás-condensado recebeu menos atenção devido a uma suposição geral de que as técnicas de otimização e metodologias computacionais aplicadas ao desenvolvimento de campos de petróleo podem ser aplicadas a campos de gás-condensado. As análises de incerteza foram realizadas usando projeto fatorial de quarta ordem em um domínio de dados de campo de gás-condensado para identificar fatores-chave que afetam a produção de condensados de reservatórios heterogêneos e de ultra-baixa permeabilidade. As funções objetivo de posicionamento de poços para reservatórios de gás-condensado foram otimizadas como funções da produção cumulativa de condensados usando algoritmos genéticos. Com modelagem composicional, mecanismos de busca exaustiva foram empregados para validar os resultados de nossa ferramenta de otimização proposta. Os resultados da ferramenta de otimização proposta foram mais economicamente viáveis em comparação com os mecanismos de busca exaustiva e, portanto, podem ser empregados como uma ferramenta de otimização muito mais simples, menos exaustiva e economicamente viável para projetos de posicionamento de poços em reservatórios de gás-condensado. Ao usar algoritmos genéticos, concluímos que a maioria das ferramentas de otimização não possui tanto confiabilidade quanto eficiência. Observou-se que a ferramenta de otimização de algoritmos genéticos é o método mais confiável para reservatórios de gás condensado, embora o número excessivo de execuções de simulação para campos grandes torne sua aplicação cara. Uma abordagem mais estratégica foi usada para formular funções objetivo, incorporando ao mesmo tempo o efeito do armazenamento de condensado em reservatórios de gás-condensado.",
    url = "https://doi.org/10.2118/186251-ms",
    doi = "10.2118/186251-ms",
    openalex = "W2766319640",
    references = "doi1010079781447107217, doi101007s1059600690319, doi10211838895ms, doi10211869439ms, doi10211871625ms, doi10252338895ms, doi10252369439ms, openalexw2186773233"
}

Quando a pressão do reservatório é reduzida abaixo da pressão de ponto de orvalho em reservatórios de gás de xisto condensado, o condensado se forma na formação. A acumulação de condensado reduz severamente a produção comercial de reservatórios de gás de xisto condensado. Buscar maneiras de mitigar o condensado na formação e melhorar tanto a recuperação de condensado quanto de gás em reservatórios de xisto tem importância significativa. Poucos estudos relacionados foram realizados. Neste artigo, estudos experimentais e numéricos foram conduzidos para avaliar o desempenho da injeção de CO2 huff-n-puff para melhorar a recuperação de condensado em reservatórios de xisto. Experimentalmente, testes de CO2 huff-n-puff em núcleo de xisto foram realizados. Um modelo de simulação em escala de campo teórico foi construído. Os efeitos da pressão de injeção, tempo de injeção e tempo de imersão na eficiência do CO2 huff-n-puff foram examinados. Os resultados experimentais indicam que a recuperação de condensado foi aumentada para 30,36% após 5 ciclos de CO2 huff-n-puff. Além disso, os resultados da simulação indicam que o período de injeção e a pressão de injeção devem ser otimizados para garantir que a pressão da região principal de condensado permaneça acima da pressão de ponto de orvalho. O processo de imersão deve ser determinado com base na pressão de injeção. Este trabalho pode lançar luz para uma melhor compreensão da estratégia de recuperação aprimorada de petróleo (EOR) por CO2 huff-n-puff em reservatórios de gás de xisto condensado.

@article{doi103390en12010042,
    author = "Meng, Xingbang e Meng, Zhan e Ma, Jixiang e Wang, Tengfei",
    title = "Avaliação de Desempenho da Injeção de Gás CO2 Huff-n-Puff em Reservatórios de Gás de Xisto Condensado",
    year = "2018",
    journal = "Energies",
    abstract = "Quando a pressão do reservatório é reduzida abaixo da pressão de ponto de orvalho em reservatórios de gás de xisto condensado, o condensado se forma na formação. A acumulação de condensado reduz severamente a produção comercial de reservatórios de gás de xisto condensado. Buscar maneiras de mitigar o condensado na formação e melhorar tanto a recuperação de condensado quanto de gás em reservatórios de xisto tem importância significativa. Poucos estudos relacionados foram realizados. Neste artigo, estudos experimentais e numéricos foram conduzidos para avaliar o desempenho da injeção de CO2 huff-n-puff para melhorar a recuperação de condensado em reservatórios de xisto. Experimentalmente, testes de CO2 huff-n-puff em núcleo de xisto foram realizados. Um modelo de simulação em escala de campo teórico foi construído. Os efeitos da pressão de injeção, tempo de injeção e tempo de imersão na eficiência do CO2 huff-n-puff foram examinados. Os resultados experimentais indicam que a recuperação de condensado foi aumentada para 30,36% após 5 ciclos de CO2 huff-n-puff. Além disso, os resultados da simulação indicam que o período de injeção e a pressão de injeção devem ser otimizados para garantir que a pressão da região principal de condensado permaneça acima da pressão de ponto de orvalho. O processo de imersão deve ser determinado com base na pressão de injeção. Este trabalho pode lançar luz para uma melhor compreensão da estratégia de recuperação aprimorada de petróleo (EOR) por CO2 huff-n-puff em reservatórios de gás de xisto condensado.",
    url = "https://doi.org/10.3390/en12010042",
    doi = "10.3390/en12010042",
    openalex = "W2905916867",
    references = "doi10211862930ms"
}

Os reservatórios de gás natural e gás condensado têm sido propostos como um potencial para fornecer fontes de energia acessíveis e mais limpas para o crescimento populacional global e a expansão da industrialização simultaneamente. Este trabalho avalia a simulação de reservatórios para otimização da produção usando o modelo de Rede Neural Profunda - Rede Neural Artificial (DNN-ANN) para prever a pressão de ponto de orvalho em reservatórios de gás condensado do Campo-X na Região do Delta do Níger, na Nigéria. A pressão de ponto de orvalho (DPP) dos reservatórios de gás condensado foi estimada como uma função da composição do gás, temperatura do reservatório, peso molecular e gravidade específica do percentual de heptano mais. Os resultados obtidos mostram que o erro relativo médio (MRE) e o R-quadrado (R2) são 0,99965 e 3,35%, respectivamente, indicando que o modelo é excelente na previsão de valores de DPP. O modelo de Rede Neural Profunda - Rede Neural Artificial (DNN-ANN) também é avaliado em comparação com modelos anteriores criados por autores anteriores. Recomenda-se que o modelo DNN - ANN desenvolvido neste estudo possa ser aplicado à simulação de reservatórios e análise de modelagem de desempenho de poços, problemas de engenharia de reservatórios e otimização da produção.

@article{doi104314jasemv27i1135,
    author = "Abeshi, P. U. e Oliomogbe, Timothy Imanobe e Emegha, Joseph Onyeka e Adeyeye, V.A. e Atunwa, Y. O.",
    title = "Application of Deep Neural Network-Artificial Neural Network Model for Prediction Of Dew Point Pressure in Gas Condensate Reservoirs from Field-X in the Niger Delta Region Nigeria",
    year = "2023",
    journal = "Journal of applied science and environmental management",
    abstract = "Os reservatórios de gás natural e gás condensado têm sido propostos como um potencial para fornecer fontes de energia acessíveis e mais limpas para o crescimento populacional global e a expansão da industrialização simultaneamente. Este trabalho avalia a simulação de reservatórios para otimização da produção usando o modelo de Rede Neural Profunda - Rede Neural Artificial (DNN-ANN) para prever a pressão de ponto de orvalho em reservatórios de gás condensado do Campo-X na Região do Delta do Níger, na Nigéria. A pressão de ponto de orvalho (DPP) dos reservatórios de gás condensado foi estimada como uma função da composição do gás, temperatura do reservatório, peso molecular e gravidade específica do percentual de heptano mais. Os resultados obtidos mostram que o erro relativo médio (MRE) e o R-quadrado (R2) são 0,99965 e 3,35%, respectivamente, indicando que o modelo é excelente na previsão de valores de DPP. O modelo de Rede Neural Profunda - Rede Neural Artificial (DNN-ANN) também é avaliado em comparação com modelos anteriores criados por autores anteriores. Recomenda-se que o modelo DNN - ANN desenvolvido neste estudo possa ser aplicado à simulação de reservatórios e análise de modelagem de desempenho de poços, problemas de engenharia de reservatórios e otimização da produção.",
    url = "https://doi.org/10.4314/jasem.v27i11.35",
    doi = "10.4314/jasem.v27i11.35",
    openalex = "W4389673199",
    references = "crossref2017gascondensate"
}

O reservatório de gás condensado é classificado como um recurso de gás natural que produz líquido condensado no reservatório quando a pressão no reservatório cai abaixo do ponto de orvalho. Uma estratégia inovadora para abordar o bloqueio de condensado próximo ao poço envolve modificar a molhabilidade da superfície da rocha do reservatório. Isso é alcançado através de tratamento químico, transicionando a superfície de um estado de forte molhabilidade líquida para forte ou molhabilidade intermediária de gás. Esta abordagem moderna mitiga efetivamente o bloqueio de condensado e seus desafios associados. Ajustar e sustentar condições de molhabilidade dentro de reservatórios de gás requer produtos químicos adequados para uma certa condição de reservatório. O artigo apresenta uma revisão detalhada da molhabilidade e dos processos envolvidos na alteração da molhabilidade especificamente em reservatórios de gás condensado. Em seguida, os produtos químicos comumente usados para alteração da molhabilidade, juntamente com seus mecanismos de fluxo induzidos, são discutidos e revisados juntamente com uma perspectiva de modelagem molecular sobre problemas modernos de molhabilidade e fenômenos interfaciais. Este artigo também se concentra no uso de nanopartículas e fluoroquímicos como agentes de alteração da molhabilidade, dado que as nanopartículas fluoradas são supostamente superiores aos agentes químicos de alteração da molhabilidade, pois mudam a molhabilidade da superfície da rocha modificando tanto a energia superficial quanto a rugosidade superficial. Esta Revisão indica o uso promissor de várias nanopartículas juntamente com materiais fluoro para melhorar a recuperação final de hidrocarbonetos em reservatórios de gás condensado. Na próxima parte, são apresentadas simulações de dinâmica molecular da imbibição de n-alcanos em fendas orgânicas de querogênio. A influência da adsorção competitiva sobre fluxos multicomponentes de petróleo bruto e transição de molhabilidade em superfícies com rugosidade molecular são discutidas. Problemas reais e desafios de métodos de modelagem molecular também são apresentados.

@article{doi101021acsenergyfuels3c03515,
    author = "Kazemi, Fatemeh e Khlyupin, Aleksey e Azin, Reza e Osfouri, Shahriar e Khosravi, Arash e Sedaghat, Mohammad Hossein e Kazemzadeh, Yousef e Gerke, Kirill M. e Karsanina, Marina V.",
    title = "Alteração da Molhabilidade em Reservatórios de Gás Condensado: Uma Revisão Crítica das Oportunidades e Desafios",
    year = "2024",
    journal = "Energy \& Fuels",
    abstract = "O reservatório de gás condensado é classificado como um recurso de gás natural que produz líquido condensado no reservatório quando a pressão no reservatório cai abaixo do ponto de orvalho. Uma estratégia inovadora para abordar o bloqueio de condensado próximo ao poço envolve modificar a molhabilidade da superfície da rocha do reservatório. Isso é alcançado através de tratamento químico, transicionando a superfície de um estado de forte molhabilidade líquida para forte ou molhabilidade intermediária de gás. Esta abordagem moderna mitiga efetivamente o bloqueio de condensado e seus desafios associados. Ajustar e sustentar condições de molhabilidade dentro de reservatórios de gás requer produtos químicos adequados para uma certa condição de reservatório. O artigo apresenta uma revisão detalhada da molhabilidade e dos processos envolvidos na alteração da molhabilidade especificamente em reservatórios de gás condensado. Em seguida, os produtos químicos comumente usados para alteração da molhabilidade, juntamente com seus mecanismos de fluxo induzidos, são discutidos e revisados juntamente com uma perspectiva de modelagem molecular sobre problemas modernos de molhabilidade e fenômenos interfaciais. Este artigo também se concentra no uso de nanopartículas e fluoroquímicos como agentes de alteração da molhabilidade, dado que as nanopartículas fluoradas são supostamente superiores aos agentes químicos de alteração da molhabilidade, pois mudam a molhabilidade da superfície da rocha modificando tanto a energia superficial quanto a rugosidade superficial. Esta Revisão indica o uso promissor de várias nanopartículas juntamente com materiais fluoro para melhorar a recuperação final de hidrocarbonetos em reservatórios de gás condensado. Na próxima parte, são apresentadas simulações de dinâmica molecular da imbibição de n-alcanos em fendas orgânicas de querogênio. A influência da adsorção competitiva sobre fluxos multicomponentes de petróleo bruto e transição de molhabilidade em superfícies com rugosidade molecular são discutidas. Problemas reais e desafios de métodos de modelagem molecular também são apresentados.",
    url = "https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.3c03515",
    doi = "10.1021/acs.energyfuels.3c03515",
    openalex = "W4391134604",
    references = "doi10211815875pa, esmaeili2015enhancing"
}