Gas-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 = "Estructura del yacimiento de condensado gaseoso del horizonte Parfenovskii del campo petrolífero Markovskii",
    year = "1968",
    howpublished = "Geología del petróleo y el gas, v. 6, p. 26-30",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Zolotov, A. N. et al., 1968, Estructura del yacimiento de condensado gaseoso del horizonte Parfenovskii del campo petrolífero Markovskii: Geología del petróleo y el gas, v. 6, p. 26-30.}"
}

@misc{bakirov1969oil2,
    author = "Bakirov, A. A. y Ryabuknin, G. Y",
    title = "Áreas y Regiones de Petróleo y Gas de la URSS",
    year = "1969",
    howpublished = "Moscú, Editorial Nedra, 477 p",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Bakirov, A. A., y Ryabuknin, G. Y., 1969, Áreas y Regiones de Petróleo y Gas de la URSS: Moscú, Editorial Nedra, 477 p.}"
}

@misc{samsonov1970about6,
    author = "Samsonov, V. V. y Tyshchenko, L. F",
    title = "Acerca de las conexiones genéticas entre los gases de los poros cerrados y los gases de las capas productivas",
    year = "1970",
    howpublished = "Geología del petróleo y el gas, v. 8, p. 33-36",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Samsonov, V. V., y Tyshchenko, L. F., 1970, Acerca de las conexiones genéticas entre los gases de los poros cerrados y los gases de las capas productivas: Geología del petróleo y el gas, v. 8, p. 33-36.}"
}

@article{vassoyevich1970more9,
    author = "Vassoyevich, N. B. et al",
    title = "Más sobre la cuestión de las perspectivas de petróleo y gas en depósitos del Cámbrico tardío",
    year = "1970",
    journal = "Geología Soviética, v. 4, p. 66-79; traducción al inglés por el Instituto Geológico Americano, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Vassoyevich, N. B. et al., 1970, Más sobre la cuestión de las perspectivas de petróleo y gas en depósitos del Cámbrico tardío: Geología Soviética, v. 4, p. 66-79; traducción al inglés por el Instituto Geológico Americano, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418.}"
}

@misc{vasilyev1975gas8,
    author = "Vasil'yev, V. G. y Zhabrev, I. P",
    title = "Yacimientos de gas y condensado de gas, libro de referencia",
    year = "1975",
    howpublished = "Moscú, Editorial Nedra, 527 p",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Vasil'yev, V. G., y Zhabrev, I. P., 1975, Yacimientos de gas y condensado de gas, libro de referencia: Moscú, Editorial Nedra, 527 p.}"
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@misc{balitov1977about3,
    author = "Balitov, N. V",
    title = "Sobre el origen de los aceites sulfurados y sulfuro de hidrógeno en los gases del horizonte Osinskii del circo Irkutskii",
    year = "1977",
    howpublished = "Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Balitov, N. V., 1977, Sobre el origen de los aceites sulfurados y sulfuro de hidrógeno en los gases del horizonte Osinskii del circo Irkutskii: Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55.}"
}

@misc{bakirov1979oil1,
    author = "Bakirov, A. A",
    title = "Áreas y Regiones de Petróleo y Gas de la URSS",
    year = "1979",
    howpublished = "Moscú, Editorial Nedra, 456 p",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Bakirov, A. A., 1979, Áreas y Regiones de Petróleo y Gas de la URSS: Moscú, Editorial Nedra, 456 p.}"
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@misc{goldberg1981razdelnyi4,
    author = "Gol'dberg, I. S. y Lebedev, B. A. y Frolov, B. M",
    title = "Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Predicción separada de la distribución de gas, petróleo y bitúmenes en la Plataforma Siberiana] [en ruso]",
    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., y Frolov, B. M., 1981, Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Predicción separada de la distribución de gas, petróleo y bitúmenes en la Plataforma Siberiana] [en ruso]: Geologiya Nefti i Gaza, v. 2, p. 22-26.}"
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@misc{kalinko1982geologic5,
    author = "Kalinko, M. K",
    title = "Condiciones geológicas para la formación de acumulaciones de gas-condensado de diversos tipos genéticos [en ruso]",
    year = "1982",
    howpublished = "Trudy VNIGNI, v. 240, p. 5-17; Resumen en inglés en Petroleum Geology, v. 20, no.9, 1984, p.395-397",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Kalinko, M. K., 1982, Condiciones geológicas para la formación de acumulaciones de gas-condensado de diversos tipos genéticos [en ruso]: Trudy VNIGNI, v. 240, p. 5-17; Resumen en inglés en Petroleum Geology, v. 20, no.9, 1984, p.395-397.}"
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Resumen Este artículo presenta una ecuación de estado (EOS) generalizada que representa varias EOS cúbicas ampliamente utilizadas. La forma generalizada se obtiene mediante la manipulación de la EOS de Martin y se aplica en este estudio. Se describe un procedimiento de pseudoización de componentes que preserva las densidades y viscosidades de los pseudocomponentes y la mezcla original como funciones de presión y temperatura. Este procedimiento se aplica junto con los requisitos de balance de materia en la generación de propiedades de petróleo negro de dos componentes para condensados de gas. Se demuestra el acuerdo entre las simulaciones de petróleo negro y composicionales completas del agotamiento de yacimientos de condensado de gas para un condensado muy rico y cercano a la temperatura crítica. Además, se muestra el acuerdo entre los resultados composicionales de la EOS y los datos de expansión de laboratorio. La simulación composicional completa necesaria para el ciclo por debajo del punto de rocío se realiza para el condensado cercano a la temperatura crítica con un amplio rango de pseudoizaciones de componentes. Los resultados muestran la necesidad bien conocida de dividir la fracción C7+ e indican un conjunto mínimo de aproximadamente seis componentes totales necesarios para una precisión aceptable. Introducción Los yacimientos de condensado de gas se simulan frecuentemente con modelos composicionales completos. Este artículo presenta un procedimiento de pseudoización que reduce el procedimiento de pseudoización multicomponente que reduce el fluido de condensado multicomponente a una mezcla pseudo de dos componentes de gas superficial y petróleo. Esto permite el uso de un modelo de petróleo negro modificado más simple y menos costoso que tiene en cuenta tanto el gas disuelto en el petróleo como el vapor de petróleo en el gas. Una pregunta importante en el uso del modelo de petróleo negro es si la descripción de dos componentes puede representar adecuadamente los fenómenos composicionales activos durante el agotamiento o el ciclo de los yacimientos de condensado de gas. Esta pregunta es especialmente pertinente para condensados de gas cercanos a la temperatura crítica o muy ricos. Por lo tanto, este artículo incluye una comparación de simulaciones de petróleo negro y composicionales para el agotamiento y el ciclo por debajo del punto de rocío de un condensado rico natural que solo está a 15 deg. F [8.3 deg. C] por encima de su temperatura crítica. Al igual que en un número de casos no reportados para condensados más pobres, los dos modelos dan resultados muy similares para el agotamiento. Además, los dos modelos dan resultados idénticos para el ciclo por encima del punto de rocío siempre que se cumplan ciertas condiciones. Sin embargo, el modelo de petróleo negro no es aplicable al ciclo por debajo del punto de rocío, por lo que se comparan los resultados del modelo composicional para diferentes descripciones multicomponentes para estimar el número mínimo e identidad de los componentes necesarios para una precisión aceptable. Los cálculos composicionales reportados aquí utilizan variantes de las EOS de Redlich-Kwong y Peng-Robinson. Este artículo discute una forma general de EOS cúbica basada en el trabajo de Martin que abarca todas estas EOS. Se presenta un procedimiento general de pseudoización de componentes, seguido de su aplicación a condensados de gas. presentado, seguido de su aplicación a condensados de gas. Las propiedades PVT de petróleo negro obtenidas y el acuerdo entre los datos de pruebas de laboratorio y los resultados calculados por EOS se dan para el condensado rico. Luego se comparan los resultados de simulación de petróleo negro y composicionales para el agotamiento y el ciclo por debajo del punto de rocío del condensado. Finalmente, se comparan los resultados de ciclo del modelo composicional para diferentes grados de pseudoización (agrupamiento) de componentes. Una Forma General para EOS Cúbicas El uso de una EOS en la simulación composicional del rendimiento de yacimientos y pruebas de laboratorio requiere dos ecuaciones básicas de rendimiento y pruebas de laboratorio que den el factor de compresibilidad z y la fugacidad de cada componente para una mezcla homogénea (fase). Las dos ecuaciones, (1a)(1b), dan estas cantidades como funciones de presión, temperatura y composición de fase × = {xi}. Se han desarrollado varias EOS y están en uso generalizado. Estas son las de Redlich y Kwong (RK), las modificaciones de Zudkevitch y Joffee y Joffee et al. (ZJRK) y de Soave (SRK), y la EOS de Peng y Robinson (PR). Martin muestra que todas las EOS cúbicas pueden representarse por una forma general única. El uso del trabajo de Martin y las relaciones termodinámicas básicas da formas generalizadas para las Eqs. 1a y 1b como sigue: (2a) JPT P. 1870

@article{doi10211810512pa,
    author = "Coats, K.H.",
    title = "Simulación del rendimiento de yacimientos de gas condensado",
    year = "1985",
    journal = "Journal of Petroleum Technology",
    abstract = "Resumen Este artículo presenta una ecuación de estado (EOS) generalizada que representa varias EOS cúbicas ampliamente utilizadas. La forma generalizada se obtiene mediante la manipulación de la EOS de Martin y se aplica en este estudio. Se describe un procedimiento de pseudoización de componentes que preserva las densidades y viscosidades de los pseudocomponentes y la mezcla original como funciones de presión y temperatura. Este procedimiento se aplica con los requisitos de balance de materiales en la generación de propiedades de dos componentes, modelo de petróleo negro, para gas condensado. Se demuestra el acuerdo entre las simulaciones resultantes de petróleo negro y composicionales completas del agotamiento de yacimientos de gas condensado para un condensado muy rico y cercano a la temperatura crítica. Además, se muestra el acuerdo entre los resultados composicionales de la EOS y los datos de expansión de laboratorio. La simulación composicional completa necesaria para el ciclo por debajo del punto de rocío se realiza para el condensado cercano a la temperatura crítica con un amplio rango de pseudoizaciones de componentes. Los resultados muestran la necesidad bien conocida de dividir la fracción C7+ e indican un conjunto mínimo de aproximadamente seis componentes totales necesarios para una precisión aceptable. Introducción Los yacimientos de gas condensado se simulan frecuentemente con modelos composicionales completos. Este artículo presenta un procedimiento de pseudoización que reduce el fluido de condensado multicomponente a una mezcla pseudo de dos componentes de gas superficial y petróleo. Esto permite el uso de un modelo modificado de petróleo negro más simple y menos costoso que tiene en cuenta tanto el gas disuelto en el petróleo como el vapor de petróleo en el gas. Una pregunta importante en el uso del modelo de petróleo negro es si la descripción de dos componentes puede representar adecuadamente los fenómenos composicionales activos durante el agotamiento o el ciclo de los yacimientos de gas condensado. Esta pregunta es especialmente pertinente para gas condensados cercanos a la temperatura crítica o muy ricos. Por lo tanto, este artículo incluye una comparación de simulaciones de petróleo negro y composicionales para el agotamiento y el ciclo por debajo del punto de rocío de un condensado rico natural solo 15 deg. F [8.3 deg. C] por encima de su temperatura crítica. Al igual que en un número de casos no reportados para condensados más pobres, los dos modelos dan resultados muy similares para el agotamiento. Además, los dos modelos dan resultados idénticos para el ciclo por encima del punto de rocío siempre que se cumplan ciertas condiciones. Sin embargo, el modelo de petróleo negro no es aplicable al ciclo por debajo del punto de rocío, por lo que se comparan los resultados del modelo composicional para diferentes descripciones multicomponentes para estimar el número mínimo e identidad de los componentes necesarios para una precisión aceptable. Los cálculos composicionales reportados aquí utilizan variantes de las EOS de Redlich-Kwong y Peng-Robinson. Este artículo discute una forma general de EOS cúbica basada en el trabajo de Martin que abarca todas estas EOS. Se presenta un procedimiento general de pseudoización de componentes, seguido de su aplicación a gas condensado. Se presenta, seguido de su aplicación a gas condensado. Las propiedades PVT de petróleo negro obtenidas y el acuerdo entre los datos de pruebas de laboratorio y los resultados calculados por EOS se dan para el condensado rico. Luego se comparan los resultados de simulación de petróleo negro y composicionales para el agotamiento y el ciclo por debajo del punto de rocío del condensado. Finalmente, se comparan los resultados de ciclo del modelo composicional para diferentes grados de pseudoización (agrupamiento) de componentes. Una Forma General para EOS Cúbicas El uso de una EOS en la simulación composicional del rendimiento de yacimientos y pruebas de laboratorio requiere dos ecuaciones básicas de rendimiento y pruebas de laboratorio que den el factor de compresibilidad z y la fugacidad de cada componente para una mezcla homogénea (fase). Las dos ecuaciones, (1a)(1b), dan estas cantidades como funciones de presión, temperatura y composición de fase × = {xi}. Se han desarrollado varias EOS y están en uso generalizado. Estas son las de Redlich y Kwong (RK), modificaciones por Zudkevitch y Joffee y Joffee et al. (ZJRK) y por Soave (SRK), y la EOS de Peng y Robinson (PR). Martin muestra que todas las EOS cúbicas pueden representarse por una forma general única. El uso del trabajo de Martin y relaciones termodinámicas básicas da formas generalizadas para las Eqs. 1a y 1b como sigue: (2a) JPT P. 1870",
    url = "https://doi.org/10.2118/10512-pa",
    doi = "10.2118/10512-pa",
    openalex = "W1981646315"
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Tercer Proyecto de Solución Comparativa SPE: Ciclo de Gas de Yacimientos de Condensado Retrogrado: Ciclo de Gas de Yacimientos de Condensado Retrogrado Resumen Nueve empresas participaron en este estudio de modelado artificial del ciclo de gas en un yacimiento rico en condensado de gas retrogrado. Las predicciones de la tasa de producción de petróleo en superficie difieren en los primeros años del ciclo, pero coinciden mejor al final del ciclo. La cantidad de condensado precipitado cerca del pozo de producción y su tasa de evaporación variaron ampliamente entre los participantes. La explicación parece residir en las técnicas de valores K utilizadas. Las tablas precalculadas para valores K produjeron una eliminación rápida y completa del condensado durante los últimos años del ciclo. Los métodos de ecuación de estado (EOS) produjeron una saturación de condensado estabilizada suficiente para permitir el flujo de líquido durante la mayor parte del ciclo, y el condensado nunca se revaporizó completamente. No sabemos cuál predicción es más cercana a la correcta porque nuestros datos PVT no cubrieron el rango de composiciones que existe en esta área del modelo del yacimiento Introducción SPE realizó dos proyectos de solución anteriores, ambos diseñados para medir la capacidad de simulación de vanguardia para problemas de modelado desafiantes y oportunos. El primer proyecto involucró una simulación de petróleo negro de tres capas con inyección de gas en la capa superior. Se utilizaron tanto suposiciones de presión de burbuja constante como variable. Las predicciones del modelo estuvieron en un acuerdo razonable. No se proporcionaron datos de rendimiento de los simuladores (tiempos de ejecución, tamaño de paso de tiempo, etc.). Siete empresas participaron en el proyecto. El segundo proyecto fue un estudio de cono de agua y gas con una cuadrícula radial y 15 capas. Los autores del proyecto sintieron que las variaciones inusuales de la tasa de producción del pozo y un alto GOR de solución asumido contribuyeron a la dificultad del problema. Se obtuvieron algunas discrepancias significativas en la tasa de producción de petróleo y la presión. Once empresas se unieron al proyecto. Para el tercer proyecto de solución comparativa, el Comité del Simposio de Simulación Numérica buscó un problema de modelado composicional. Se consideraron importantes las comparaciones numéricas de los datos PVT. La velocidad de los simuladores no era de interés mayor. El problema que diseñamos es el resultado de esta solicitud bastante general. Se incluyen algunas características de interés en la práctica actual de producción de mantenimiento de presión mediante inyección de gas. Los resultados confirman la conocida compensación entre el momento de las ventas de gas y la cantidad de condensado recuperado. Se ignoran varias características de interés en un examen más completo de la producción de yacimientos de gas-condensado. Estas incluyen los efectos de la acumulación de saturación de líquido cerca del pozo en la productividad del pozo y de la invasión de agua y la producción de agua en la productividad de hidrocarburos. No abordamos el papel de la dispersión numérica. Además, el proceso en superficie se simplifica y no es representativo de la recuperación económica de líquidos en operaciones típicas offshore. Simplificamos el proceso en superficie para atraer a un mayor número de participantes porque no todas las empresas tenían instalaciones para simular el procesamiento de plantas de gas con reciclaje de gas en sus simuladores composicionales. Nueve empresas respondieron a la invitación para participar. La Tabla 1 es una lista de los participantes en este proyecto. Las respuestas de los participantes estaban bien preparadas y requirieron un mínimo de discusión. Invitamos a todas las empresas a utilizar tantos componentes como fuera necesario para el ajuste preciso de los datos PVT y para la simulación del ciclo de gas. Se pidió a las empresas que indicaran los componentes realmente utilizados en el modelo del yacimiento, cómo se caracterizaron estos componentes y el ajuste a los datos PVT obtenidos con los componentes. Primero delineamos las especificaciones del problema, incluyendo datos suficientes para otros que puedan desear intentar el problema. Se proporcionan los datos PVT pertinentes. Mostramos los componentes de cada participante, las propiedades de estos componentes y el ajuste básico PVT obtenido. En muchos casos se utilizaron exclusivamente métodos EOS, pero en otros se aplicó una combinación de métodos. Se presentan los resultados de la simulación del yacimiento y se muestran comparaciones entre empresas para ambos casos de estrategia de ciclo. Finalmente, se presentan algunos hechos sobre el rendimiento de los simuladores, aunque esta información fue voluntaria. Enunciado del Problema Los dos componentes principales de un estudio de modelado composicional son los datos PVT y la cuadrícula del yacimiento. Para los datos PVT, a los participantes se les proporcionó un conjunto complementario de informes de análisis de fluidos. La especificación del modelo del yacimiento se presenta en las Tablas 2 y 3 y la cuadrícula se muestra en la Fig. Nota que la cuadrícula es de 9 × 9 × 4 y es simétrica, lo que indica que sería posible simular la mitad de la cuadrícula indicada. La mayoría de los participantes eligieron modelar la cuadrícula completa. Nota también que las capas son homogéneas y de porosidad constante, pero que la permeabilidad y el espesor varían entre capas. JPT p. 981

@article{doi10211812278pa,
    author = "Kenyon, D. E.",
    title = "Tercer Proyecto Comparativo de Soluciones SPE: Ciclo de Gas de Reservorios de Condensado Retrogrado",
    year = "1987",
    journal = "Journal of Petroleum Technology",
    abstract = "Tercer Proyecto Comparativo de Soluciones SPE: Ciclo de Gas de Condensado Retrogrado Resumen: Nueve compañías participaron en este estudio de modelado artificial del ciclo de gas en un reservorio rico en gas-condensado retrogrado. Las predicciones de la tasa de producción de petróleo superficial difieren en los primeros años del ciclo, pero coinciden mejor al final del mismo. La cantidad de condensado precipitado cerca del pozo de producción y su tasa de evaporación variaron ampliamente entre los participantes. La explicación parece residir en las técnicas de valores K utilizadas. Las tablas precalculadas para valores K produjeron una eliminación rápida y completa del condensado durante los últimos años del ciclo. Los métodos de ecuación de estado (EOS) produjeron una saturación de condensado estabilizada suficiente para permitir el flujo de líquido durante la mayor parte del ciclo, y el condensado nunca se revaporizó completamente. No sabemos cuál predicción es más cercana a la correcta porque nuestros datos PVT no cubrieron el rango de composiciones que existe en esta área del modelo del reservorio. Introducción: SPE realizó dos proyectos anteriores de solución, ambos diseñados para medir la capacidad de simulación de vanguardia para problemas de modelado desafiantes y oportunos. El primer proyecto involucró una simulación de tres capas de petróleo negro con inyección de gas en la capa superior. Se utilizaron tanto suposiciones de presión de burbuja constante como variable. Las predicciones del modelo estuvieron en un acuerdo razonable. No se proporcionaron datos de rendimiento de los simuladores (tiempos de ejecución, tamaño de paso de tiempo, etc.). Siete compañías participaron en el proyecto. El segundo proyecto fue un estudio de cono de agua y gas con una cuadrícula radial y 15 capas. Los autores del proyecto sintieron que las variaciones inusuales en la tasa del pozo y un alto GOR de solución asumido contribuyeron a la dificultad del problema. Se obtuvieron algunas discrepancias significativas en la tasa de petróleo y la presión. Once compañías se unieron al proyecto. Para el tercer proyecto comparativo de soluciones, el Comité para el Simposio de Simulación Numérica buscó un problema de modelado composicional. Se consideraron importantes las comparaciones numéricas de los datos PVT. La velocidad de los simuladores no era de interés mayor. El problema que diseñamos es el resultado de esta solicitud bastante general. Se incluyen algunas características de interés en la práctica actual de producción de mantenimiento de presión mediante inyección de gas. Los resultados confirman la conocida compensación entre el momento de las ventas de gas y la cantidad de condensado recuperado. Se ignoran varias características de interés en un examen más completo de la producción de reservorios de gas-condensado. Estas incluyen los efectos de la acumulación de saturación de líquido cerca del pozo en la productividad del pozo y de la invasión de agua y la producción de agua en la productividad de hidrocarburos. No abordamos el papel de la dispersión numérica. Además, el proceso superficial se simplificó y no es representativo de la recuperación económica de líquidos en operaciones típicas offshore. Simplificamos el proceso superficial para atraer a un mayor número de participantes porque no todas las compañías tenían instalaciones para simular el procesamiento de plantas de gas con reciclaje de gas en sus simuladores composicionales. Nueve compañías respondieron a la invitación para participar. La Tabla 1 es una lista de los participantes en este proyecto. Las respuestas de los participantes estaban bien preparadas y requirieron un mínimo de discusión. Invitamos a todas las compañías a utilizar tantos componentes como fuera necesario para el ajuste preciso de los datos PVT y para la simulación del ciclo de gas. Se pidió a las compañías que indicaran los componentes realmente utilizados en el modelo del reservorio, cómo se caracterizaron estos componentes y el ajuste a los datos PVT obtenidos con los componentes. Primero, delineamos las especificaciones del problema, incluyendo datos suficientes para otros que puedan desear intentar el problema. Se proporcionan los datos PVT pertinentes. Mostramos los componentes de cada participante, las propiedades de estos componentes y el ajuste básico PVT obtenido. En muchos casos, se utilizaron exclusivamente métodos EOS, pero en otros se aplicó una combinación de métodos. Se dan los resultados de la simulación del reservorio y se muestran comparaciones entre compañías para ambos casos de estrategia de ciclo. Finalmente, se dan algunos hechos sobre el rendimiento de los simuladores, aunque esta información fue voluntaria. Enunciado del Problema: Las dos partes principales de un estudio de modelo composicional son los datos PVT y la cuadrícula del reservorio. Para los datos PVT, a los participantes se les proporcionó un conjunto complementario de informes de análisis de fluidos. La especificación del modelo del reservicio se da en las Tablas 2 y 3 y la cuadrícula se muestra en la Fig. Nota que la cuadrícula es de 9 × 9 × 4 y es simétrica, lo que indica que sería posible simular la mitad de la cuadrícula indicada. La mayoría de los participantes eligieron modelar la cuadrícula completa. Nota también que las capas son homogéneas y de porosidad constante, pero que la permeabilidad y el espesor varían entre capas. JPT p. 981",
    url = "https://doi.org/10.2118/12278-pa",
    doi = "10.2118/12278-pa",
    openalex = "W2057596542"
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Se presentan resultados preliminares obtenidos de un programa de estudios experimentales y teóricos que examinan las incertidumbres de los yacimientos de gas-condensado sometidos a inyección de agua. A pesar de las altas saturaciones de gas atrapado (35 a 39%), agravadas por un tipo inusual de histéresis, los recuperos de gas y líquidos pueden incrementarse respecto a los obtenidos bajo agotamiento natural. Introducción La inyección de agua se ha sugerido como un método para mantener la presión en los yacimientos de gas-condensado. Este método ofrece ventajas sobre la inyección de gas: el gas puede venderse desde el inicio de la producción del yacimiento; los costos de inyección son mucho menores; la relación de movilidad favorable asegura una alta eficiencia de barrido; y la presión del yacimiento se mantiene sin cambiar la composición, y por lo tanto la presión de rocío, del gas. Sin embargo, la inyección de agua no ha sido generalmente aceptada para los yacimientos de gas-condensado debido a las siguientes preocupaciones. El agua en avance podría atrapar una cantidad significativa de gas. Puede no ser posible remobilizar el gas previamente atrapado durante una depresurización posterior. Las permeabilidades relativas de tres fases para condiciones donde ocurre la condensación retrograda son prácticamente desconocidas y pueden ser desfavorables. El levantamiento de pozos podría ser un problema grave si hay altos porcentajes de agua antes y durante la depresurización. Los primeros tres de estos factores se refieren al comportamiento del flujo dentro del yacimiento y se abordan en este documento. El levantamiento de pozos no se considera por las razones explicadas a continuación. En un trabajo pionero, Geffen et al. demostraron que las saturaciones de gas atrapado tras la inyección de agua están en el mismo rango que las saturaciones de petróleo residual esperadas en yacimientos de petróleo sometidos a inyección de agua: es decir, del 15 al 50% del espacio poroso, dependiendo de las características de la roca. Argumentaron que estos altos valores de saturación de gas atrapado podrían reducir sustancialmente el recupero de gas de tales yacimientos debido a su magnitud y permanencia. Sin embargo, se han desarrollado con éxito un gran número de yacimientos de gas con acuíferos subyacentes fuertes y han proporcionado recuperos de gas moderadamente altos, lo que sugiere que al menos parte del gas atrapado podría remobilizarse durante un período final de depresurización acelerada. Boyd et al. lograron depresurizar el campo Double Bayou después de que se hubiera agotado de agua y así remobilizar parte del gas residual. Cuatro años después del inicio del ensayo, estimaron que un aumento en el recupero del 10% del gas inicialmente en el lugar (GIIP) podría recuperarse en última instancia. De este aumento del 10%, aproximadamente el 8% fue resultado de la percolación de gas atrapado desde la zona agotada de agua. Brinkman encontró que la depresurización acelerada en el campo Lovells Lake Frio 1 aumentó el recupero del 58 al 70% GIIP. Del aumento del 12%, casi el 10% fue causado por el gas atrapado percolando desde las zonas agotadas de agua. Lutes et al. obtuvieron un 8% GIIP por percolación durante la depresurización acelerada en el campo Katy, pero esperaban un 20%. Concluyeron que el recupero estaba restringido por la cantidad de gas que podía percolar fuera de las zonas sometidas a inyección de agua debido a las altas presiones que surgían de la percolación fuera de las zonas sometidas a inyección de agua debido a permeabilidades relativas desfavorables.

@article{doi10211815875pa,
    author = "Matthews, John D. and Hawes, R.I. and Hawkyard, I.R. and Fishlock, T. P.",
    title = "Estudios de factibilidad sobre la inyección de agua en yacimientos de gas-condensado",
    year = "1988",
    journal = "Journal of Petroleum Technology",
    abstract = "Resumen: Se presentan resultados preliminares obtenidos de un programa de estudios experimentales y teóricos que examinan las incertidumbres de la inyección de agua en yacimientos de gas-condensado. A pesar de las altas saturaciones de gas atrapado (35 a 39%), agravadas por un tipo inusual de histéresis, los recuperos de gas y líquidos pueden incrementarse respecto a los obtenidos bajo agotamiento natural. Introducción: Se ha sugerido la inyección de agua como un método para mantener la presión en yacimientos de gas-condensado. Este método ofrece ventajas sobre la inyección de gas: el gas puede venderse desde el inicio de la producción del yacimiento; los costos de inyección son mucho menores; la relación de movilidad favorable asegura una alta eficiencia de barrido; y la presión del yacimiento se mantiene sin cambiar la composición, y por lo tanto la presión de punto de rocío, del gas. Sin embargo, la inyección de agua no ha sido generalmente aceptada para yacimientos de gas-condensado debido a las siguientes preocupaciones. El agua avanzada podría atrapar una cantidad significativa de gas. Puede no ser posible remobilizar el gas previamente atrapado durante una posterior despresurización. Las permeabilidades relativas de tres fases para condiciones donde ocurre la condensación retrograda son prácticamente desconocidas y pueden ser desfavorables. El levantamiento de pozos podría ser un problema grave si hay altos recortes de agua antes y durante la despresurización. Los primeros tres de estos factores se refieren al comportamiento del flujo dentro del yacimiento y se abordan en este documento. El levantamiento de pozos no se considera por las razones explicadas a continuación. En un trabajo pionero, Geffen et al. mostraron que las saturaciones de gas atrapado tras la inyección de agua están en el mismo rango que las saturaciones de petróleo residual esperadas en yacimientos de petróleo inyectados con agua: es decir, 15 a 50% del espacio poroso, dependiendo de las características de la roca. Argumentaron que estos altos valores de saturación de gas atrapado podrían reducir sustancialmente el recupero de gas de tales yacimientos debido a su magnitud y permanencia. Sin embargo, se han desarrollado con éxito un gran número de yacimientos de gas con acuíferos subyacentes fuertes y han proporcionado recuperos de gas moderadamente altos, lo que sugiere que al menos parte del gas atrapado podría ser remobilizado durante un período final de despresurización acelerada. Boyd et al. lograron despresurizar el campo Double Bayou después de que se hubiera saturado de agua y, por lo tanto, remobilizar parte del gas residual. Cuatro años después del inicio del ensayo, estimaron que un incremento en el recupero del 10% del gas inicialmente en el lugar (GIIP) podría recuperarse en última instancia. De este incremento del 10%, aproximadamente el 8% fue resultado de la percolación de gas atrapado desde la zona saturada de agua. Brinkman encontró que la despresurización acelerada en el campo Lovells Lake Frio 1 incrementó el recupero del 58 al 70% GIIP. Del incremento del 12%, casi el 10% fue causado por el gas atrapado percolando desde las zonas saturadas de agua. Lutes et al. obtuvieron un 8% GIIP de la percolación durante la despresurización acelerada en el campo Katy, pero esperaban un 20%. Concluyeron que el recupero estaba restringido por la cantidad de gas que podía percolar fuera de las zonas inyectadas con agua debido a las altas presiones que surgían de la percolación fuera de las zonas inyectadas con agua debido a permeabilidades relativas desfavorables.",
    url = "https://doi.org/10.2118/15875-pa",
    doi = "10.2118/15875-pa",
    openalex = "W1967047948"
}

Las opciones de desarrollo para yacimientos de condensados de gas son despresurizar el yacimiento, mantener la presión mediante inyección de agua o mantener la presión mediante inyección de gas. La opción de despresurización puede permitir que el agua inunde el yacimiento desde cualquier acuífero adjunto. Por lo tanto, la evaluación de las opciones depende críticamente de la interacción entre el condensado y el agua. Este artículo describe una serie de experimentos de inyección de núcleo a baja presión realizados para investigar estas interacciones.

@article{doi10399722144609201411214,
    author = "Naylor, Peter y Sargent, N. C.",
    title = "Estudio experimental de la inyección de agua y la despresurización relevante para yacimientos de condensados de gas",
    year = "1991",
    abstract = "Las opciones de desarrollo para yacimientos de condensados de gas son despresurizar el yacimiento, mantener la presión mediante inyección de agua o mantener la presión mediante inyección de gas. La opción de despresurización puede permitir que el agua inunde el yacimiento desde cualquier acuífero adjunto. Por lo tanto, la evaluación de las opciones depende críticamente de la interacción entre el condensado y el agua. Este artículo describe una serie de experimentos de inyección de núcleo a baja presión realizados para investigar estas interacciones.",
    url = "https://doi.org/10.3997/2214-4609.201411214",
    doi = "10.3997/2214-4609.201411214",
    openalex = "W1966361892"
}

Se ha investigado visualmente el comportamiento de fase y flujo del agua, el gas y el condensado en poros bajo las condiciones del yacimiento utilizando micromodelos de vidrio con patrones de poros y geometría realistas. Se estudió el desplazamiento de hidrocarburos, tanto por encima como por debajo del punto de rocío, por el agua avanzante. El modelo a saturación residual de hidrocarburos se agotó e investigó el comportamiento de removilización de las fases de gas-condensado atrapadas. Los resultados preliminares de inyección en núcleos obtenidos en condiciones similares a las pruebas de micromodelos confirman los fenómenos observados.

@article{doi10399722144609201411269,
    author = "Henderson, Graeme D and Danesh, Ali and Peden, J. M.",
    title = "An experimental investigation of waterflooding of gas condensate reservoirs and their subsequent blowdown",
    year = "1991",
    abstract = "The phase and flow behaviour of water, gas and condensate in pores at reservoir conditions have been visually investigated using glass micromodels with realistic pore pattems and geometry. The displacement of hydrocarbons, both above and below the dew point, by the advancing water was studied. The model at residual hydrocarbon saturation was depleted and the remobilisation behaviour of the trapped gascondensate phases was investigated. Preliminary core flooding results obtained at conditions similar to the micromodel tests confirm the observed phenomena.",
    url = "https://doi.org/10.3997/2214-4609.201411269",
    doi = "10.3997/2214-4609.201411269",
    openalex = "W2173527758"
}

Resumen Durante la producción de yacimientos de gas condensado que tienen acuíferos subyacentes presentes, grandes áreas del yacimiento pueden ser invadidas por agua durante la reducción de presión, resultando en el atrapamiento de grandes cantidades de hidrocarburos. Con el fin de simular este proceso en el laboratorio, se realizaron experimentos utilizando núcleos saturados con gas y condensado que inicialmente fueron inundados con agua para simular el atrapamiento de hidrocarburos. Luego se inició la reducción de presión de los núcleos para permitir que los hidrocarburos se expandieran y alcanzaran una saturación crítica de hidrocarburos en la que los hidrocarburos se removilizaron. Se encontró que la saturación crítica promedio de hidrocarburos requerida para la removilización de hidrocarburos fue aproximadamente 0,56, lo cual fue aproximadamente 0,12 más alto que la saturación inicial de hidrocarburos. La reducción de presión se inició en diferentes etapas del comportamiento de fase del fluido de gas condensado en los núcleos. Esto pareció tener solo un efecto menor en la expansión de hidrocarburos requerida para la removilización cuando las saturaciones iniciales de hidrocarburos eran similares. Los resultados destacaron diferencias significativas entre la expansión de hidrocarburos requerida para la removilización, los perfiles de producción de fluido después de la removilización y el efecto de la tasa de reducción de presión sobre la removilización, para el gas condensado en comparación con un gas de una sola fase.

@article{doi10211825070ms,
    author = "Henderson, Graeme D y Danesh, Ali y Tehrani, D. H. y Peden, J. M.",
    title = "Removilización de hidrocarburos atrapados en zonas invadidas por agua de yacimientos de gas condensado",
    year = "1992",
    journal = "All Days",
    abstract = "Resumen Durante la producción de yacimientos de gas condensado que tienen acuíferos subyacentes presentes, grandes áreas del yacimiento pueden ser invadidas por agua durante la reducción de presión, resultando en el atrapamiento de grandes cantidades de hidrocarburos. Con el fin de simular este proceso en el laboratorio, se realizaron experimentos utilizando núcleos saturados con gas y condensado que inicialmente fueron inundados con agua para simular el atrapamiento de hidrocarburos. Luego se inició la reducción de presión de los núcleos para permitir que los hidrocarburos se expandieran y alcanzaran una saturación crítica de hidrocarburos en la que los hidrocarburos se removilizaron. Se encontró que la saturación crítica promedio de hidrocarburos requerida para la removilización de hidrocarburos fue aproximadamente 0,56, lo cual fue aproximadamente 0,12 más alto que la saturación inicial de hidrocarburos. La reducción de presión se inició en diferentes etapas del comportamiento de fase del fluido de gas condensado en los núcleos. Esto pareció tener solo un efecto menor en la expansión de hidrocarburos requerida para la removilización cuando las saturaciones iniciales de hidrocarburos eran similares. Los resultados destacaron diferencias significativas entre la expansión de hidrocarburos requerida para la removilización, los perfiles de producción de fluido después de la removilización y el efecto de la tasa de reducción de presión sobre la removilización, para el gas condensado en comparación con un gas de una sola fase.",
    url = "https://doi.org/10.2118/25070-ms",
    doi = "10.2118/25070-ms",
    openalex = "W1998481961",
    references = "doi10211815455pa, doi10211819693pa, doi10211822636pa, doi10399722144609201411214, doi10399722144609201411269"
}

Resumen Se realizaron experimentos de laboratorio sobre el comportamiento del flujo de condensado de gas bajo condiciones de yacimiento. Se estudiaron dos yacimientos de condensado de gas del Mar del Norte que tienen propiedades distintas de roca y fluido. Los objetivos de las pruebas de núcleo fueron investigar los efectos de las características de la roca y del fluido en la saturación crítica de condensado (CCS), las permeabilidades relativas de gas y condensado durante la condensación in situ, la recuperación de hidrocarburos y el atrapamiento por inyección de agua, y la recuperación incremental de hidrocarburos mediante un posterior despresurización. Se encontró que tanto la CCS como la permeabilidad relativa son sensibles a la tasa de flujo y a la tensión interfacial. Los resultados sobre la sensibilidad de la tasa de permeabilidad relativa al gas sugieren que la productividad del gas limitada por la caída de condensado puede restaurarse parcialmente aumentando la tasa de producción. El comportamiento de fase y la tensión interfacial influyen en la magnitud de la reducción de la permeabilidad relativa del gas y la movilidad del condensado. Una alta tensión interfacial provocó finalmente que la permeabilidad relativa del condensado disminuyera con el aumento de la saturación de condensado. El condensado inmóvil bajo inyección de gas puede recuperarse mediante inyección de agua, pero se observó una recuperación de condensado más inmediata y eficiente cuando la saturación de condensado previa a la inyección de agua superaba la CCS. Aproximadamente el 27 %PV de gas fue atrapado por la inyección de agua. La posterior despresurización recuperó gas adicional, pero la recuperación incremental de condensado fue insignificante.

@article{doi10211830769ms,
    author = "Chen, H. L. y Wilson, Sam y Monger-McClure, T. G.",
    title = "Determinación de la Permeabilidad Relativa y la Recuperación para Yacimientos de Condensado de Gas del Mar del Norte",
    year = "1995",
    journal = "Conferencia Técnica Anual y Exposición de la SPE",
    abstract = "Resumen Se realizaron experimentos de laboratorio sobre el comportamiento del flujo de condensado de gas bajo condiciones de yacimiento. Se estudiaron dos yacimientos de condensado de gas del Mar del Norte que tienen propiedades distintas de roca y fluido. Los objetivos de las pruebas de núcleo fueron investigar los efectos de las características de la roca y del fluido en la saturación crítica de condensado (CCS), las permeabilidades relativas de gas y condensado durante la condensación in situ, la recuperación de hidrocarburos y el atrapamiento por inyección de agua, y la recuperación incremental de hidrocarburos mediante un posterior despresurización. Se encontró que tanto la CCS como la permeabilidad relativa son sensibles a la tasa de flujo y a la tensión interfacial. Los resultados sobre la sensibilidad de la tasa de permeabilidad relativa al gas sugieren que la productividad del gas limitada por la caída de condensado puede restaurarse parcialmente aumentando la tasa de producción. El comportamiento de fase y la tensión interfacial influyen en la magnitud de la reducción de la permeabilidad relativa del gas y la movilidad del condensado. Una alta tensión interfacial provocó finalmente que la permeabilidad relativa del condensado disminuyera con el aumento de la saturación de condensado. El condensado inmóvil bajo inyección de gas puede recuperarse mediante inyección de agua, pero se observó una recuperación de condensado más inmediata y eficiente cuando la saturación de condensado previa a la inyección de agua superaba la CCS. Aproximadamente el 27 %PV de gas fue atrapado por la inyección de agua. La posterior despresurización recuperó gas adicional, pero la recuperación incremental de condensado fue insignificante.",
    url = "https://doi.org/10.2118/30769-ms",
    doi = "10.2118/30769-ms",
    openalex = "W2120235335",
    references = "doi10211822636pa"
}

En el último año, los autores han recibido muchas preguntas de empresas, tanto internacionales como nacionales, relacionadas con los yacimientos de condensado de gas. Parece que los condensados de gas están volviéndose más importantes en todo el mundo. Muchas sociedades internacionales de petróleo están comenzando a celebrar conferencias específicamente orientadas a los yacimientos de condensado de gas y a discutir todos los parámetros pertinentes a dichos sistemas. A la luz de este interés creciente, los autores han elaborado una lista corta de las preguntas que se hacen con más frecuencia. De hecho, estas preguntas apuntan a dos áreas específicas que rigen la producción y los planes de explotación futura para los sistemas de condensado de gas. Estas dos áreas son la caracterización y las influencias del condensado retrogrado en la permeabilidad relativa. Se ha encontrado que la caracterización de los fluidos de condensado de gas puede verse fuertemente influenciada por dos factores principales: cualquier grado de contaminación por una fase líquida libre in situ; retención del condensado retrogrado en la formación, lo que resulta en GOR de producción excesivos. Se debe tener cuidado al tomar muestras de pozos de condensado de gas para producir fluidos recombinados representativos. Para obtener una evaluación adecuada del yacimiento de condensado de gas, se debe poder caracterizar adecuadamente los fluidos in situ. El trabajo experimental y teórico realizado para evaluar los efectos del condensado retrogrado ha señalado el hecho de que la influencia del condensado retrogrado es mucho más perjudicial en formaciones más compactas y fluidos con mayor tensión interfacial. La capacidad de identificar la influencia del líquido retrogrado en las tasas de producción de la fase gaseosa es una tarea difícil y se proporcionan datos aquí que comparan los efectos del condensado retrogrado en dos niveles de tensión interfacial y como función de la permeabilidad de la roca. Se ha encontrado que, en una revisión de cuatro yacimientos de condensado de gas, uno de los cuales incluía un sistema fracturado, hubo un acoplamiento de una multiplicidad de factores, incluyendo: efectos de la tensión interfacial; relación de viscosidades; la curación de fracturas con su efecto concomitante en la permeabilidad absoluta. Para predecir adecuadamente dichos sistemas, un simulador debe incorporar estos efectos. Muestreo de yacimientos de condensado Los yacimientos de condensado son inherentemente más difíciles de caracterizar correctamente. La literatura muestra muchas diferencias entre los yacimientos de condensado de gas y los yacimientos de gas seco (1-6). Una pregunta que a menudo se hace es durante y después del muestreo. La Figura 1 proporciona una respuesta de GOR versus tasa de flujo total bastante típica de un yacimiento de condensado de gas. Se observa que, a tasas de flujo muy bajas, se tiene un GOR de producción alto y, más allá de cierto valor mínimo en GOR, la tendencia vuelve a ser ascendente. Es fácil identificar por qué ocurre esto, pero a veces, cuando se enfrenta la posibilidad de tener corridas adicionales de muestreo y pasar más tiempo en el campo, la generación de un gráfico como el de la Figura 1 no es fácil. En el mismo gráfico se compara la respuesta que normalmente se vería para un yacimiento de petróleo. Con el yacimiento de petróleo, la técnica de muestreo es bastante fácil de especificar. Todo lo que se debe hacer es intentar producir el pozo en un dominio lo suficientemente bajo para que se produzca un GOR constante. Dado que el comportamiento es asintótico como función de la tasa de flujo total decreciente desde el pozo, es fácil identificar qué nivel de producción se necesita aplicar para tomar las muestras de gas y líquido.

@inproceedings{thomas1995towards,
    author = "Thomas, F.B. and Zhou, X. and Bennion, D.B. and Bennion, D.W.",
    title = "Hacia la Optimización de Yacimientos de Gas Condensado",
    year = "1995",
    booktitle = "Reunión Técnica Anual",
    abstract = "En el último año, los autores han recibido muchas preguntas de empresas, tanto internacionales como nacionales, relacionadas con yacimientos de gas condensado. Parece que los gases condensados están volviéndose más importantes en todo el mundo. Muchas sociedades internacionales de petróleo están comenzando a celebrar conferencias específicamente orientadas a yacimientos de gas condensado y discutiendo todos los parámetros pertinentes a dichos sistemas. A la luz de este creciente interés, los autores han elaborado una lista corta de las preguntas que se hacen con más frecuencia. De hecho, estas preguntas apuntan a dos áreas específicas que rigen la producción y los planes de explotación futura para los sistemas de gas condensado. Estas dos áreas son la caracterización y las influencias del condensado retrogrado en la permeabilidad relativa. Se ha encontrado que la caracterización de los fluidos de gas condensado puede verse fuertemente influenciada por dos factores principales: cualquier grado de contaminación por una fase líquida libre in situ; retención del condensado retrogrado en la formación, lo que resulta en índices de producción de gas (GOR) excesivos. Se debe tener cuidado al tomar muestras de pozos de gas condensado para producir fluidos recombinados representativos. Para obtener una evaluación adecuada del yacimiento de gas condensado, se debe poder caracterizar adecuadamente los fluidos in situ. El trabajo experimental y teórico realizado para evaluar los efectos del condensado retrogrado ha señalado el hecho de que la influencia del condensado retrogrado es mucho más perjudicial en formaciones más compactas y fluidos con mayor tensión interfacial. La capacidad de identificar la influencia del líquido retrogrado en las tasas de producción de la fase gaseosa es una tarea difícil y se proporcionan datos aquí que comparan los efectos del condensado retrogrado en dos niveles de tensión interfacial y como función de la permeabilidad de la roca. Se ha encontrado que, en una revisión de cuatro yacimientos de gas condensado, uno de los cuales incluía un sistema fracturado, hubo un acoplamiento de una multiplicidad de factores, incluyendo: efectos de tensión interfacial; relación de viscosidades; la curación de fracturas con su efecto concomitante en la permeabilidad absoluta. Para predecir adecuadamente dichos sistemas, un simulador debe incorporar estos efectos. Muestreo de yacimientos de condensado Los yacimientos de condensado son inherentemente más difíciles de caracterizar correctamente. La literatura muestra muchas diferencias entre los yacimientos de gas condensado y los yacimientos de gas seco (1-6). Una pregunta que a menudo se hace es durante y después del muestreo. La Figura 1 proporciona una respuesta bastante típica de GOR versus tasa de flujo total de un yacimiento de gas condensado. Se observa que, a tasas de flujo muy bajas, se tiene un GOR de producción alto y, más allá de cierto valor mínimo en GOR, la tendencia vuelve a ser ascendente. Es fácil identificar por qué ocurre esto, pero a veces, cuando se enfrenta la posibilidad de tener corridas adicionales de muestreo y pasar más tiempo en el campo, la generación de un gráfico como el de la Figura 1 no es fácil. En el mismo gráfico se compara la respuesta que normalmente se vería para un yacimiento de petróleo. Con el yacimiento de petróleo, la técnica de muestreo es bastante fácil de especificar. Todo lo que se debe hacer es intentar producir el pozo en un dominio lo suficientemente bajo para que se produzca un GOR constante. Dado que el comportamiento es asintótico como función de la disminución de la tasa de flujo total desde el pozo, es fácil identificar qué nivel de producción se necesita aplicar para tomar las muestras de gas y líquido.",
    url = "https://doi.org/10.2118/95-09",
    doi = "10.2118/95-09",
    openalex = "W2025110695",
    references = "doi1010160016003259903692, doi101016002197978390396x, doi101016s0376736108x70013, doi10211819729pa, doi1021189354"
}

Resumen Los yacimientos de gas-condensado se producen habitualmente mediante agotamiento primario. Esta técnica es normalmente un medio eficiente para producir los componentes gaseosos de hidrocarburos, pero puede ser muy ineficiente para producir los componentes líquidos más valiosos que quedan en el yacimiento en una fase líquida condensada (petróleo). La eficiencia de recuperación de los componentes líquidos disminuye con el aumento de la riqueza del gas condensado, lo que constituye un objetivo importante de recuperación mejorada de petróleo (IOR) en algunos yacimientos. El enfoque habitual para mejorar la recuperación de líquidos es reciclar el gas producido a través del yacimiento. Sin embargo, esta técnica puede no ser económicamente atractiva cuando existe la posibilidad de ventas inmediatas de gas debido al descuento aplicado al valor del gas cuando las ventas se retrasan. Un medio alternativo para mejorar la recuperación de líquidos es mantener la presión del yacimiento por encima del punto de rocío durante un período mediante la inyección de agua. Dependiendo de las características del yacimiento, la inyección de agua puede continuar durante toda la vida del campo o el yacimiento puede agotarse por presión después de un período de inyección. Para este último caso, se requieren datos especiales de permeabilidad relativa que describan la movilización del gas atrapado por el agua inyectada mediante expansión. Este artículo informa de un estudio de simulación que cuantifica los beneficios potenciales de la técnica de inyección de agua mediante el uso de modelos de yacimiento simples. Para un fluido con una relación condensado a gas (CGR) de 180 STB/ MMscf, la recuperación total de hidrocarburos se optimizó inyectando 0,25 PV de hidrocarburos de agua antes del agotamiento por presión. Esto aumentó la eficiencia de recuperación tanto de los componentes líquidos como gaseosos, elevando la recuperación total de hidrocarburos en un 10% de la masa de hidrocarburos inicialmente presente en el yacimiento. Para un fluido más rico, cercano a la crítica, con una CGR de 300 STB/MMscf, la inyección continua de agua dio la recuperación total óptima, que fue un 21% de la masa inicial superior a la del agotamiento primario. Esta mejora se logró aumentando enormemente la recuperación de líquidos a cambio de una reducción menor en la recuperación de gas. Los resultados de este artículo sugieren que la inyección de agua en yacimientos de gas-condensado podría ser una técnica valiosa de IOR.

@article{fishlock1996waterflooding,
    author = "Fishlock, T. P. y Probert, C. J.",
    title = "Waterflooding of Gas-Condensate Reservoirs",
    year = "1996",
    journal = "SPE Reservoir Engineering",
    abstract = "Resumen Los yacimientos de gas-condensado se producen habitualmente mediante agotamiento primario. Esta técnica es normalmente un medio eficiente para producir los componentes gaseosos de hidrocarburos, pero puede ser muy ineficiente para producir los componentes líquidos más valiosos que quedan en el yacimiento en una fase líquida condensada (petróleo). La eficiencia de recuperación de los componentes líquidos disminuye con el aumento de la riqueza del gas condensado, lo que constituye un objetivo importante de recuperación mejorada de petróleo (IOR) en algunos yacimientos. El enfoque habitual para mejorar la recuperación de líquidos es reciclar el gas producido a través del yacimiento. Sin embargo, esta técnica puede no ser económicamente atractiva cuando existe la posibilidad de ventas inmediatas de gas debido al descuento aplicado al valor del gas cuando las ventas se retrasan. Un medio alternativo para mejorar la recuperación de líquidos es mantener la presión del yacimiento por encima del punto de rocío durante un período mediante la inyección de agua. Dependiendo de las características del yacimiento, la inyección de agua puede continuar durante toda la vida del campo o el yacimiento puede agotarse por presión después de un período de inyección. Para este último caso, se requieren datos especiales de permeabilidad relativa que describan la movilización del gas atrapado por el agua inyectada mediante expansión. Este artículo informa de un estudio de simulación que cuantifica los beneficios potenciales de la técnica de inyección de agua mediante el uso de modelos de yacimiento simples. Para un fluido con una relación condensado a gas (CGR) de 180 STB/ MMscf, la recuperación total de hidrocarburos se optimizó inyectando 0,25 PV de hidrocarburos de agua antes del agotamiento por presión. Esto aumentó la eficiencia de recuperación tanto de los componentes líquidos como gaseosos, elevando la recuperación total de hidrocarburos en un 10% de la masa de hidrocarburos inicialmente presente en el yacimiento. Para un fluido más rico, cercano a la crítica, con una CGR de 300 STB/MMscf, la inyección continua de agua dio la recuperación total óptima, que fue un 21% de la masa inicial superior a la del agotamiento primario. Esta mejora se logró aumentando enormemente la recuperación de líquidos a cambio de una reducción menor en la recuperación de gas. Los resultados de este artículo sugieren que la inyección de agua en yacimientos de gas-condensado podría ser una técnica valiosa de IOR.",
    url = "https://doi.org/10.2118/35370-pa",
    doi = "10.2118/35370-pa",
    number = "04",
    openalex = "W2077759576",
    pages = "245-251",
    volume = "11",
    references = "doi10211811277pa, doi10211815875pa, doi10211816355ms, doi1021181942pa, doi10211822636pa, doi10211825070ms, doi1021185106pa, openalexw1573752853, openalexw3213753921, openalexw560405057"
}

Se realizaron experimentos de núcleo en serie (coreflood) sobre el comportamiento del flujo de gas condensado para dos yacimientos de gas condensado del Mar del Norte. Los objetivos fueron investigar los efectos de las características de la roca y del fluido en la saturación crítica de condensado (CCS), las permeabilidades relativas del gas y del condensado, la recuperación de hidrocarburos y el atrapamiento mediante inyección de agua, y la recuperación incremental mediante un posterior despresurización. Tanto la CCS como la permeabilidad relativa fueron sensibles a la tasa de flujo y a la tensión interfacial. Los resultados sobre la sensibilidad de la tasa de permeabilidad relativa del gas sugieren que la productividad del gas limitada por la caída de condensado puede restaurarse parcialmente aumentando la tasa de producción. La alta tensión interfacial provocó finalmente que la permeabilidad relativa del condensado disminuyera con el aumento de la saturación de condensado. El condensado inmóvil bajo inyección de gas podía recuperarse mediante inyección de agua, pero se observó una recuperación de condensado más inmediata y eficiente cuando la saturación de condensado previa a la inyección de agua superaba la CCS. La posterior despresurización recuperó gas adicional, pero la recuperación incremental de condensado fue insignificante.

@article{doi10211857596pa,
    author = "Chen, H. L. y Wilson, Sam y Monger-McClure, T. G.",
    title = "Determinación de la permeabilidad relativa y la recuperación para yacimientos de gas-condensado del Mar del Norte",
    year = "1999",
    journal = "SPE Reservoir Evaluation \& Engineering",
    abstract = "Se realizaron experimentos de núcleo en serie (coreflood) sobre el comportamiento del flujo de gas condensado para dos yacimientos de gas condensado del Mar del Norte. Los objetivos fueron investigar los efectos de las características de la roca y del fluido en la saturación crítica de condensado (CCS), las permeabilidades relativas del gas y del condensado, la recuperación de hidrocarburos y el atrapamiento mediante inyección de agua, y la recuperación incremental mediante un posterior despresurización. Tanto la CCS como la permeabilidad relativa fueron sensibles a la tasa de flujo y a la tensión interfacial. Los resultados sobre la sensibilidad de la tasa de permeabilidad relativa del gas sugieren que la productividad del gas limitada por la caída de condensado puede restaurarse parcialmente aumentando la tasa de producción. La alta tensión interfacial provocó finalmente que la permeabilidad relativa del condensado disminuyera con el aumento de la saturación de condensado. El condensado inmóvil bajo inyección de gas podía recuperarse mediante inyección de agua, pero se observó una recuperación de condensado más inmediata y eficiente cuando la saturación de condensado previa a la inyección de agua superaba la CCS. La posterior despresurización recuperó gas adicional, pero la recuperación incremental de condensado fue insignificante.",
    url = "https://doi.org/10.2118/57596-pa",
    doi = "10.2118/57596-pa",
    openalex = "W2122169610",
    references = "doi10211822636pa, doi10211825070ms"
}

Resumen La prueba de yacimientos de gas condensado requiere una coordinación cuidadosa de todos los parámetros en el proceso analítico. Por lo tanto, el procedimiento de muestreo, el análisis de laboratorio de las muestras recolectadas, el diseño del equipo de prueba y el diseño y análisis de la prueba en sí son todos críticos para la precisión del análisis. Este artículo delineará la metodología y los procedimientos utilizados en la prueba de yacimientos de gas condensado. Obtener una muestra representativa de fluido de formación que pueda utilizarse para análisis composicional y presión-volumen-temperatura (PVT) es crucial en la prueba de yacimientos de gas condensado. En la mayoría de los casos, esto significa mantener una muestra monofásica tan cerca como sea posible de las condiciones reales del yacimiento. Se han introducido nuevas tecnologías de muestreo que mejoran la calidad de la muestra inicial y pueden mantener la integridad de la muestra. Además, nuevas tecnologías de sensores de pozo muestran promesa de mejorar las estimaciones de contaminación de la muestra y realizar mediciones de propiedades de fluidos in situ. Se discuten las diversas técnicas de muestreo, y se hacen comparaciones de procesos que incluyen pruebas de formación por cable y muestreo en fondo de pozo, muestreo isocinético utilizado en pruebas de taladro y producción, y muestreo superficial. También se discuten los procedimientos de prueba de laboratorio, incluida la validación de la calidad de la muestra, la propagación de errores y la contaminación de la muestra. El flujo de gas condensado en un yacimiento es un problema matemático complicado que involucra cambios de fase, pérdida de condensado en los pequeños poros de la roca, flujo multifásico del gas húmedo y posiblemente agua, redistribución de fases dentro y alrededor del pozo, y finalmente, vaporización de líquido de nuevo al gas condensado. Una prueba de pozo puede proporcionar identificación de las permeabilidades absolutas del yacimiento y relativas, la fuente de la disminución de la permeabilidad del gas, daño cercano al pozo y la presión del yacimiento. También puede distinguir la extensión del banco de líquido-condensado que forma un yacimiento compuesto, así como la ubicación de los límites cercanos. El procedimiento y las técnicas de análisis se ilustrarán mediante la presentación de dos casos de campo. En el primer caso, la presión de flujo está por encima de la presión de punto de rocío. Por lo tanto, el fluido dentro del yacimiento es un gas de una sola fase, y la caída de líquido causa segregación de fases en el pozo. En el segundo caso, el pozo está produciendo por debajo de la presión de punto de rocío mientras que la presión original del yacimiento está por encima de la presión de punto de rocío. Esto hizo que la prueba de pozo pareciera la de un yacimiento compuesto con efectos previos de segregación de fases.

@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 = "Resumen La prueba de yacimientos de gas condensado requiere una coordinación cuidadosa de todos los parámetros en el proceso analítico. Por lo tanto, el procedimiento de muestreo, el análisis de laboratorio de las muestras recolectadas, el diseño del equipo de prueba y el diseño y análisis de la prueba en sí son todos críticos para la precisión del análisis. Este artículo delineará la metodología y los procedimientos utilizados en la prueba de yacimientos de gas condensado. Obtener una muestra representativa de fluido de formación que pueda utilizarse para análisis composicional y presión-volumen-temperatura (PVT) es crucial en la prueba de yacimientos de gas condensado. En la mayoría de los casos, esto significa mantener una muestra monofásica tan cerca como sea posible de las condiciones reales del yacimiento. Se han introducido nuevas tecnologías de muestreo que mejoran la calidad de la muestra inicial y pueden mantener la integridad de la muestra. Además, nuevas tecnologías de sensores de pozo muestran promesa de mejorar las estimaciones de contaminación de la muestra y realizar mediciones de propiedades de fluidos in situ. Se discuten las diversas técnicas de muestreo, y se hacen comparaciones de procesos que incluyen pruebas de formación por cable y muestreo en fondo de pozo, muestreo isocinético utilizado en pruebas de taladro y producción, y muestreo superficial. También se discuten los procedimientos de prueba de laboratorio, incluida la validación de la calidad de la muestra, la propagación de errores y la contaminación de la muestra. El flujo de gas condensado en un yacimiento es un problema matemático complicado que involucra cambios de fase, pérdida de condensado en los pequeños poros de la roca, flujo multifásico del gas húmedo y posiblemente agua, redistribución de fases dentro y alrededor del pozo, y finalmente, vaporización de líquido de nuevo al gas condensado. Una prueba de pozo puede proporcionar identificación de las permeabilidades absolutas del yacimiento y relativas, la fuente de la disminución de la permeabilidad del gas, daño cercano al pozo y la presión del yacimiento. También puede distinguir la extensión del banco de líquido-condensado que forma un yacimiento compuesto, así como la ubicación de los límites cercanos. El procedimiento y las técnicas de análisis se ilustrarán mediante la presentación de dos casos de campo. En el primer caso, la presión de flujo está por encima de la presión de punto de rocío. Por lo tanto, el fluido dentro del yacimiento es un gas de una sola fase, y la caída de líquido causa segregación de fases en el pozo. En el segundo caso, el pozo está produciendo por debajo de la presión de punto de rocío mientras que la presión original del yacimiento está por encima de la presión de punto de rocío. Esto hizo que la prueba de pozo pareciera la de un yacimiento compuesto con efectos previos de segregación de fases.",
    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"
}

@incollection{crossref2002gascondensate,
    title = "Gas/Condensate Reservoirs",
    year = "2002",
    booktitle = "Fundamental Principles of Reservoir Engineering",
    url = "https://doi.org/10.2118/9781555630928-10",
    doi = "10.2118/9781555630928-10",
    openalex = "W4300259531",
    pages = "104-117"
}

Se realizaron experimentos de coreflood en núcleos de carbonato y arenisca de yacimientos de gas-condensado en Arabia Saudita para evaluar la pérdida en la permeabilidad relativa al gas causada por la acumulación de condensado y la obstrucción por agua. Se utilizaron muestras de campo de condensado en estos experimentos para simular el flujo bifásico alrededor de la zona del pozo cuando la presión de flujo en el fondo del pozo cayó por debajo del punto de rocío. También se investigó el impacto de varios fluidos utilizados como fluidos de terminación en las condiciones del yacimiento. Se evaluaron varios disolventes para eliminar tanto la obstrucción por condensado como la obstrucción por agua. Los resultados experimentales muestran que se observaron reducciones del 70% al 95% en la permeabilidad relativa al gas en los núcleos del yacimiento debido a la obstrucción por condensado. Se encontró que los disolventes estudiados fueron efectivos para mejorar la permeabilidad relativa al gas. Este estudio también cuantificó los volúmenes de tratamiento con metanol necesarios para aumentar la permeabilidad relativa al gas en condiciones de laboratorio, lo cual podría extrapolarse a las condiciones de campo. La reducción en la permeabilidad relativa al gas fue más pronunciada durante el flujo bifásico en presencia de saturación de agua debido al efecto dual de la obstrucción por condensado y la obstrucción por agua. El metanol desplaza el condensado retrogrado y mantiene una permeabilidad relativa al gas mejorada durante todo el período de producción posterior al tratamiento. Las mezclas de metanol y agua fueron ineficaces para eliminar la obstrucción por condensado y disminuyeron la productividad del gas después de su tratamiento. El metanol fue efectivo para eliminar el agua de los núcleos. Una mezcla de alcohol isopropílico y metanol dio resultados favorables similares al metanol puro. En resumen, todos los disolventes evaluados fueron efectivos para eliminar la obstrucción por condensado del núcleo, retrasar la acumulación de condensado y mejorar la productividad del gas.

@article{doi10211893210ms,
    author = "Al-Anazi, Hamoud y Solares, J. Ricardo y Al-Faifi, M. G.",
    title = "El impacto de la obstrucción por condensado y los fluidos de terminación en la productividad de gas en yacimientos de gas-condensado",
    year = "2005",
    journal = "Conferencia y exposición de petróleo y gas de Asia del Pacífico de SPE",
    abstract = "Se realizaron experimentos de coreflood en núcleos de carbonato y arenisca de yacimientos de gas-condensado en Arabia Saudita para evaluar la pérdida en la permeabilidad relativa al gas causada por la acumulación de condensado y la obstrucción por agua. Se utilizaron muestras de campo de condensado en estos experimentos para simular el flujo bifásico alrededor de la zona del pozo cuando la presión de flujo en el fondo del pozo cayó por debajo del punto de rocío. También se investigó el impacto de varios fluidos utilizados como fluidos de terminación en las condiciones del yacimiento. Se evaluaron varios disolventes para eliminar tanto la obstrucción por condensado como la obstrucción por agua. Los resultados experimentales muestran que se observaron reducciones del 70% al 95% en la permeabilidad relativa al gas en los núcleos del yacimiento debido a la obstrucción por condensado. Se encontró que los disolventes estudiados fueron efectivos para mejorar la permeabilidad relativa al gas. Este estudio también cuantificó los volúmenes de tratamiento con metanol necesarios para aumentar la permeabilidad relativa al gas en condiciones de laboratorio, lo cual podría extrapolarse a las condiciones de campo. La reducción en la permeabilidad relativa al gas fue más pronunciada durante el flujo bifásico en presencia de saturación de agua debido al efecto dual de la obstrucción por condensado y la obstrucción por agua. El metanol desplaza el condensado retrogrado y mantiene una permeabilidad relativa al gas mejorada durante todo el período de producción posterior al tratamiento. Las mezclas de metanol y agua fueron ineficaces para eliminar la obstrucción por condensado y disminuyeron la productividad del gas después de su tratamiento. El metanol fue efectivo para eliminar el agua de los núcleos. Una mezcla de alcohol isopropílico y metanol dio resultados favorables similares al metanol puro. En resumen, todos los disolventes evaluados fueron efectivos para eliminar la obstrucción por condensado del núcleo, retrasar la acumulación de condensado y mejorar la productividad del gas.",
    url = "https://doi.org/10.2118/93210-ms",
    doi = "10.2118/93210-ms",
    openalex = "W2035483863"
}

Resumen Los pozos de gas en yacimientos compactos han mostrado baja capacidad de entrega de gas después de las operaciones de perforación y terminación. Esto se atribuye parcialmente a la penetración de fluidos de terminación cerca del pozo. Este aumento de la saturación de líquidos en el yacimiento puede jugar un papel significativo en el bloqueo de la roca compacta debido a las altas fuerzas capilares y la presión de vapor. El alcance de este estudio fue investigar el impacto de los fluidos de terminación en la productividad del gas en yacimientos carbonatados y arenosos, y evaluar la viabilidad de usar varios disolventes para eliminar y/o minimizar los efectos de bloqueo de líquidos. En este estudio, se realizaron extensas experimentaciones de inyección de núcleos en núcleos carbonatados y arenosos recuperados de yacimientos de gas en Arabia Saudita para evaluar la pérdida en la permeabilidad relativa del gas causada por varios fluidos utilizados como fluidos de terminación. También se evaluaron los alcoholes como disolventes para eliminar o minimizar el bloqueo de agua. La tensión interfacial de los fluidos se midió utilizando el método de gota pendiente en condiciones de yacimiento. Los resultados experimentales mostraron que los fluidos de terminación utilizados (salmueras, KCl, salmueras alcohólicas y diésel) causaron una reducción severa en la productividad del gas. Se encontró que la limpieza de estos fluidos es un proceso muy lento y es una función de las fuerzas capilares. El diésel puro causó una disminución en el índice de productividad del gas (PI) más que la salmuera porque tiene una menor movilidad. Los disolventes utilizados fueron efectivos en desplazar los fluidos de terminación estudiados y, en consecuencia, restaurar la productividad del gas. Mezclar salmuera con alcohol acelera la limpieza de los líquidos atrapados.

@article{doi10211894256ms,
    author = "Al-Anazi, Hamoud y Okasha, Taha y Haas, Michael y Ginest, Noel y Al-Faifi, M. G.",
    title = "Impact of Completion Fluids on Productivity in Gas/Condensate Reservoirs",
    year = "2005",
    journal = "SPE Production Operations Symposium",
    abstract = "Resumen Los pozos de gas en yacimientos compactos han mostrado baja capacidad de entrega de gas después de las operaciones de perforación y terminación. Esto se atribuye parcialmente a la penetración de fluidos de terminación cerca del pozo. Este aumento de la saturación de líquidos en el yacimiento puede jugar un papel significativo en el bloqueo de la roca compacta debido a las altas fuerzas capilares y la presión de vapor. El alcance de este estudio fue investigar el impacto de los fluidos de terminación en la productividad del gas en yacimientos carbonatados y arenosos, y evaluar la viabilidad de usar varios disolventes para eliminar y/o minimizar los efectos de bloqueo de líquidos. En este estudio, se realizaron extensas experimentaciones de inyección de núcleos en núcleos carbonatados y arenosos recuperados de yacimientos de gas en Arabia Saudita para evaluar la pérdida en la permeabilidad relativa del gas causada por varios fluidos utilizados como fluidos de terminación. También se evaluaron los alcoholes como disolventes para eliminar o minimizar el bloqueo de agua. La tensión interfacial de los fluidos se midió utilizando el método de gota pendiente en condiciones de yacimiento. Los resultados experimentales mostraron que los fluidos de terminación utilizados (salmueras, KCl, salmueras alcohólicas y diésel) causaron una reducción severa en la productividad del gas. Se encontró que la limpieza de estos fluidos es un proceso muy lento y es una función de las fuerzas capilares. El diésel puro causó una disminución en el índice de productividad del gas (PI) más que la salmuera porque tiene una menor movilidad. Los disolventes utilizados fueron efectivos en desplazar los fluidos de terminación estudiados y, en consecuencia, restaurar la productividad del gas. Mezclar salmuera con alcohol acelera la limpieza de los líquidos atrapados.",
    url = "https://doi.org/10.2118/94256-ms",
    doi = "10.2118/94256-ms",
    openalex = "W2054967725"
}

Resumen Los yacimientos de gas-condensado experimentan pérdidas significativas de productividad a medida que la presión del yacimiento cae por debajo del punto de rocío debido a la acumulación de condensado y la consiguiente reducción de la permeabilidad relativa del gas. Una posible forma de superar este problema es alterar la mojabilidad del yacimiento para que sea mojable por gas, reduciendo así la acumulación de condensado cerca del pozo y manteniendo una alta productividad. El objetivo de este estudio fue evaluar la efectividad de varios tratamientos químicos en la alteración de la mojabilidad de los yacimientos de gas-condensado, pasando de mojabilidad líquida a mojabilidad intermedia por gas. Se realizaron experimentos de inyección en núcleos (coreflood) en núcleos de yacimientos de carbonato y arenisca y núcleos de Berea en condiciones simuladas de yacimiento. En este estudio se evaluaron varios productos químicos (fluoroquímicos y silanos) para determinar su capacidad para eliminar el condensado atrapado en los núcleos, mejorar la permeabilidad relativa del gas y retrasar la acumulación de condensado. Los resultados de las pruebas de inyección en núcleos mostraron que la efectividad del surfactante fluoroquímico se ve afectada por el volumen de tratamiento, el tiempo de envejecimiento, la permeabilidad del núcleo y la temperatura. Los núcleos de arenisca tratados con un 1,25 % en peso de producto químico silano mostraron repelencia a los líquidos (agua y condensado) y una mejora (hasta un 42 %) en la permeabilidad relativa del gas. Se encontró que la permeabilidad del núcleo juega un papel en la efectividad de los agentes de alteración de la mojabilidad. Las pruebas de mojabilidad mostraron que el ángulo de contacto en los núcleos tratados es de 116° para el agua y de 114° para el condensado, lo que indica una alteración de la mojabilidad de líquida a intermedia por gas. El análisis realizado con un microscopio electrónico de barrido ambiental (ESEM) en los núcleos tratados con silanos proporcionó una evidencia concluyente de la alteración de la mojabilidad a escala de poro.

@article{doi102118107493ms,
    author = "Al-Anazi, Hamoud y Xiao, J. J. y Aleidan, Ahmed y Buhidma, Ismail M. y Ahmed, Mahbub S. y Al-Faifi, Mohammad y Assiri, Wisam",
    title = "Mejora de la productividad de gas mediante la alteración de la mojabilidad en yacimientos de gas-condensado",
    year = "2007",
    abstract = "Resumen Los yacimientos de gas-condensado experimentan pérdidas significativas de productividad a medida que la presión del yacimiento cae por debajo del punto de rocío debido a la acumulación de condensado y la consiguiente reducción de la permeabilidad relativa del gas. Una posible forma de superar este problema es alterar la mojabilidad del yacimiento para que sea mojable por gas, reduciendo así la acumulación de condensado cerca del pozo y manteniendo una alta productividad. El objetivo de este estudio fue evaluar la efectividad de varios tratamientos químicos en la alteración de la mojabilidad de los yacimientos de gas-condensado, pasando de mojabilidad líquida a mojabilidad intermedia por gas. Se realizaron experimentos de inyección en núcleos (coreflood) en núcleos de yacimientos de carbonato y arenisca y núcleos de Berea en condiciones simuladas de yacimiento. En este estudio se evaluaron varios productos químicos (fluoroquímicos y silanos) para determinar su capacidad para eliminar el condensado atrapado en los núcleos, mejorar la permeabilidad relativa del gas y retrasar la acumulación de condensado. Los resultados de las pruebas de inyección en núcleos mostraron que la efectividad del surfactante fluoroquímico se ve afectada por el volumen de tratamiento, el tiempo de envejecimiento, la permeabilidad del núcleo y la temperatura. Los núcleos de arenisca tratados con un 1,25 % en peso de producto químico silano mostraron repelencia a los líquidos (agua y condensado) y una mejora (hasta un 42 %) en la permeabilidad relativa del gas. Se encontró que la permeabilidad del núcleo juega un papel en la efectividad de los agentes de alteración de la mojabilidad. Las pruebas de mojabilidad mostraron que el ángulo de contacto en los núcleos tratados es de 116° para el agua y de 114° para el condensado, lo que indica una alteración de la mojabilidad de líquida a intermedia por gas. El análisis realizado con un microscopio electrónico de barrido ambiental (ESEM) en los núcleos tratados con silanos proporcionó una evidencia concluyente de la alteración de la mojabilidad a escala de poro.",
    url = "https://doi.org/10.2118/107493-ms",
    doi = "10.2118/107493-ms",
    openalex = "W2045121780",
    references = "doi10211822636pa"
}

Resumen El comportamiento complejo exhibido por los yacimientos de gas condensado debido a la existencia de un sistema bifásico: gas de yacimiento y condensado líquido y sus implicaciones, más la naturaleza de las heterogeneidades, es el objeto del presente artículo, que implica el manejo de conceptos de ingeniería de yacimientos sujetos a interpretación, de modo que al acoplarlos con el análisis de presión transitoria utilizando un simulador composicional, podemos obtener algunos patrones que facilitan la comprensión de la dinámica del yacimiento. Grandes volúmenes de fluidos se almacenan en Yacimientos Naturalmente Fracturados (NFR). La simulación de este tipo de depósitos presenta grandes desafíos, no solo desde el punto de vista geomecánico, sino también desde el modelado termodinámico de las diferentes fases que fluyen a través del sistema de fracturas. En este trabajo, presentamos un intento de modelar una formación de gas condensado involucrando las implicaciones de las permeabilidades relativas para observar su efecto sobre el comportamiento del flujo una vez que la presión finalmente cae por debajo del punto de rocío y el efecto del número capilar sobre los fenómenos de flujo de fluidos en la región cercana al pozo. La interpretación de la prueba de presión se realiza mediante la técnica TDS.

@article{doi102118107721ms,
    author = "Escobar, Freddy Humberto y Garcia-Rocha, Humberto y Suaza, Ivan Mauricio y Cantillo, José Humberto",
    title = "Comportamiento de la presión de formación para un pozo vertical en un yacimiento de gas condensado naturalmente fracturado",
    year = "2007",
    abstract = "Resumen El comportamiento complejo exhibido por los yacimientos de gas condensado debido a la existencia de un sistema bifásico: gas de yacimiento y condensado líquido y sus implicaciones, más la naturaleza de las heterogeneidades, es el objeto del presente artículo, que implica el manejo de conceptos de ingeniería de yacimientos sujetos a interpretación, de modo que al acoplarlos con el análisis de presión transitoria utilizando un simulador composicional, podemos obtener algunos patrones que facilitan la comprensión de la dinámica del yacimiento. Grandes volúmenes de fluidos se almacenan en Yacimientos Naturalmente Fracturados (NFR). La simulación de este tipo de depósitos presenta grandes desafíos, no solo desde el punto de vista geomecánico, sino también desde el modelado termodinámico de las diferentes fases que fluyen a través del sistema de fracturas. En este trabajo, presentamos un intento de modelar una formación de gas condensado involucrando las implicaciones de las permeabilidades relativas para observar su efecto sobre el comportamiento del flujo una vez que la presión finalmente cae por debajo del punto de rocío y el efecto del número capilar sobre los fenómenos de flujo de fluidos en la región cercana al pozo. La interpretación de la prueba de presión se realiza mediante la técnica TDS.",
    url = "https://doi.org/10.2118/107721-ms",
    doi = "10.2118/107721-ms",
    openalex = "W2087459851",
    references = "doi10211868668ms"
}

@inproceedings{alanazi2010effective,
    author = "Al-Anazi, Hamoud Ali y Baqawi, Ahmad y Aziz, Ahmad Azly Abdul y Kanaan, Adnan A.",
    title = "Estrategias efectivas en el desarrollo de yacimientos de gas condensado carbonático heterogéneos (en ruso)",
    year = "2010",
    booktitle = "Conferencia y exposición de petróleo y gas de Rusia de SPE",
    url = "https://doi.org/10.2118/136399-ru",
    doi = "10.2118/136399-ru",
    openalex = "W4255996432"
}

Resumen Muchos pozos de gas sufren una pérdida en la productividad debido a la acumulación de líquidos en la región cercana al pozo. La estimulación química puede utilizarse como remedio alterando la mojabilidad a no-mojamiento líquido. Los tratamientos exitosos disminuyen la trampa de líquidos, aumentan la movilidad de los fluidos y mejoran la entregabilidad del pozo. Este artículo presenta el primer tratamiento químico efectivo para mitigar el bloqueo de líquidos en reservorios de gas carbonatados. Se desarrollaron pruebas de cribado para identificar rápidamente y efectivamente químicos adecuados de un gran grupo de compuestos. Se encontró que las mediciones de espectroscopía fotoelectrónica de rayos X (XPS) y las pruebas de gota-inmersión con agua y n-decano son indicadores necesarios pero no suficientes de la efectividad de los químicos y se utilizaron como pruebas de cribado. Una parte integral del desarrollo de la solución de tratamiento fue la selección de una mezcla de disolventes capaz de entregar el químico fluorado a la superficie de la roca. La solución de tratamiento, mezcla de químico disuelto en disolvente, debe ser estable en presencia tanto de salmuera como de condensado para que no precipite y no reduzca la permeabilidad de la roca. Adquirimos valores medidos de permeabilidad relativa en núcleos de piedra caliza Texas cream (TCL) de experimentos de núcleo de alta presión/alta temperatura (HP/HT) antes y después del tratamiento. Las mediciones se realizaron utilizando un método pseudosemiestacionario con una mezcla sintética de gas/condensado. Para mejorar la durabilidad del tratamiento, se introduce un imprimador especial de amina. La permeabilidad relativa del gas aumentó considerablemente (aproximadamente 80%) después del tratamiento en comparación con la antes del tratamiento. Este aumento permaneció sustancial, mayor del 60% después de la inyección de más de 1.000 volúmenes de poro (PV) de mezcla de gas/condensado. Encontramos un aumento aún mayor en la permeabilidad relativa del gas durante el desplazamiento no estacionario de agua por metano. La mejora permaneció después de inyectar 20 PV de salmuera y aumentar la temperatura en el núcleo tratado de 175 a 275°F. El tratamiento químico desarrollado en esta investigación puede aplicarse para aumentar la entregabilidad del pozo tanto de gas como de condensado en el campo, siempre que esté adecuadamente diseñado considerando parámetros clave como la presión y temperatura del reservorio, la salinidad de la salmuera y la saturación inicial de agua.

@article{doi102118133591pa,
    author = "Ahmadi, Mohabbat y Sharma, Mukul y Pope, G. A. y Torres, D. E. y McCulley, C. A. y Linnemeyer, Harry",
    title = "Tratamiento Químico para Mitigar la Bloqueo de Condensado y Agua en Pozos de Gas en Reservorios Carbonatados",
    year = "2010",
    journal = "SPE Production \& Operations",
    abstract = "Resumen Muchos pozos de gas sufren una pérdida en la productividad debido a la acumulación de líquidos en la región cercana al pozo. La estimulación química puede utilizarse como remedio alterando la mojabilidad a no-mojamiento líquido. Los tratamientos exitosos disminuyen la trampa de líquidos, aumentan la movilidad de los fluidos y mejoran la entregabilidad del pozo. Este artículo presenta el primer tratamiento químico efectivo para mitigar el bloqueo de líquidos en reservorios de gas carbonatados. Se desarrollaron pruebas de cribado para identificar rápidamente y efectivamente químicos adecuados de un gran grupo de compuestos. Se encontró que las mediciones de espectroscopía fotoelectrónica de rayos X (XPS) y las pruebas de gota-inmersión con agua y n-decano son indicadores necesarios pero no suficientes de la efectividad de los químicos y se utilizaron como pruebas de cribado. Una parte integral del desarrollo de la solución de tratamiento fue la selección de una mezcla de disolventes capaz de entregar el químico fluorado a la superficie de la roca. La solución de tratamiento, mezcla de químico disuelto en disolvente, debe ser estable en presencia tanto de salmuera como de condensado para que no precipite y no reduzca la permeabilidad de la roca. Adquirimos valores medidos de permeabilidad relativa en núcleos de piedra caliza Texas cream (TCL) de experimentos de núcleo de alta presión/alta temperatura (HP/HT) antes y después del tratamiento. Las mediciones se realizaron utilizando un método pseudosemiestacionario con una mezcla sintética de gas/condensado. Para mejorar la durabilidad del tratamiento, se introduce un imprimador especial de amina. La permeabilidad relativa del gas aumentó considerablemente (aproximadamente 80\%) después del tratamiento en comparación con la antes del tratamiento. Este aumento permaneció sustancial, mayor del 60\% después de la inyección de más de 1.000 volúmenes de poro (PV) de mezcla de gas/condensado. Encontramos un aumento aún mayor en la permeabilidad relativa del gas durante el desplazamiento no estacionario de agua por metano. La mejora permaneció después de inyectar 20 PV de salmuera y aumentar la temperatura en el núcleo tratado de 175 a 275°F. El tratamiento químico desarrollado en esta investigación puede aplicarse para aumentar la entregabilidad del pozo tanto de gas como de condensado en el campo, siempre que esté adecuadamente diseñado considerando parámetros clave como la presión y temperatura del reservorio, la salinidad de la salmuera y la saturación inicial de agua.",
    url = "https://doi.org/10.2118/133591-pa",
    doi = "10.2118/133591-pa",
    openalex = "W1992767771"
}

Resumen Khuff-B y Khuff-C son los dos yacimientos carbonatados en el campo SA-1 descubiertos en 1980 con la perforación del pozo exploratorio SA-A. La producción de Khuff-B comenzó en diciembre de 1983 cuando se perforó un segundo pozo y ambos fueron puestos en servicio. El desarrollo de Khuff-B fue mínimo hasta hace dos años y solo nueve pozos independientes fueron completados exclusivamente en este yacimiento en ese momento. Tres de estos nueve pozos estaban realmente conectados a la planta de gas. Pocos otros pozos fueron productores combinados Khuff-B/Khuff-C. En los productores combinados, la contribución de Khuff-B es significativa solo en áreas donde Khuff-C es de calidad relativamente más pobre. La producción dominante es generalmente del yacimiento Khuff-C. Una gran área está actualmente dentro de los límites del yacimiento Khuff-B con solo pocos pozos productores. Se requiere el desarrollo de esta vasta área para satisfacer la demanda de gas aumentada. La evaluación precisa de Khuff-B para determinar el potencial del yacimiento y la capacidad de entrega es de suma importancia. Este artículo evalúa el yacimiento Khuff-B en el campo SA-1 y propone un plan de desarrollo óptimo para agotar efectivamente sus reservas. Basado en análisis detallados, el área de Khuff-B se ha dividido en tres regiones, a saber AREA-1, AREA-2 y AREA-3: El yacimiento de baja calidad, compacto de buena, moderada y calidad desafiante. Las tasas de producción promedio de esas áreas varían entre 5 y 50 MMSCFD. El plan de perforación óptimo en el área de baja calidad y baja productividad consiste en identificar la capa productiva a través de un pozo piloto inclinado seguido de la perforación de un lateral extendido para lograr el contacto máximo con el yacimiento. Un segundo lateral también puede perforarse en casos especiales donde se encuentran más de una capa desarrollada en el pozo piloto. Este enfoque de desarrollo también permite colocar el lateral de producción mucho por encima del contacto gas-agua para evitar cualquier futura producción de agua o entrada. La estrategia es prometedora, ya se ha implementado en el campo y los resultados han confirmado una alta tasa de producción de gas libre de agua del intervalo Khuff-B.

@article{doi102118136953ms,
    author = "Rahim, Zillur y Al-Anazi, Hamoud y Al-Kanaan, Adnan y Aziz, Azly Abdul",
    title = "Explotación exitosa del yacimiento de gas condensado de baja permeabilidad Khuff-B mediante una estrategia de desarrollo optimizada",
    year = "2010",
    abstract = "Resumen Khuff-B y Khuff-C son los dos yacimientos carbonatados en el campo SA-1 descubiertos en 1980 con la perforación del pozo exploratorio SA-A. La producción de Khuff-B comenzó en diciembre de 1983 cuando se perforó un segundo pozo y ambos fueron puestos en servicio. El desarrollo de Khuff-B fue mínimo hasta hace dos años y solo nueve pozos independientes fueron completados exclusivamente en este yacimiento en ese momento. Tres de estos nueve pozos estaban realmente conectados a la planta de gas. Pocos otros pozos fueron productores combinados Khuff-B/Khuff-C. En los productores combinados, la contribución de Khuff-B es significativa solo en áreas donde Khuff-C es de calidad relativamente más pobre. La producción dominante es generalmente del yacimiento Khuff-C. Una gran área está actualmente dentro de los límites del yacimiento Khuff-B con solo pocos pozos productores. Se requiere el desarrollo de esta vasta área para satisfacer la demanda de gas aumentada. La evaluación precisa de Khuff-B para determinar el potencial del yacimiento y la capacidad de entrega es de suma importancia. Este artículo evalúa el yacimiento Khuff-B en el campo SA-1 y propone un plan de desarrollo óptimo para agotar efectivamente sus reservas. Basado en análisis detallados, el área de Khuff-B se ha dividido en tres regiones, a saber AREA-1, AREA-2 y AREA-3: El yacimiento de baja calidad, compacto de buena, moderada y calidad desafiante. Las tasas de producción promedio de esas áreas varían entre 5 y 50 MMSCFD. El plan de perforación óptimo en el área de baja calidad y baja productividad consiste en identificar la capa productiva a través de un pozo piloto inclinado seguido de la perforación de un lateral extendido para lograr el contacto máximo con el yacimiento. Un segundo lateral también puede perforarse en casos especiales donde se encuentran más de una capa desarrollada en el pozo piloto. Este enfoque de desarrollo también permite colocar el lateral de producción mucho por encima del contacto gas-agua para evitar cualquier futura producción de agua o entrada. La estrategia es prometedora, ya se ha implementado en el campo y los resultados han confirmado una alta tasa de producción de gas libre de agua del intervalo Khuff-B.",
    url = "https://doi.org/10.2118/136953-ms",
    doi = "10.2118/136953-ms",
    openalex = "W1988074922"
}

La relación condensado-a-gas (CGR) desempeña un papel importante en la evaluación del potencial de venta tanto del gas como del líquido, en el diseño de las instalaciones de procesamiento superficial requeridas, en la caracterización del yacimiento y en la modelización de yacimientos de gas condensado. El trabajo de campo y la determinación de laboratorio de la CGR son tanto laboriosos como intensivos en recursos. Desarrollar una técnica rápida y económica para estimar con precisión la CGR es de gran interés. En este artículo se propone un modelo inteligente basado en una red neuronal artificial (RNN) de alimentación directa optimizada mediante la técnica de optimización por enjambre de partículas (PSO). El modelo PSO-RNN se evaluó utilizando datos experimentales y algunos datos PVT disponibles en la literatura. Las predicciones del modelo se compararon con datos de campo, datos experimentales y la CGR obtenida de una correlación empírica. Se observó un buen acuerdo entre los valores de CGR predichos y los datos experimentales y de campo. Los resultados de este estudio indican que el peso molecular de la mezcla entre los parámetros de entrada seleccionados para PSO-RNN tiene el mayor impacto en el valor de CGR, y que el PSO-RNN es superior a las redes neuronales convencionales y a las correlaciones empíricas. El modelo desarrollado tiene la capacidad de predecir la CGR con alta precisión en un amplio rango de condiciones termodinámicas. El modelo propuesto puede servir como una herramienta fiable para una evaluación rápida, económica pero efectiva de la CGR en ausencia de datos experimentales o de campo adecuados.

@article{doi101021ef300443j,
    author = "Zendehboudi, Sohrab y Ahmadi, Mohammad Ali y James, Lesley y Chatzis, Ioannis",
    title = "Predicción de la relación condensado-a-gas para yacimientos de gas condensado retrogrado utilizando una red neuronal artificial con optimización por enjambre de partículas",
    year = "2012",
    journal = "Energy \& Fuels",
    abstract = "La relación condensado-a-gas (CGR) desempeña un papel importante en la evaluación del potencial de venta tanto del gas como del líquido, en el diseño de las instalaciones de procesamiento superficial requeridas, en la caracterización del yacimiento y en la modelización de yacimientos de gas condensado. El trabajo de campo y la determinación de laboratorio de la CGR son tanto laboriosos como intensivos en recursos. Desarrollar una técnica rápida y económica para estimar con precisión la CGR es de gran interés. En este artículo se propone un modelo inteligente basado en una red neuronal artificial (RNN) de alimentación directa optimizada mediante la técnica de optimización por enjambre de partículas (PSO). El modelo PSO-RNN se evaluó utilizando datos experimentales y algunos datos PVT disponibles en la literatura. Las predicciones del modelo se compararon con datos de campo, datos experimentales y la CGR obtenida de una correlación empírica. Se observó un buen acuerdo entre los valores de CGR predichos y los datos experimentales y de campo. Los resultados de este estudio indican que el peso molecular de la mezcla entre los parámetros de entrada seleccionados para PSO-RNN tiene el mayor impacto en el valor de CGR, y que el PSO-RNN es superior a las redes neuronales convencionales y a las correlaciones empíricas. El modelo desarrollado tiene la capacidad de predecir la CGR con alta precisión en un amplio rango de condiciones termodinámicas. El modelo propuesto puede servir como una herramienta fiable para una evaluación rápida, económica pero efectiva de la CGR en ausencia de datos experimentales o de campo adecuados.",
    url = "https://doi.org/10.1021/ef300443j",
    doi = "10.1021/ef300443j",
    openalex = "W2331880329",
    references = "doi10211862930ms"
}

Resumen La heterogeneidad y la compactación de los yacimientos de retroceso carbonatado son los principales desafíos para mantener la productividad de los pozos de gas. El grado de heterogeneidad varía en el campo y dentro de las áreas de drenaje del pozo, donde la permeabilidad disminuye desde unos pocos milidarcios hasta menos de 0,2 md. Se han realizado estudios exhaustivos para explotar estos yacimientos compactos y no solo se han centrado en el rendimiento del pozo, sino que se han extendido para asegurar el aumento y la sostenibilidad de la productividad del gas mediante la aplicación práctica de tecnologías. El objetivo principal de este artículo es evaluar el rendimiento de la fracturación multietapa (MSF) en pozos horizontales que se perforaron convencionalmente y no cumplieron con las expectativas de entrega de gas. Este artículo proporciona un análisis detallado del rendimiento de los pozos, los enfoques de explotación, la implementación exitosa y los casos óptimos para utilizar nuevas tecnologías de terminación, como la fracturación multietapa horizontal, para reactivar pozos de gas de baja producción debido a la compactación del yacimiento. Colocar la referencia del pozo horizontal en relación con las direcciones de tensión juega un papel fundamental en el éxito y la efectividad de la fracturación para aumentar y mantener la productividad. Se han perforado varios pozos en yacimientos compactos, pero no pudieron alcanzar o mantener la tasa objetivo de gas. Recientemente, dos pozos fueron desviados geométricamente apuntando a los intervalos de desarrollo basados en registros del pozo original y terminados con MSF hacia la dirección de tensión mínima. Los registros de pozo abierto mostraron un desarrollo de porosidad bajo similar al de los pozos verticales. Sin embargo, después de realizar la fracturación en múltiples etapas, ambos pozos produjeron una tasa sostenible de más de 25 MMSCFD que motivó su conexión a plantas de gas. Colocar estas desviaciones en la dirección de tensión mínima ayudó a crear fracturas transversales que se conectan a los puntos óptimos y mantienen la producción de gas. Este artículo proporciona directrices exhaustivas para seleccionar candidatos óptimos para MSF basadas en la heterogeneidad del yacimiento, el diseño y ejecución adecuados de la fracturación. También aborda varios componentes que contribuyeron al éxito de ambos pozos, como el desarrollo del yacimiento, la planificación previa de trabajos de mantenimiento, estudios de geo-mecánica, operaciones de perforación y soporte en tiempo real, optimización de operaciones de terminación y mejores prácticas, y evaluación del rendimiento de otros productores en el campo. El artículo también incluye recomendaciones esenciales para el desarrollo de yacimientos de gas compacto.

@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 = "Resumen La heterogeneidad y la compactación de los yacimientos de retroceso carbonatado son los principales desafíos para mantener la productividad de los pozos de gas. El grado de heterogeneidad varía en el campo y dentro de las áreas de drenaje del pozo, donde la permeabilidad disminuye desde unos pocos milidarcios hasta menos de 0,2 md. Se han realizado estudios exhaustivos para explotar estos yacimientos compactos y no solo se han centrado en el rendimiento del pozo, sino que se han extendido para asegurar el aumento y la sostenibilidad de la productividad del gas mediante la aplicación práctica de tecnologías. El objetivo principal de este artículo es evaluar el rendimiento de la fracturación multietapa (MSF) en pozos horizontales que se perforaron convencionalmente y no cumplieron con las expectativas de entrega de gas. Este artículo proporciona un análisis detallado del rendimiento de los pozos, los enfoques de explotación, la implementación exitosa y los casos óptimos para utilizar nuevas tecnologías de terminación, como la fracturación multietapa horizontal, para reactivar pozos de gas de baja producción debido a la compactación del yacimiento. Colocar la referencia del pozo horizontal en relación con las direcciones de tensión juega un papel fundamental en el éxito y la efectividad de la fracturación para aumentar y mantener la productividad. Se han perforado varios pozos en yacimientos compactos, pero no pudieron alcanzar o mantener la tasa objetivo de gas. Recientemente, dos pozos fueron desviados geométricamente apuntando a los intervalos de desarrollo basados en registros del pozo original y terminados con MSF hacia la dirección de tensión mínima. Los registros de pozo abierto mostraron un desarrollo de porosidad bajo similar al de los pozos verticales. Sin embargo, después de realizar la fracturación en múltiples etapas, ambos pozos produjeron una tasa sostenible de más de 25 MMSCFD que motivó su conexión a plantas de gas. Colocar estas desviaciones en la dirección de tensión mínima ayudó a crear fracturas transversales que se conectan a los puntos óptimos y mantienen la producción de gas. Este artículo proporciona directrices exhaustivas para seleccionar candidatos óptimos para MSF basadas en la heterogeneidad del yacimiento, el diseño y ejecución adecuados de la fracturación. También aborda varios componentes que contribuyeron al éxito de ambos pozos, como el desarrollo del yacimiento, la planificación previa de trabajos de mantenimiento, estudios de geo-mecánica, operaciones de perforación y soporte en tiempo real, optimización de operaciones de terminación y mejores prácticas, y evaluación del rendimiento de otros productores en el campo. El artículo también incluye recomendaciones esenciales para el desarrollo de yacimientos de gas compacto.",
    url = "https://doi.org/10.2118/161664-ms",
    doi = "10.2118/161664-ms",
    openalex = "W2008011200",
    references = "alanazi2010effective, doi10130606160909012, doi102118102262ms, doi102118107493ms, doi102118133591pa, doi102118136953ms, doi102118160848ms, doi10211884258ms, doi10211893210ms, doi10211894256ms, doi102523107493ms"
}

Resumen Los sistemas de condensados de gas retrogrados son sistemas complejos como resultado de los cambios composicionales únicos que ocurren cuando la presión del yacimiento disminuye. La selección correcta de la Ecuación de Estado (EOS) es necesaria para una adecuada caracterización de fluidos, de modo que el comportamiento PVT en el modelo de simulación sea una buena representación del fluido del yacimiento. Los datos PVT de alta calidad y precisos pueden reducir la incertidumbre en las propiedades del fluido del yacimiento y sentar las bases para la modelización de ingeniería de yacimientos, mejorando al mismo tiempo el trabajo técnico en el que se basan las decisiones de inversión. Para obtener datos PVT fiables para una modelización efectiva del yacimiento, los siguientes pasos son esenciales: Adquisición de volúmenes suficientes de muestras representativas del fluido del yacimiento. Examen y supervisión adecuados de todos los experimentos de campo y de laboratorio para garantizar la precisión, la consistencia y la validez de los resultados del análisis PVT resultantes. Los resultados de los experimentos PVT se importan en software PVT para su validación con el fin de asegurar una buena coincidencia entre los datos simulados y experimentales. Este proceso genera el modelo de Ecuación de Estado necesario para el balance de materiales y otros estudios de simulación para yacimientos de condensados de gas. La prueba de balance de masas es uno de los métodos que se pueden utilizar para validar los datos PVT de laboratorio. Es una prueba rigurosa para la evaluación de la consistencia composicional entre la composición de alimentación, las composiciones de vapor y líquido del separador. Otros medios de validación de datos PVT de laboratorio incluyen el gráfico de balance de masas, el gráfico de Hoffman, gráficos de comparación CVD/CCE y diagramas de Campbell. Estos gráficos sirven como métodos de evaluación de la calidad de los datos antes de su uso para la caracterización EOS. Las comprobaciones de validación PVT ayudan a confirmar el contenido real del fluido como un condensado de gas rico o pobre y también confirman la relación gas-oíleo del sistema. Los datos PVT inexactos pueden proporcionar información engañosa que podría causar una evaluación incorrecta del hidrocarburo en el yacimiento. Sin embargo, cuando estos métodos se aplican correctamente, pueden conducir a grandes ahorros para la empresa, ya que se obtienen resultados precisos de los modelos de simulación de yacimientos que pueden ayudar a los esfuerzos de optimización y lograr una recuperación incremental.

@article{doi102118172359ms,
    author = "Akpabio, Julius U. and Udofia, Emmanuel and Ogbu, Michael",
    title = "PVT Fluid Characterization and Consistency Check for Retrograde Condensate Reservoir Modeling",
    year = "2014",
    journal = "SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition",
    abstract = "Resumen Los sistemas de condensados de gas retrogrados son sistemas complejos como resultado de los cambios composicionales únicos que ocurren cuando la presión del yacimiento disminuye. La selección correcta de la Ecuación de Estado (EOS) es necesaria para una adecuada caracterización de fluidos, de modo que el comportamiento PVT en el modelo de simulación sea una buena representación del fluido del yacimiento. Los datos PVT de alta calidad y precisos pueden reducir la incertidumbre en las propiedades del fluido del yacimiento y sentar las bases para la modelización de ingeniería de yacimientos, mejorando al mismo tiempo el trabajo técnico en el que se basan las decisiones de inversión. Para obtener datos PVT fiables para una modelización efectiva del yacimiento, los siguientes pasos son esenciales: Adquisición de volúmenes suficientes de muestras representativas del fluido del yacimiento. Examen y supervisión adecuados de todos los experimentos de campo y de laboratorio para garantizar la precisión, la consistencia y la validez de los resultados del análisis PVT resultantes. Los resultados de los experimentos PVT se importan en software PVT para su validación con el fin de asegurar una buena coincidencia entre los datos simulados y experimentales. Este proceso genera el modelo de Ecuación de Estado necesario para el balance de materiales y otros estudios de simulación para yacimientos de condensados de gas. La prueba de balance de masas es uno de los métodos que se pueden utilizar para validar los datos PVT de laboratorio. Es una prueba rigurosa para la evaluación de la consistencia composicional entre la composición de alimentación, las composiciones de vapor y líquido del separador. Otros medios de validación de datos PVT de laboratorio incluyen el gráfico de balance de masas, el gráfico de Hoffman, gráficos de comparación CVD/CCE y diagramas de Campbell. Estos gráficos sirven como métodos de evaluación de la calidad de los datos antes de su uso para la caracterización EOS. Las comprobaciones de validación PVT ayudan a confirmar el contenido real del fluido como un condensado de gas rico o pobre y también confirman la relación gas-oíleo del sistema. Los datos PVT inexactos pueden proporcionar información engañosa que podría causar una evaluación incorrecta del hidrocarburo en el yacimiento. Sin embargo, cuando estos métodos se aplican correctamente, pueden conducir a grandes ahorros para la empresa, ya que se obtienen resultados precisos de los modelos de simulación de yacimientos que pueden ayudar a los esfuerzos de optimización y lograr una recuperación incremental.",
    url = "https://doi.org/10.2118/172359-ms",
    doi = "10.2118/172359-ms",
    openalex = "W2082418539",
    references = "doi10211868668ms"
}

El flujo acoplado a escala de poro de gas y condensado se considera el mecanismo principal para la producción de condensado en yacimientos de gas condensado de baja tensión interfacial (IFT). Aunque el acoplamiento mejora el flujo de condensado debido al transporte de lentes de condensado por el gas, reduce drásticamente la permeabilidad del gas al introducir resistencia capilar contra el flujo de gas. En este estudio, se utiliza un enfoque de humedecimiento dinámico para investigar el efecto de la resistencia viscosa, la IFT y la presión de separación en el acoplamiento a escala de poro de gas y condensado. La presión de separación surge de las interacciones de van der Waals entre el gas y el sólido a través de películas líquidas delgadas, por ejemplo, películas de condensado en las paredes de los poros. Los valores bajos de IFT y los pequeños diámetros de poro, como los involucrados en muchos yacimientos de gas condensado, dan lugar a la importancia de la presión de separación. Los cálculos muestran que la presión de separación retrasa el acoplamiento de gas condensado a fracciones de flujo de condensado más altas: de aproximadamente 0,08 para un efecto de separación nulo a más de 0,16 para un fuerte efecto de separación. Los resultados también sugieren que un fuerte efecto de separación resultará en una mayor permeabilidad relativa del gas después del acoplamiento. Finalmente, el efecto positivo en la tasa de permeabilidad del gas solo se observa cuando los efectos de separación son débiles.

@article{mohammadikhanaposhtani2014disjoining,
    author = "Mohammadi-Khanaposhtani, Mohammad y Bahramian, Alireza y Pourafshary, Peyman",
    title = "Presión de separación y acoplamiento de gas condensado en yacimientos de gas condensado",
    year = "2014",
    journal = "Journal of Energy Resources Technology",
    abstract = "El flujo acoplado a escala de poro de gas y condensado se considera el mecanismo principal para la producción de condensado en yacimientos de gas condensado de baja tensión interfacial (IFT). Aunque el acoplamiento mejora el flujo de condensado debido al transporte de lentes de condensado por el gas, reduce drásticamente la permeabilidad del gas al introducir resistencia capilar contra el flujo de gas. En este estudio, se utiliza un enfoque de humedecimiento dinámico para investigar el efecto de la resistencia viscosa, la IFT y la presión de separación en el acoplamiento a escala de poro de gas y condensado. La presión de separación surge de las interacciones de van der Waals entre el gas y el sólido a través de películas líquidas delgadas, por ejemplo, películas de condensado en las paredes de los poros. Los valores bajos de IFT y los pequeños diámetros de poro, como los involucrados en muchos yacimientos de gas condensado, dan lugar a la importancia de la presión de separación. Los cálculos muestran que la presión de separación retrasa el acoplamiento de gas condensado a fracciones de flujo de condensado más altas: de aproximadamente 0,08 para un efecto de separación nulo a más de 0,16 para un fuerte efecto de separación. Los resultados también sugieren que un fuerte efecto de separación resultará en una mayor permeabilidad relativa del gas después del acoplamiento. Finalmente, el efecto positivo en la tasa de permeabilidad del gas solo se observa cuando los efectos de separación son débiles.",
    url = "https://doi.org/10.1115/1.4027851",
    doi = "10.1115/1.4027851",
    number = "4",
    openalex = "W2090322008",
    volume = "136",
    references = "doi101016002197979090248m, doi101016b9780080363646500314, doi101016s030193220200037x, doi101017s0022112061000160, doi101017s0022112083002451, doi101017s0022112090002774, doi101023a1006645515791, doi1010631857530, doi10211831065pa, doi10211856014pa"
}

@inproceedings{abdullatif2015optimising,
    author = "Abdul-Latif, Benson Lamidi y Kwesi, Dziwornu Christian y Ernest, Adaze y Fahd, King",
    title = "Optimising Spacing of Horizontal Wells en Yacimientos de Gas y Gas-Condensado (en ruso)",
    year = "2015",
    booktitle = "Conferencia SPE de Tecnología de Petróleo Rusa",
    url = "https://doi.org/10.2118/176586-ru",
    doi = "10.2118/176586-ru",
    openalex = "W4239982112",
    references = "doi10211854627ms"
}

Resumen La terminación de fracturación multietapa en agujero abierto (OHMSF) es la terminación preferida para desarrollar yacimientos carbonatados apretados y heterogéneos. Los análisis de datos de producción y las pruebas de transitorios de presión se realizan sistemática y rutinariamente en estos pozos para determinar los índices de productividad del pozo y evaluar los parámetros clave del yacimiento y de la fractura. Las terminaciones OHMSF se han implementado desde 2009 y han mostrado resultados notables en comparación con otras terminaciones y estrategias de estimulación, como pozos verticales con fracturación simple o multietapa y pozos multilaterales en agujero abierto con el máximo contacto con el yacimiento. Este artículo presenta la modelización e interpretación de las respuestas de producción y transitorios de presión reales de pozos horizontales OHMSF que fueron perforados tanto en la dirección del esfuerzo horizontal mínimo (σmin) como en la dirección del esfuerzo horizontal máximo (σmax) para evaluar el comportamiento de producción y de fractura. La creación de fracturas transversales ha mostrado una mejor productividad en comparación con las fracturas longitudinales en términos de rendimiento de producción, lo cual se corrobora en el artículo a través de los análisis de transitorios de presión (PTA) y los resultados de los datos de campo. El artículo evalúa el impacto de los parámetros de fractura, como la longitud media de la fractura, la conductividad, la orientación y el número de fracturas, sobre la producción y el comportamiento de la presión. Las herramientas de pruebas de pozos y análisis de producción son técnicas muy poderosas para evaluar y comparar diferentes tipos de regímenes de flujo para pozos horizontales OHMSF perforados en diferentes direcciones de azimut. Este artículo discute y explica las diferentes formas derivadas capturadas durante las pruebas de pozos y las compara con los modelos simulados y teóricos. Además, los valores de transmisibilidad obtenidos de la prueba de caída mini (MFO) que sigue durante las operaciones de inyectividad de fractura se comparan con los valores de capacidad de flujo calculados a partir del PTA. El artículo aborda los desafíos que impactan las respuestas de transitorios de presión, como el alto almacenamiento en el pozo, y se discuten y presentan la planificación adecuada y el uso de las mejores prácticas en el PTA para obtener resultados precisos.

@article{doi102118172697ms,
    author = "Dawood, Mahdi Al y Aziz, Azly Abdul y Rahim, Zillur y Al-Omair, Ahmed y Rahman, N. M. Anisur",
    title = "Análisis de pruebas de pozos de fracturación multietapa en agujero abierto horizontal en yacimientos de gas condensado apretado en Arabia Saudita para caracterizar el rendimiento de producción y el comportamiento de fracturas: Estudios de caso",
    year = "2015",
    abstract = "Resumen La terminación de fracturación multietapa en agujero abierto (OHMSF) es la terminación preferida para desarrollar yacimientos carbonatados apretados y heterogéneos. Los análisis de datos de producción y las pruebas de transitorios de presión se realizan sistemática y rutinariamente en estos pozos para determinar los índices de productividad del pozo y evaluar los parámetros clave del yacimiento y de la fractura. Las terminaciones OHMSF se han implementado desde 2009 y han mostrado resultados notables en comparación con otras terminaciones y estrategias de estimulación, como pozos verticales con fracturación simple o multietapa y pozos multilaterales en agujero abierto con el máximo contacto con el yacimiento. Este artículo presenta la modelización e interpretación de las respuestas de producción y transitorios de presión reales de pozos horizontales OHMSF que fueron perforados tanto en la dirección del esfuerzo horizontal mínimo (σmin) como en la dirección del esfuerzo horizontal máximo (σmax) para evaluar el comportamiento de producción y de fractura. La creación de fracturas transversales ha mostrado una mejor productividad en comparación con las fracturas longitudinales en términos de rendimiento de producción, lo cual se corrobora en el artículo a través de los análisis de transitorios de presión (PTA) y los resultados de los datos de campo. El artículo evalúa el impacto de los parámetros de fractura, como la longitud media de la fractura, la conductividad, la orientación y el número de fracturas, sobre la producción y el comportamiento de la presión. Las herramientas de pruebas de pozos y análisis de producción son técnicas muy poderosas para evaluar y comparar diferentes tipos de regímenes de flujo para pozos horizontales OHMSF perforados en diferentes direcciones de azimut. Este artículo discute y explica las diferentes formas derivadas capturadas durante las pruebas de pozos y las compara con los modelos simulados y teóricos. Además, los valores de transmisibilidad obtenidos de la prueba de caída mini (MFO) que sigue durante las operaciones de inyectividad de fractura se comparan con los valores de capacidad de flujo calculados a partir del PTA. El artículo aborda los desafíos que impactan las respuestas de transitorios de presión, como el alto almacenamiento en el pozo, y se discuten y presentan la planificación adecuada y el uso de las mejores prácticas en el PTA para obtener resultados precisos.",
    url = "https://doi.org/10.2118/172697-ms",
    doi = "10.2118/172697-ms",
    openalex = "W2074526776",
    references = "doi102118161664ms"
}

@inproceedings{esmaeili2015enhancing,
    author = "Esmaeili, A.",
    title = "Mejorar la recuperación de condensado de yacimientos de gas condensado mediante inyección de gas",
    year = "2015",
    booktitle = "Conferencia Internacional de Exploración y Desarrollo de Campos 2015 (IFEDC 2015)",
    url = "https://doi.org/10.1049/cp.2015.0587",
    doi = "10.1049/cp.2015.0587",
    openalex = "W2318675139",
    pages = "6 .-6 ."
}

@inproceedings{abdullatif2016modeling,
    author = "Abdul-Latif, Benson Lamidi y Dziwornu, Christian Kwesi y Phu Ha, Nguyen y Riverson, Oppong",
    title = "Modelado y Optimización de la Inyección de Agua en Yacimientos de Gas Condensado (en ruso)",
    year = "2016",
    booktitle = "Conferencia y Exposición de Tecnología de Petróleo Rusa de SPE",
    url = "https://doi.org/10.2118/182058-ru",
    doi = "10.2118/182058-ru",
    openalex = "W2528850395",
    references = "doi10211815875pa, doi10211822636pa, doi10211825070ms"
}

Resumen Los yacimientos de gas condensado carbonatado naturalmente fracturado-vuggy en China tienen algunas características distintivas: profundidad de enterramiento profunda, fracturas multiescala, vugos y cuevas desarrolladas, pobre conectividad del yacimiento, alta tasa de declive de producción y baja recuperación estimada final. Entonces, cómo desarrollar adecuadamente este tipo de yacimientos es un gran desafío. Este artículo presenta el estudio sobre la optimización de la estrategia de desarrollo para yacimientos de gas condensado carbonatado fracturado-vuggy en detalle. Basado en la encuesta geológica de afloramientos paleocársticos e interpretación sísmica, se pueden determinar patrones representativos de tipos de yacimientos de gas condensado carbonatado fracturado-vuggy. Y combinando estudio geológico y caracterización dinámica, diferentes patrones de yacimientos pueden ser identificados y caracterizados. Después de eso, se construyen modelos de simulación de diferentes patrones de yacimientos, con el fin de estudiar la estrategia de desarrollo detallada sobre agotamiento primario e inyección de agua huff-and-puff. Y las estrategias de desarrollo óptimas se aplican al yacimiento de gas condensado carbonatado fracturado-vuggy TZ en China. Tomando como ejemplo el yacimiento de gas condensado carbonatado TZ en China. La profundidad media del yacimiento TZ es de 5500m con una tasa anual de declive de producción superior al 25%. A través de la caracterización geológica y dinámica, se identifican y caracterizan seis patrones representativos de tipos de yacimientos. Y más de la mitad de los patrones perforados en TZ están aislados y desarrollados en un volumen muy limitado, lo que solo necesita un pozo para desarrollar cada patrón. Luego se construyen modelos de simulación de yacimientos de los seis patrones para investigar las estrategias de desarrollo optimizadas. Los resultados muestran que los pozos verticales son óptimos para cuatro patrones y los pozos horizontales son óptimos para dos patrones. Para el patrón de cuevas cársticas aisladas, todavía hay mucho petróleo condensado restante después del agotamiento primario, por lo que se estudia la inyección de agua huff-and-puff para este patrón. Los resultados se aplican al yacimiento TZ. Este artículo ofrece un estudio de caso sobre la optimización de la estrategia de desarrollo de diferentes patrones de yacimientos para yacimientos de gas condensado carbonatado fracturado-cavado, y las comprensiones se aplican exitosamente al yacimiento de gas condensado carbonatado TZ. También proporciona una metodología y un caso de referencia mejorado de recuperación de petróleo para ingenieros y geólogos para desarrollar otros yacimientos similares.

@article{doi102118182054ms,
    author = "Li, Yong y Li, Baozhu y Xia, Jing y Zhang, Xuelei y Deng, Xingliang y Zhicheng, She y Liu, Zhiliang",
    title = "Estrategia de Optimización del Desarrollo y Aplicación para Yacimientos de Gas Condensado Carbonatado Fracturado-Vuggy",
    year = "2016",
    journal = "Conferencia y Exposición de Tecnología de Petróleo Rusa SPE",
    abstract = "Resumen Los yacimientos de gas condensado carbonatado naturalmente fracturado-vuggy en China tienen algunas características distintivas: profundidad de enterramiento profunda, fracturas multiescala, vugos y cuevas desarrolladas, pobre conectividad del yacimiento, alta tasa de declive de producción y baja recuperación estimada final. Entonces, cómo desarrollar adecuadamente este tipo de yacimientos es un gran desafío. Este artículo presenta el estudio sobre la optimización de la estrategia de desarrollo para yacimientos de gas condensado carbonatado fracturado-vuggy en detalle. Basado en la encuesta geológica de afloramientos paleocársticos e interpretación sísmica, se pueden determinar patrones representativos de tipos de yacimientos de gas condensado carbonatado fracturado-vuggy. Y combinando estudio geológico y caracterización dinámica, diferentes patrones de yacimientos pueden ser identificados y caracterizados. Después de eso, se construyen modelos de simulación de diferentes patrones de yacimientos, con el fin de estudiar la estrategia de desarrollo detallada sobre agotamiento primario e inyección de agua huff-and-puff. Y las estrategias de desarrollo óptimas se aplican al yacimiento de gas condensado carbonatado fracturado-vuggy TZ en China. Tomando como ejemplo el yacimiento de gas condensado carbonatado TZ en China. La profundidad media del yacimiento TZ es de 5500m con una tasa anual de declive de producción superior al 25%. A través de la caracterización geológica y dinámica, se identifican y caracterizan seis patrones representativos de tipos de yacimientos. Y más de la mitad de los patrones perforados en TZ están aislados y desarrollados en un volumen muy limitado, lo que solo necesita un pozo para desarrollar cada patrón. Luego se construyen modelos de simulación de yacimientos de los seis patrones para investigar las estrategias de desarrollo optimizadas. Los resultados muestran que los pozos verticales son óptimos para cuatro patrones y los pozos horizontales son óptimos para dos patrones. Para el patrón de cuevas cársticas aisladas, todavía hay mucho petróleo condensado restante después del agotamiento primario, por lo que se estudia la inyección de agua huff-and-puff para este patrón. Los resultados se aplican al yacimiento TZ. Este artículo ofrece un estudio de caso sobre la optimización de la estrategia de desarrollo de diferentes patrones de yacimientos para yacimientos de gas condensado carbonatado fracturado-cavado, y las comprensiones se aplican exitosamente al yacimiento de gas condensado carbonatado TZ. También proporciona una metodología y un caso de referencia mejorado de recuperación de petróleo para ingenieros y geólogos para desarrollar otros yacimientos similares.",
    url = "https://doi.org/10.2118/182054-ms",
    doi = "10.2118/182054-ms",
    openalex = "W2528034899",
    references = "doi102118161664ms"
}

Resumen La mayoría de los proyectos de recuperación secundaria no suelen iniciarse en un yacimiento de gas o petróleo hasta que lo dicta la presión de agotamiento del yacimiento o la relación gas-petróleo (RGP) o el índice de productividad decreciente del yacimiento. Durante este proceso, se requiere dispersar eficazmente un patrón de inyección para evitar que los bancos de petróleo huyan de los pozos productores. Los yacimientos de gas condensado suelen producirse utilizando técnicas de agotamiento primario, que en promedio son ineficientes para producir los componentes líquidos valiosos en forma de líquido condensado. Aunque el enfoque más común utilizado para mejorar la productividad de líquidos en yacimientos de gas condensado es el método de reciclar el gas producido a través del yacimiento, esta técnica no es económicamente favorable debido a que generalmente se aplican descuentos más grandes en los valores de venta del gas por la venta diferida. Este artículo presenta una técnica para mejorar la productividad de líquidos en pozos de gas condensado manteniendo la presión del yacimiento por encima de la presión de punto de rocío. Se utiliza la inyección de agua en un modelo de simulación de gas condensado con patrones de espaciado de pozos iguales en patrones de desarrollo de cinco y siete puntos. Los resultados de la simulación mostraron que la inyección continua de agua resultó en una recuperación óptima de hidrocarburos del 15% y 27% respectivamente de la masa inicial, superior al agotamiento primario para un yacimiento de gas condensado con relación de gas condensado de 190 STB/MMscf y 300 STB/MMscf. Estos resultados demuestran vívidamente que la inyección de agua en pozos de gas condensado puede quizás utilizarse como una técnica efectiva de recuperación mejorada de petróleo.

@article{doi102118182058ms,
    author = "Abdul-Latif, Benson Lamidi y Dziwornu, Christian Kwesi y Ha, Nguyen Phu y Riverson, Oppong",
    title = "Modelado y Optimización del Inyección de Agua en Yacimientos de Gas Condensado",
    year = "2016",
    journal = "Conferencia y Exposición de Tecnología de Petróleo Ruso SPE",
    abstract = "Resumen La mayoría de los proyectos de recuperación secundaria no suelen iniciarse en un yacimiento de gas o petróleo hasta que lo dicta la presión de agotamiento del yacimiento o la relación gas-petróleo (RGP) o el índice de productividad decreciente del yacimiento. Durante este proceso, se requiere dispersar eficazmente un patrón de inyección para evitar que los bancos de petróleo huyan de los pozos productores. Los yacimientos de gas condensado suelen producirse utilizando técnicas de agotamiento primario, que en promedio son ineficientes para producir los componentes líquidos valiosos en forma de líquido condensado. Aunque el enfoque más común utilizado para mejorar la productividad de líquidos en yacimientos de gas condensado es el método de reciclar el gas producido a través del yacimiento, esta técnica no es económicamente favorable debido a que generalmente se aplican descuentos más grandes en los valores de venta del gas por la venta diferida. Este artículo presenta una técnica para mejorar la productividad de líquidos en pozos de gas condensado manteniendo la presión del yacimiento por encima de la presión de punto de rocío. Se utiliza la inyección de agua en un modelo de simulación de gas condensado con patrones de espaciado de pozos iguales en patrones de desarrollo de cinco y siete puntos. Los resultados de la simulación mostraron que la inyección continua de agua resultó en una recuperación óptima de hidrocarburos del 15% y 27% respectivamente de la masa inicial, superior al agotamiento primario para un yacimiento de gas condensado con relación de gas condensado de 190 STB/MMscf y 300 STB/MMscf. Estos resultados demuestran vívidamente que la inyección de agua en pozos de gas condensado puede quizás utilizarse como una técnica efectiva de recuperación mejorada de petróleo.",
    url = "https://doi.org/10.2118/182058-ms",
    doi = "10.2118/182058-ms",
    openalex = "W2528264400",
    references = "doi10211825070ms"
}

El almacenamiento de condensado resulta de una combinación de factores que incluyen las propiedades del fluido, las características de flujo del yacimiento y las presiones en el yacimiento y el pozo. El rendimiento de la producción puede verse afectado si estos factores no se comprenden al inicio del desarrollo del campo. Determinar las propiedades del fluido puede ser vital en cualquier yacimiento; por lo tanto, desempeña un papel crucial en los yacimientos de gas-condensado donde la relación condensado/gas es significativa en las estimaciones del potencial de venta de gas y líquidos. Una vez que los fluidos del yacimiento entran en un pozo, tanto las condiciones de temperatura como de presión pueden cambiar, donde el líquido de condensado puede ser producido hacia el pozo, pero también puede separarse dentro del pozo. Si el líquido cae de nuevo hacia abajo del pozo, el porcentaje de líquido aumentará y eventualmente puede restringir la producción. Por lo tanto, es muy importante para una gestión robusta del yacimiento que cada parámetro de control e incertidumbre se comprenda no solo en teoría, sino también en la práctica con ejemplos sólidos, como se hace en este estudio. Un software comercial robusto de optimización e incertidumbre se acopla con un simulador comercial de física completa que modela el fenómeno para investigar la importancia de los parámetros principales en el rendimiento de los yacimientos de gas-condensado bajo recirculación. Las variables de control e incertidumbre se han investigado mediante varias ejecuciones de simulación en rangos especificados para representar las condiciones reales del yacimiento y el rendimiento, en lugar de suposiciones teóricas. Este estudio tiene como objetivo proporcionar una visión sobre el mecanismo del proceso de inyección de gas en la reducción de las pérdidas de productividad de los pozos de gas debido al bloqueo de condensado en la región cercana al pozo. El objetivo principal de este trabajo es investigar la recirculación de gas hacia el yacimiento para mejorar la recuperación de condensado. Los resultados muestran la influencia de cada variable de control o incertidumbre, lo que conduce a una mejor comprensión de la gestión de los yacimientos de gas-condensado bajo recirculación de gas. El impacto de las fracturas es significativo y los diagramas de tornado ilustran la importancia relativa de cada factor. Los resultados y sensibilidades se comparan y discuten a la luz de una revisión exhaustiva de la literatura sobre la recirculación de yacimientos de gas-condensado con diferentes métodos de optimización de procesos. La importancia de todos los parámetros principales se resume utilizando gráficos de tornado para servir como un ejemplo práctico para la optimización de aplicaciones futuras relevantes.

@article{doi102118182854ms,
    author = "Temizel, Cenk y Kirmaci, Harun y Tiwari, Aditya y Balaji, Karthik y Suhag, Anuj y Ranjith, Rahul y Wijaya, Zein y Zhu, Ying y Yegin, Cengiz y Gazar, Ashraf Lofty El",
    title = "Una investigación sobre la recirculación de gas en yacimientos de gas-condensado fracturados",
    year = "2016",
    abstract = "Resumen El almacenamiento de condensado resulta de una combinación de factores que incluyen las propiedades del fluido, las características de flujo del yacimiento y las presiones en el yacimiento y el pozo. El rendimiento de la producción puede verse afectado si estos factores no se comprenden al inicio del desarrollo del campo. Determinar las propiedades del fluido puede ser vital en cualquier yacimiento; por lo tanto, desempeña un papel crucial en los yacimientos de gas-condensado donde la relación condensado/gas es significativa en las estimaciones del potencial de venta de gas y líquidos. Una vez que los fluidos del yacimiento entran en un pozo, tanto las condiciones de temperatura como de presión pueden cambiar, donde el líquido de condensado puede ser producido hacia el pozo, pero también puede separarse dentro del pozo. Si el líquido cae de nuevo hacia abajo del pozo, el porcentaje de líquido aumentará y eventualmente puede restringir la producción. Por lo tanto, es muy importante para una gestión robusta del yacimiento que cada parámetro de control e incertidumbre se comprenda no solo en teoría, sino también en la práctica con ejemplos sólidos, como se hace en este estudio. Un software comercial robusto de optimización e incertidumbre se acopla con un simulador comercial de física completa que modela el fenómeno para investigar la importancia de los parámetros principales en el rendimiento de los yacimientos de gas-condensado bajo recirculación. Las variables de control e incertidumbre se han investigado mediante varias ejecuciones de simulación en rangos especificados para representar las condiciones reales del yacimiento y el rendimiento, en lugar de suposiciones teóricas. Este estudio tiene como objetivo proporcionar una visión sobre el mecanismo del proceso de inyección de gas en la reducción de las pérdidas de productividad de los pozos de gas debido al bloqueo de condensado en la región cercana al pozo. El objetivo principal de este trabajo es investigar la recirculación de gas hacia el yacimiento para mejorar la recuperación de condensado. Los resultados muestran la influencia de cada variable de control o incertidumbre, lo que conduce a una mejor comprensión de la gestión de los yacimientos de gas-condensado bajo recirculación de gas. El impacto de las fracturas es significativo y los diagramas de tornado ilustran la importancia relativa de cada factor. Los resultados y sensibilidades se comparan y discuten a la luz de una revisión exhaustiva de la literatura sobre la recirculación de yacimientos de gas-condensado con diferentes métodos de optimización de procesos. La importancia de todos los parámetros principales se resume utilizando gráficos de tornado para servir como un ejemplo práctico para la optimización de aplicaciones futuras relevantes.",
    url = "https://doi.org/10.2118/182854-ms",
    doi = "10.2118/182854-ms",
    openalex = "W2555269578",
    references = "thomas1995towards"
}

Resumen Este artículo examina el potencial del método de inyección de gas huff ’n’ puff para recuperar condensado en yacimientos de gas–condensado de esquisto mediante la realización de experimentos en un núcleo de esquisto. Se desarrollaron modelos numéricos para verificar los resultados experimentales. Nuestro estudio de laboratorio muestra que la recuperación de condensado aumentó al 25% al aplicar la inyección de gas huff ’n’ puff en un núcleo de esquisto. Además, comparamos la eficiencia de la inyección de gas huff ’n’ puff con la de la gasflooding. Al final de la misma inundación con el tiempo que es el mismo que el tiempo para cinco ciclos huff ’n’ puff, la recuperación de condensado es del 19%. A partir de los resultados experimentales, encontramos que huff ’n’ puff fue más efectivo que la gasflooding. Durante el experimento, el condensado se acumuló cerca de la región de producción. En el proceso huff ’n’ puff, porque la ubicación para la inyección en el núcleo era la misma que para la producción, la presión en la región de condensado aumentó más rápido que la presión en el experimento de inundación. Además, debido a la permeabilidad ultrabaja, la propagación de la presión fue mucho más lenta en el núcleo de esquisto que en un núcleo de yacimiento convencional, y la eficiencia de la gasflooding es mucho menor que la de huff ’n’ puff. Este estudio indica que huff ’n’ puff tiene el potencial de mejorar efectivamente la recuperación de condensado en yacimientos de gas–condensado de esquisto.

@article{doi102118183645pa,
    author = "Meng, Xingbang y Sheng, James J. y Yu, Yang",
    title = "Estudio experimental y numérico de la recuperación mejorada de condensado mediante inyección de gas en yacimientos de gas–condensado de esquisto",
    year = "2016",
    journal = "SPE Reservoir Evaluation \& Engineering",
    abstract = "Resumen Este artículo examina el potencial del método de inyección de gas huff ’n’ puff para recuperar condensado en yacimientos de gas–condensado de esquisto mediante la realización de experimentos en un núcleo de esquisto. Se desarrollaron modelos numéricos para verificar los resultados experimentales. Nuestro estudio de laboratorio muestra que la recuperación de condensado aumentó al 25% al aplicar la inyección de gas huff ’n’ puff en un núcleo de esquisto. Además, comparamos la eficiencia de la inyección de gas huff ’n’ puff con la de la gasflooding. Al final de la misma inundación con el tiempo que es el mismo que el tiempo para cinco ciclos huff ’n’ puff, la recuperación de condensado es del 19%. A partir de los resultados experimentales, encontramos que huff ’n’ puff fue más efectivo que la gasflooding. Durante el experimento, el condensado se acumuló cerca de la región de producción. En el proceso huff ’n’ puff, porque la ubicación para la inyección en el núcleo era la misma que para la producción, la presión en la región de condensado aumentó más rápido que la presión en el experimento de inundación. Además, debido a la permeabilidad ultrabaja, la propagación de la presión fue mucho más lenta en el núcleo de esquisto que en un núcleo de yacimiento convencional, y la eficiencia de la gasflooding es mucho menor que la de huff ’n’ puff. Este estudio indica que huff ’n’ puff tiene el potencial de mejorar efectivamente la recuperación de condensado en yacimientos de gas–condensado de esquisto.",
    url = "https://doi.org/10.2118/183645-pa",
    doi = "10.2118/183645-pa",
    openalex = "W2512637518",
    references = "doi10211862930ms"
}

Para lograr los ingresos económicos máximos en yacimientos gas-condensado, se emplea una herramienta de optimización para estimar la ubicación óptima de los pozos. El análisis de incertidumbre en yacimientos gas-condensado es un requisito previo antes de la fase de desarrollo del yacimiento de hidrocarburos. A diferencia de la mayoría del desarrollo convencional de yacimientos, la optimización del espaciado de pozos en campos gas-condensado ha recibido menos atención debido a una suposición general de que las técnicas de optimización y las metodologías computacionales aplicadas al desarrollo de campos de petróleo pueden aplicarse a campos gas-condensado. Se realizaron análisis de incertidumbre utilizando diseño factorial de cuarto orden en un dominio de datos de campo gas-condensado para identificar los factores clave que afectan la producción de condensados de yacimientos heterogéneos y de permeabilidad ultra baja. Las funciones objetivo de ubicación de pozos para yacimientos gas-condensado se optimizaron como funciones de la producción acumulada de condensados utilizando algoritmos genéticos. Con modelado composicional, se emplearon mecanismos de búsqueda exhaustiva para validar los resultados de nuestra herramienta de optimización propuesta. Los resultados de la herramienta de optimización propuesta fueron más económicamente viables en comparación con los de los mecanismos de búsqueda exhaustiva y, por lo tanto, podrían emplearse como una herramienta de optimización mucho más simple, menos exhaustiva y económicamente viable para proyectos de ubicación de pozos en yacimientos gas-condensado. Al utilizar algoritmos genéticos, concluímos que la mayoría de las herramientas de optimización no tienen tanto fiabilidad como eficiencia. Se observó que la herramienta de optimización de algoritmos genéticos es el método más fiable para yacimientos gas-condensado, aunque el exceso de ejecuciones de simulación para campos grandes hace que su aplicación sea costosa. Se utilizó un enfoque más estratégico para formular las funciones objetivo mientras se incorporaba el efecto del almacenamiento de condensados en yacimientos gas-condensado.

@inproceedings{abdullatif2017well,
    author = "Abdul-Latif, Benson Lamidi y Edem, Tsikplornu Daniel y Hikmahtiar, Syouma",
    title = "Optimización de la ubicación de pozos en yacimientos gas-condensado utilizando algoritmos genéticos",
    year = "2017",
    booktitle = "Conferencia y exposición SPE/IATMI Asia Pacific de petróleo y gas",
    abstract = "Para lograr los ingresos económicos máximos en yacimientos gas-condensado, se emplea una herramienta de optimización para estimar la ubicación óptima de los pozos. El análisis de incertidumbre en yacimientos gas-condensado es un requisito previo antes de la fase de desarrollo del yacimiento de hidrocarburos. A diferencia de la mayoría del desarrollo convencional de yacimientos, la optimización del espaciado de pozos en campos gas-condensado ha recibido menos atención debido a una suposición general de que las técnicas de optimización y las metodologías computacionales aplicadas al desarrollo de campos de petróleo pueden aplicarse a campos gas-condensado. Se realizaron análisis de incertidumbre utilizando diseño factorial de cuarto orden en un dominio de datos de campo gas-condensado para identificar los factores clave que afectan la producción de condensados de yacimientos heterogéneos y de permeabilidad ultra baja. Las funciones objetivo de ubicación de pozos para yacimientos gas-condensado se optimizaron como funciones de la producción acumulada de condensados utilizando algoritmos genéticos. Con modelado composicional, se emplearon mecanismos de búsqueda exhaustiva para validar los resultados de nuestra herramienta de optimización propuesta. Los resultados de la herramienta de optimización propuesta fueron más económicamente viables en comparación con los de los mecanismos de búsqueda exhaustiva y, por lo tanto, podrían emplearse como una herramienta de optimización mucho más simple, menos exhaustiva y económicamente viable para proyectos de ubicación de pozos en yacimientos gas-condensado. Al utilizar algoritmos genéticos, concluímos que la mayoría de las herramientas de optimización no tienen tanto fiabilidad como eficiencia. Se observó que la herramienta de optimización de algoritmos genéticos es el método más fiable para yacimientos gas-condensado, aunque el exceso de ejecuciones de simulación para campos grandes hace que su aplicación sea costosa. Se utilizó un enfoque más estratégico para formular las funciones objetivo mientras se incorporaba el efecto del almacenamiento de condensados en yacimientos gas-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"
}

@misc{crossref2017gascondensate,
    title = "Gas‐Condensate Reservoirs",
    year = "2017",
    booktitle = "Reglas generales para ingenieros de petróleo",
    url = "https://doi.org/10.1002/9781119403647.ch165",
    doi = "10.1002/9781119403647.ch165",
    openalex = "W2593849555",
    pages = "365-366"
}

La productividad de los yacimientos gas-condensado depende en gran medida del comportamiento termodinámico de los fluidos in situ. La condensación asociada al agotamiento de los yacimientos gas-condensado conduce a una deficiencia en el flujo de los fluidos que se mueven hacia los canales de producción. El deterioro es resultado de la acumulación de condensado cerca de los canales de producción en un estado de inmovilidad hasta alcanzar un punto de saturación crítico. Considerando el fenómeno de flujo de los yacimientos gas-condensado, las formaciones compactas pueden ser inevitablemente entornos de alojamiento complejos para lograr una producción económica. Este trabajo tiene como objetivo evaluar la productividad de los yacimientos gas-condensado en un entorno naturalmente fracturado frente al efecto de las restricciones de presión capilar y permeabilidad relativa. La severidad del recubrimiento de condensado y la magnitud del deterioro se evaluaron en un sistema con una permeabilidad de 0.001 mD utilizando un simulador composicional interno. Se consideraron varias combinaciones de composiciones para representar mezclas que ascienden en complejidad desde ligeras hasta pesadas. El examen mostró que se alcanzan paredes más gruesas de condensado y un mayor deterioro con mezclas que contienen concentraciones más altas de no volátiles. Además, la influencia de diferentes curvas capilares fue insignificante para el comportamiento general de los fluidos in situ y el movimiento dentro del medio poroso. Un mayor impacto en el transporte de fluidos se debió a las curvas de permeabilidad relativa, que mostraron dependencia del grado de contenido de condensado. Se encontró que activar la difusión reduce las restricciones de flujo debido a la captura de extracciones adicionales que no se tuvieron en cuenta únicamente bajo la ley de Darcy.

@article{doi10111514035905,
    author = "Ghamdi, Bander N. Al and Ayala, Luis F.",
    title = "Evaluación del efecto de las propiedades de transporte en el rendimiento de yacimientos gas-condensado mediante simulación composicional",
    year = "2017",
    journal = "Journal of Energy Resources Technology",
    abstract = "La productividad de los yacimientos gas-condensado depende en gran medida del comportamiento termodinámico de los fluidos in situ. La condensación asociada al agotamiento de los yacimientos gas-condensado conduce a una deficiencia en el flujo de los fluidos que se mueven hacia los canales de producción. El deterioro es resultado de la acumulación de condensado cerca de los canales de producción en un estado de inmovilidad hasta alcanzar un punto de saturación crítico. Considerando el fenómeno de flujo de los yacimientos gas-condensado, las formaciones compactas pueden ser inevitablemente entornos de alojamiento complejos para lograr una producción económica. Este trabajo tiene como objetivo evaluar la productividad de los yacimientos gas-condensado en un entorno naturalmente fracturado frente al efecto de las restricciones de presión capilar y permeabilidad relativa. La severidad del recubrimiento de condensado y la magnitud del deterioro se evaluaron en un sistema con una permeabilidad de 0.001 mD utilizando un simulador composicional interno. Se consideraron varias combinaciones de composiciones para representar mezclas que ascienden en complejidad desde ligeras hasta pesadas. El examen mostró que se alcanzan paredes más gruesas de condensado y un mayor deterioro con mezclas que contienen concentraciones más altas de no volátiles. Además, la influencia de diferentes curvas capilares fue insignificante para el comportamiento general de los fluidos in situ y el movimiento dentro del medio poroso. Un mayor impacto en el transporte de fluidos se debió a las curvas de permeabilidad relativa, que mostraron dependencia del grado de contenido de condensado. Se encontró que activar la difusión reduce las restricciones de flujo debido a la captura de extracciones adicionales que no se tuvieron en cuenta únicamente bajo la ley de Darcy.",
    url = "https://doi.org/10.1115/1.4035905",
    doi = "10.1115/1.4035905",
    openalex = "W2583447833",
    references = "mohammadikhanaposhtani2014disjoining"
}

La saturación crítica de condensado, Scc, es un parámetro clave para la evaluación de la capacidad de producción de pozos en yacimientos de gas condensado. Proponemos un nuevo método para determinar Scc realizando simulaciones de flujo trifásico con un modelo de red de poros tridimensional (3D). Primero, establecemos un modelo de red con metodología fractal aleatoria. Segundo, basándonos en el modelo de condensación en la literatura de Li y Firoozabadi, desarrollamos un modelo de condensación modificado para describir el fenómeno de condensación del gas con agua connata en el medio poroso. El modelo numérico se verifica mediante mediciones experimentales en la literatura. Luego, investigamos la influencia de diferentes factores en la saturación crítica de condensado, incluyendo la estructura de poros microscópica (radio de poro y dimensión fractal), la tensión interfacial gas/aceite del condensado (IFT) y la tasa de flujo a diferentes saturaciones de agua irreducible, Swi. Los resultados de la simulación muestran que Scc disminuye con el aumento del radio de poro promedio, pero aumenta con el aumento de la dimensión fractal. En el caso de la misma tensión interfacial gas/aceite, cuanto mayor sea la saturación de agua connata, mayor será la saturación crítica de condensado. Existe una tensión interfacial gas/aceite crítica; por debajo de este valor crítico, la saturación crítica de condensado aumenta drásticamente con el aumento de la tensión interfacial, mientras que permanece casi invariable cuando la tensión interfacial está por encima del valor crítico. La saturación crítica de condensado disminuye con el aumento de la tasa de flujo de gas. Un número capilar alto resulta en una baja saturación crítica de condensado. Un aumento razonable en la caída de presión de producción puede mejorar efectivamente la capacidad de flujo del aceite condensado.

@article{doi10111514037812,
    author = "Yang, Yi y Li, Juhua y Ji, Lei",
    title = "Determinación numérica de la saturación crítica de condensado en yacimientos de gas condensado",
    year = "2017",
    journal = "Journal of Energy Resources Technology",
    abstract = "La saturación crítica de condensado, Scc, es un parámetro clave para la evaluación de la capacidad de producción de pozos en yacimientos de gas condensado. Proponemos un nuevo método para determinar Scc realizando simulaciones de flujo trifásico con un modelo de red de poros tridimensional (3D). Primero, establecemos un modelo de red con metodología fractal aleatoria. Segundo, basándonos en el modelo de condensación en la literatura de Li y Firoozabadi, desarrollamos un modelo de condensación modificado para describir el fenómeno de condensación del gas con agua connata en el medio poroso. El modelo numérico se verifica mediante mediciones experimentales en la literatura. Luego, investigamos la influencia de diferentes factores en la saturación crítica de condensado, incluyendo la estructura de poros microscópica (radio de poro y dimensión fractal), la tensión interfacial gas/aceite del condensado (IFT) y la tasa de flujo a diferentes saturaciones de agua irreducible, Swi. Los resultados de la simulación muestran que Scc disminuye con el aumento del radio de poro promedio, pero aumenta con el aumento de la dimensión fractal. En el caso de la misma tensión interfacial gas/aceite, cuanto mayor sea la saturación de agua connata, mayor será la saturación crítica de condensado. Existe una tensión interfacial gas/aceite crítica; por debajo de este valor crítico, la saturación crítica de condensado aumenta drásticamente con el aumento de la tensión interfacial, mientras que permanece casi invariable cuando la tensión interfacial está por encima del valor crítico. La saturación crítica de condensado disminuye con el aumento de la tasa de flujo de gas. Un número capilar alto resulta en una baja saturación crítica de condensado. Un aumento razonable en la caída de presión de producción puede mejorar efectivamente la capacidad de flujo del aceite condensado.",
    url = "https://doi.org/10.1115/1.4037812",
    doi = "10.1115/1.4037812",
    openalex = "W2753842238",
    references = "mohammadikhanaposhtani2014disjoining"
}

Cuando la presión del yacimiento disminuye por debajo de la presión de punto de rocío en yacimientos de condensado de gas de esquisto, se forma condensado en la formación. La acumulación de condensado reduce severamente la producción comercial de yacimientos de condensado de gas de esquisto. Buscar formas de mitigar el condensado en la formación y mejorar tanto la recuperación de condensado como de gas en yacimientos de esquisto tiene una importancia significativa. Muy pocos estudios relacionados se han realizado. En este artículo, se llevaron a cabo estudios experimentales y numéricos para evaluar el rendimiento de la inyección de CO2 huff-n-puff para mejorar la recuperación de condensado en yacimientos de esquisto. Experimentalmente, se realizaron pruebas de CO2 huff-n-puff en núcleos de esquisto. Se construyó un modelo de simulación a escala de campo teórico. Se examinaron los efectos de la presión de inyección, el tiempo de inyección y el tiempo de reposo en la eficiencia del CO2 huff-n-puff. Los resultados experimentales indican que la recuperación de condensado se mejoró al 30,36% después de 5 ciclos de CO2 huff-n-puff. Además, los resultados de la simulación indican que el período de inyección y la presión de inyección deben optimizarse para garantizar que la presión de la región principal de condensado permanezca superior a la presión de punto de rocío. El proceso de reposo debe determinarse en función de la presión de inyección. Este trabajo puede arrojar luz para una mejor comprensión de la estrategia de recuperación mejorada de petróleo (EOR) mediante CO2 huff-n-puff en yacimientos de condensado de gas de esquisto.

@article{doi103390en12010042,
    author = "Meng, Xingbang y Meng, Zhan y Ma, Jixiang y Wang, Tengfei",
    title = "Evaluación del rendimiento de la inyección de gas CO2 Huff-n-Puff en yacimientos de condensado de gas de esquisto",
    year = "2018",
    journal = "Energías",
    abstract = "Cuando la presión del yacimiento disminuye por debajo de la presión de punto de rocío en yacimientos de condensado de gas de esquisto, se forma condensado en la formación. La acumulación de condensado reduce severamente la producción comercial de yacimientos de condensado de gas de esquisto. Buscar formas de mitigar el condensado en la formación y mejorar tanto la recuperación de condensado como de gas en yacimientos de esquisto tiene una importancia significativa. Muy pocos estudios relacionados se han realizado. En este artículo, se llevaron a cabo estudios experimentales y numéricos para evaluar el rendimiento de la inyección de CO2 huff-n-puff para mejorar la recuperación de condensado en yacimientos de esquisto. Experimentalmente, se realizaron pruebas de CO2 huff-n-puff en núcleos de esquisto. Se construyó un modelo de simulación a escala de campo teórico. Se examinaron los efectos de la presión de inyección, el tiempo de inyección y el tiempo de reposo en la eficiencia del CO2 huff-n-puff. Los resultados experimentales indican que la recuperación de condensado se mejoró al 30,36% después de 5 ciclos de CO2 huff-n-puff. Además, los resultados de la simulación indican que el período de inyección y la presión de inyección deben optimizarse para garantizar que la presión de la región principal de condensado permanezca superior a la presión de punto de rocío. El proceso de reposo debe determinarse en función de la presión de inyección. Este trabajo puede arrojar luz para una mejor comprensión de la estrategia de recuperación mejorada de petróleo (EOR) mediante CO2 huff-n-puff en yacimientos de condensado de gas de esquisto.",
    url = "https://doi.org/10.3390/en12010042",
    doi = "10.3390/en12010042",
    openalex = "W2905916867",
    references = "doi10211862930ms"
}

El estudio del inyección de agua en yacimientos de gas condensado en diferentes etapas de agotamiento (25, 50, 75% de la presión de punto de rocío y a la máxima presión de condensación) con diferente contenido potencial de hidrocarburos de 100, 300 y 500 g/m³ y diferente reemplazo de volumen por inyección (50, 100 y 150%). Los resultados mostraron un efecto positivo de la inyección de agua en el aumento del factor de recuperación de condensado, pero una disminución en la producción de gas en comparación con las opciones básicas de desarrollo con impulso de agotamiento. Así, para sistemas de formación con rendimiento potencial medio y alto de hidrocarburos líquidos C 5+, la mayor producción incremental se obtiene en el caso en que la inyección de agua comienza con el mínimo agotamiento de la energía de la formación. Mientras que para un sistema de formación con bajo rendimiento potencial (100 g/m³) el máximo efecto tecnológico se obtiene bajo la condición de máximo agotamiento. En el caso de rendimiento medio y alto de C 5+ en el gas de la formación, con una ligera disminución de la presión de la formación en un 25 o 50% de la presión de punto de rocío, el máximo aumento del factor de recuperación de condensado se logra con altas tasas de inyección y un reemplazo de volumen del 100 o 150%. Los resultados obtenidos pueden utilizarse para una rápida criba de métodos potenciales de impacto en el yacimiento de gas condensado, y la decisión final sobre los parámetros tecnológicos de operación de pozos productores e inyectores se tomará debido a los resultados de la optimización de cálculos hidrodinámicos multivariados utilizando modelos geológicos y tecnológicos.

@article{doi101051e3sconf202123001010,
    author = "Burachok, O. y Kondrat, Oleksandr y Matkivskyі, S. V.",
    title = "Investigación de la eficiencia del inyección de agua en yacimientos de gas condensado en diferentes etapas de desarrollo",
    year = "2021",
    journal = "E3S Web of Conferences",
    abstract = "El estudio del inyección de agua en yacimientos de gas condensado en diferentes etapas de agotamiento (25, 50, 75% de la presión de punto de rocío y a la máxima presión de condensación) con diferente contenido potencial de hidrocarburos de 100, 300 y 500 g/m³ y diferente reemplazo de volumen por inyección (50, 100 y 150%). Los resultados mostraron un efecto positivo de la inyección de agua en el aumento del factor de recuperación de condensado, pero una disminución en la producción de gas en comparación con las opciones básicas de desarrollo con impulso de agotamiento. Así, para sistemas de formación con rendimiento potencial medio y alto de hidrocarburos líquidos C 5+, la mayor producción incremental se obtiene en el caso en que la inyección de agua comienza con el mínimo agotamiento de la energía de la formación. Mientras que para un sistema de formación con bajo rendimiento potencial (100 g/m³) el máximo efecto tecnológico se obtiene bajo la condición de máximo agotamiento. En el caso de rendimiento medio y alto de C 5+ en el gas de la formación, con una ligera disminución de la presión de la formación en un 25 o 50% de la presión de punto de rocío, el máximo aumento del factor de recuperación de condensado se logra con altas tasas de inyección y un reemplazo de volumen del 100 o 150%. Los resultados obtenidos pueden utilizarse para una rápida criba de métodos potenciales de impacto en el yacimiento de gas condensado, y la decisión final sobre los parámetros tecnológicos de operación de pozos productores e inyectores se tomará debido a los resultados de la optimización de cálculos hidrodinámicos multivariados utilizando modelos geológicos y tecnológicos.",
    url = "https://doi.org/10.1051/e3sconf/202123001010",
    doi = "10.1051/e3sconf/202123001010",
    openalex = "W3121886392",
    references = "fishlock1996waterflooding, thomas1995towards"
}

Los yacimientos de gas condensado exhiben comportamientos termodinámicos complejos cuando la presión del yacimiento está por debajo de la presión de punto de rocío, lo que lleva a la creación de un banco de condensado dentro del yacimiento, incluyendo condensación de gas y petróleo. Debido a las fracturas naturales y los flujos multifásicos en los yacimientos de gas condensado fracturados, puede haber una interpretación errónea de los datos de transitorios de presión utilizando modelos multifásicos tradicionales o solo un modelo fracturado. Este artículo establece un modelo analítico para un análisis de pruebas de pozos en un yacimiento de gas condensado con fracturas naturales. Se empleó un modelo compuesto de tres regiones para caracterizar el flujo multifásico de condensación retrograda, y la formación fracturada se describió mediante un medio de doble porosidad. En la primera región, tanto la fase de gas como la fase de condensado eran móviles. En la segunda región, el gas era móvil mientras que los condensados eran inmóviles. En la tercera región, la única fase en movimiento era la fase de gas. La solución analítica se resolvió mediante una transformación de Laplace para convertir las ecuaciones diferenciales parciales en ecuaciones diferenciales ordinarias. Luego se utilizó la técnica de inversión numérica de Stehfest para convertir la solución del modelo propuesto en espacio real. Posteriormente, se obtuvo la curva de tipo y se determinaron seis regímenes de flujo. La influencia de varios factores en el rendimiento de la presión se estudió mediante un análisis de sensibilidad. Finalmente, la precisión del modelo se verificó mediante un estudio de caso. Los resultados del análisis del modelo coincidieron bien con los datos reales de la formación. El modelo propuesto ofrece algunas perspectivas sobre el comportamiento de producción de los yacimientos de gas condensado fracturados y puede utilizarse para evaluar la productividad de dichos yacimientos.

@article{doi103390en15249442,
    author = "Zhang, Lijun and Yin, Fuguo and Liang, Bin and Cheng, Shiqing and Wang, Yang",
    title = "Pressure Transient Analysis for the Fractured Gas Condensate Reservoir",
    year = "2022",
    journal = "Energies",
    abstract = "Los yacimientos de gas condensado exhiben comportamientos termodinámicos complejos cuando la presión del yacimiento está por debajo de la presión de punto de rocío, lo que lleva a la creación de un banco de condensado dentro del yacimiento, incluyendo condensación de gas y petróleo. Debido a las fracturas naturales y los flujos multifásicos en los yacimientos de gas condensado fracturados, puede haber una interpretación errónea de los datos de transitorios de presión utilizando modelos multifásicos tradicionales o solo un modelo fracturado. Este artículo establece un modelo analítico para un análisis de pruebas de pozos en un yacimiento de gas condensado con fracturas naturales. Se empleó un modelo compuesto de tres regiones para caracterizar el flujo multifásico de condensación retrograda, y la formación fracturada se describió mediante un medio de doble porosidad. En la primera región, tanto la fase de gas como la fase de condensado eran móviles. En la segunda región, el gas era móvil mientras que los condensados eran inmóviles. En la tercera región, la única fase en movimiento era la fase de gas. La solución analítica se resolvió mediante una transformación de Laplace para convertir las ecuaciones diferenciales parciales en ecuaciones diferenciales ordinarias. Luego se utilizó la técnica de inversión numérica de Stehfest para convertir la solución del modelo propuesto en espacio real. Posteriormente, se obtuvo la curva de tipo y se determinaron seis regímenes de flujo. La influencia de varios factores en el rendimiento de la presión se estudió mediante un análisis de sensibilidad. Finalmente, la precisión del modelo se verificó mediante un estudio de caso. Los resultados del análisis del modelo coincidieron bien con los datos reales de la formación. El modelo propuesto ofrece algunas perspectivas sobre el comportamiento de producción de los yacimientos de gas condensado fracturados y puede utilizarse para evaluar la productividad de dichos yacimientos.",
    url = "https://doi.org/10.3390/en15249442",
    doi = "10.3390/en15249442",
    openalex = "W4311376705",
    references = "doi10211868668ms"
}

Los yacimientos de gas natural y gas condensado se han propuesto como un potencial para proporcionar fuentes de energía asequibles y más limpias al crecimiento poblacional global y la expansión de la industrialización simultáneamente. Este trabajo evalúa la simulación de yacimientos para la optimización de la producción utilizando un modelo de red neuronal profunda-red neuronal artificial (DNN-ANN) para predecir la presión de punto de rocío en yacimientos de gas condensado del Campo-X en la región del Delta del Níger de Nigeria. La presión de punto de rocío (DPP) de los yacimientos de gas condensado se estimó como una función de la composición del gas, la temperatura del yacimiento, el peso molecular y la gravedad específica del porcentaje de heptano más. Los resultados obtenidos muestran que el error relativo medio (MRE) y el coeficiente de determinación (R2) son 0,99965 y 3,35%, respectivamente, lo que indica que el modelo es excelente para predecir los valores de DPP. El modelo de red neuronal profunda-red neuronal artificial (DNN-ANN) también se evaluó en comparación con modelos anteriores creados por autores previos. Se recomienda que el modelo DNN-ANN desarrollado en este estudio pueda aplicarse a la simulación de yacimientos y al análisis del rendimiento de los pozos, problemas de ingeniería de yacimientos y optimización de la producción.

@article{doi104314jasemv27i1135,
    author = "Abeshi, P. U. y Oliomogbe, Timothy Imanobe y Emegha, Joseph Onyeka y Adeyeye, V.A. y Atunwa, Y. O.",
    title = "Aplicación de un modelo de red neuronal profunda-red neuronal artificial para la predicción de la presión de punto de rocío en yacimientos de gas condensado del Campo-X en la región del Delta del Níger, Nigeria",
    year = "2023",
    journal = "Journal of applied science and environmental management",
    abstract = "Los yacimientos de gas natural y gas condensado se han propuesto como un potencial para proporcionar fuentes de energía asequibles y más limpias al crecimiento poblacional global y la expansión de la industrialización simultáneamente. Este trabajo evalúa la simulación de yacimientos para la optimización de la producción utilizando un modelo de red neuronal profunda-red neuronal artificial (DNN-ANN) para predecir la presión de punto de rocío en yacimientos de gas condensado del Campo-X en la región del Delta del Níger de Nigeria. La presión de punto de rocío (DPP) de los yacimientos de gas condensado se estimó como una función de la composición del gas, la temperatura del yacimiento, el peso molecular y la gravedad específica del porcentaje de heptano más. Los resultados obtenidos muestran que el error relativo medio (MRE) y el coeficiente de determinación (R2) son 0,99965 y 3,35%, respectivamente, lo que indica que el modelo es excelente para predecir los valores de DPP. El modelo de red neuronal profunda-red neuronal artificial (DNN-ANN) también se evaluó en comparación con modelos anteriores creados por autores previos. Se recomienda que el modelo DNN-ANN desarrollado en este estudio pueda aplicarse a la simulación de yacimientos y al análisis del rendimiento de los pozos, problemas de ingeniería de yacimientos y optimización de la producción.",
    url = "https://doi.org/10.4314/jasem.v27i11.35",
    doi = "10.4314/jasem.v27i11.35",
    openalex = "W4389673199",
    references = "crossref2017gascondensate"
}

El yacimiento de gas condensado se clasifica como un recurso de gas natural que produce líquido condensado en el yacimiento cuando la presión en el yacimiento cae por debajo del punto de rocío. Una estrategia innovadora para abordar el bloqueo de condensado cerca del pozo implica modificar la mojabilidad de la superficie de la roca del yacimiento. Esto se logra mediante tratamiento químico, cambiando la superficie de un estado de fuerte mojabilidad líquida a una fuerte o intermedia mojabilidad gaseosa. Este enfoque moderno mitiga eficazmente el bloqueo de condensado y sus desafíos asociados. Ajustar y mantener las condiciones de mojabilidad dentro de los yacimientos de gas requiere químicos adecuados para una condición de yacimiento determinada. El artículo presenta una revisión exhaustiva de la mojabilidad y los procesos involucrados en la alteración de la mojabilidad específicamente en yacimientos de gas condensado. Luego, se discuten y revisan los químicos comúnmente utilizados para la alteración de la mojabilidad junto con sus mecanismos de flujo inducidos, junto con una perspectiva de modelado molecular sobre los problemas modernos de mojabilidad y fenómenos interfaciales. Este artículo también se centra en el uso de nanopartículas y fluoroquímicos como agentes de alteración de la mojabilidad, dado que las nanopartículas fluoradas se consideran superiores a los agentes químicos de alteración de la mojabilidad, ya que cambian la mojabilidad de la superficie de la roca modificando tanto la energía superficial como la rugosidad superficial. Esta Revisión indica el uso prometedor de varias nanopartículas junto con materiales fluoro para mejorar la recuperación final de hidrocarburos en yacimientos de gas condensado. En la siguiente parte, se presentan simulaciones de dinámica molecular de la imbibición de n-alcanos en hendiduras orgánicas de kerógeno. Se discuten la influencia de la adsorción competitiva en los flujos multicomponente de petróleo crudo y la transición de mojabilidad en superficies con rugosidad molecular. También se presentan los problemas y desafíos reales de los métodos de modelado molecular.

@article{doi101021acsenergyfuels3c03515,
    author = "Kazemi, Fatemeh y Khlyupin, Aleksey y Azin, Reza y Osfouri, Shahriar y Khosravi, Arash y Sedaghat, Mohammad Hossein y Kazemzadeh, Yousef y Gerke, Kirill M. y Karsanina, Marina V.",
    title = "Alteración de la mojabilidad en yacimientos de gas condensado: Una revisión crítica de las oportunidades y desafíos",
    year = "2024",
    journal = "Energy \& Fuels",
    abstract = "El yacimiento de gas condensado se clasifica como un recurso de gas natural que produce líquido condensado en el yacimiento cuando la presión en el yacimiento cae por debajo del punto de rocío. Una estrategia innovadora para abordar el bloqueo de condensado cerca del pozo implica modificar la mojabilidad de la superficie de la roca del yacimiento. Esto se logra mediante tratamiento químico, cambiando la superficie de un estado de fuerte mojabilidad líquida a una fuerte o intermedia mojabilidad gaseosa. Este enfoque moderno mitiga eficazmente el bloqueo de condensado y sus desafíos asociados. Ajustar y mantener las condiciones de mojabilidad dentro de los yacimientos de gas requiere químicos adecuados para una condición de yacimiento determinada. El artículo presenta una revisión exhaustiva de la mojabilidad y los procesos involucrados en la alteración de la mojabilidad específicamente en yacimientos de gas condensado. Luego, se discuten y revisan los químicos comúnmente utilizados para la alteración de la mojabilidad junto con sus mecanismos de flujo inducidos, junto con una perspectiva de modelado molecular sobre los problemas modernos de mojabilidad y fenómenos interfaciales. Este artículo también se centra en el uso de nanopartículas y fluoroquímicos como agentes de alteración de la mojabilidad, dado que las nanopartículas fluoradas se consideran superiores a los agentes químicos de alteración de la mojabilidad, ya que cambian la mojabilidad de la superficie de la roca modificando tanto la energía superficial como la rugosidad superficial. Esta Revisión indica el uso prometedor de varias nanopartículas junto con materiales fluoro para mejorar la recuperación final de hidrocarburos en yacimientos de gas condensado. En la siguiente parte, se presentan simulaciones de dinámica molecular de la imbibición de n-alcanos en hendiduras orgánicas de kerógeno. Se discuten la influencia de la adsorción competitiva en los flujos multicomponente de petróleo crudo y la transición de mojabilidad en superficies con rugosidad molecular. También se presentan los problemas y desafíos reales de los métodos de modelado molecular.",
    url = "https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.3c03515",
    doi = "10.1021/acs.energyfuels.3c03515",
    openalex = "W4391134604",
    references = "doi10211815875pa, esmaeili2015enhancing"
}

Los yacimientos de gas condensado profundo exhiben comportamientos de fase altamente complejos y variables, lo que hace crucial comprender la relación entre los estados de fase del fluido y los patrones de flujo. Este estudio realiza un análisis exhaustivo del proceso de producción real del pozo de gas condensado profundo A1 en un cierto campo petrolero en China. Combinando el análisis del comportamiento de fase y simulaciones con software CMG, el estudio investiga sistemáticamente las transiciones de fase, la viscosidad y los cambios de densidad en las fases de gas y líquido bajo diferentes condiciones de presión, con una temperatura de yacimiento de 165°C. La investigación abarca tres etapas cruciales de agotamiento del yacimiento: flujo de una fase, transición de dos fases y flujo de dos fases. Los hallazgos indican que la condensación retrograda ocurre cuando la presión cae por debajo de la presión de punto de rocío, alcanzando la máxima producción de líquido condensado alrededor de 25 MPa. A medida que disminuye la presión, la densidad y la viscosidad de la fase de gas disminuyen gradualmente, mientras que la densidad y la viscosidad de la fase de líquido muestran una tendencia creciente. En la etapa inicial de flujo de una fase, se observa el mantenimiento de una relación gas-petróleo consistente cuando tanto la presión en el fondo del pozo como la presión del yacimiento son superiores a la presión de punto de rocío. Sin embargo, una caída repentina de la presión en el fondo del pozo por debajo del punto de rocío desencadena la producción de petróleo condensado, reduciendo significativamente la producción posterior de gas y petróleo. En la etapa de flujo de dos fases transicional, a medida que la presión en el fondo del pozo disminuye aún más, el yacimiento exhibe un régimen de flujo complejo con áreas coexistentes de gas y líquido. En la etapa posterior de flujo de dos fases, cuando tanto la presión en el fondo del pozo como la presión del yacimiento están por debajo de la presión de punto de rocío, se observa un aumento significativo en la relación gas-petróleo. El yacimiento manifiesta un régimen de flujo de dos fases, carente de áreas de flujo de gas de una fase. Para las condiciones de baja presión en yacimientos de gas condensado profundo, las consideraciones incluyen la inyección de gas, el levantamiento de gas y la inyección y producción cíclica de gas en los pozos circundantes. Además, se pueden emplear técnicas como la inyección de nitrógeno caliente o CO para mitigar el daño por condensación retrograda. Las implicaciones de este estudio son cruciales para desarrollar estrategias de desarrollo dirigidas y mejorar el desarrollo general de los yacimientos de gas condensado profundo.

@article{doi1032604ee2024052007,
    author = "Liu, Qiang y Wang, Rujun y Zhang, Yintao y Sun, Chong y Yang, Meichun y Su, Yuliang y Wang, Wendong y Shi, Ying y Chen, Zheng",
    title = "Transiciones de fase y características de filtración durante el desarrollo por agotamiento de yacimientos de gas condensado profundo",
    year = "2024",
    journal = "Ingeniería Energética",
    abstract = "Los yacimientos de gas condensado profundo exhiben comportamientos de fase altamente complejos y variables, lo que hace crucial comprender la relación entre los estados de fase del fluido y los patrones de flujo. Este estudio realiza un análisis exhaustivo del proceso de producción real del pozo de gas condensado profundo A1 en un cierto campo petrolero en China. Combinando el análisis del comportamiento de fase y simulaciones con software CMG, el estudio investiga sistemáticamente las transiciones de fase, la viscosidad y los cambios de densidad en las fases de gas y líquido bajo diferentes condiciones de presión, con una temperatura de yacimiento de 165°C. La investigación abarca tres etapas cruciales de agotamiento del yacimiento: flujo de una fase, transición de dos fases y flujo de dos fases. Los hallazgos indican que la condensación retrograda ocurre cuando la presión cae por debajo de la presión de punto de rocío, alcanzando la máxima producción de líquido condensado alrededor de 25 MPa. A medida que disminuye la presión, la densidad y la viscosidad de la fase de gas disminuyen gradualmente, mientras que la densidad y la viscosidad de la fase de líquido muestran una tendencia creciente. En la etapa inicial de flujo de una fase, se observa el mantenimiento de una relación gas-petróleo consistente cuando tanto la presión en el fondo del pozo como la presión del yacimiento son superiores a la presión de punto de rocío. Sin embargo, una caída repentina de la presión en el fondo del pozo por debajo del punto de rocío desencadena la producción de petróleo condensado, reduciendo significativamente la producción posterior de gas y petróleo. En la etapa de flujo de dos fases transicional, a medida que la presión en el fondo del pozo disminuye aún más, el yacimiento exhibe un régimen de flujo complejo con áreas coexistentes de gas y líquido. En la etapa posterior de flujo de dos fases, cuando tanto la presión en el fondo del pozo como la presión del yacimiento están por debajo de la presión de punto de rocío, se observa un aumento significativo en la relación gas-petróleo. El yacimiento manifiesta un régimen de flujo de dos fases, carente de áreas de flujo de gas de una fase. Para las condiciones de baja presión en yacimientos de gas condensado profundo, las consideraciones incluyen la inyección de gas, el levantamiento de gas y la inyección y producción cíclica de gas en los pozos circundantes. Además, se pueden emplear técnicas como la inyección de nitrógeno caliente o CO para mitigar el daño por condensación retrograda. Las implicaciones de este estudio son cruciales para desarrollar estrategias de desarrollo dirigidas y mejorar el desarrollo general de los yacimientos de gas condensado profundo.",
    url = "https://doi.org/10.32604/ee.2024.052007",
    doi = "10.32604/ee.2024.052007",
    openalex = "W4400839440",
    references = "fishlock1996waterflooding"
}

Este estudio investiga la optimización de la recuperación de condensado en un yacimiento de gas retrógrado, donde la eficiencia de la producción se ve obstaculizada por interacciones complejas entre procesos subsuperficiales y superficiales. La modelización precisa de estas interacciones es esencial para la previsión fiable de la producción y la evaluación económica. Esta investigación compara la eficacia de dos metodologías de simulación: (1) modelización independiente del yacimiento y (2) modelización integrada que abarca el yacimiento, los pozos, las tuberías y las instalaciones superficiales bajo diversos escenarios de reinyección de gas y producción. Se emplean métricas económicas clave, incluido el Valor Presente Neto (VPN) y la Tasa Interna de Retorno Modificada (TIRM), para evaluar la viabilidad de los escenarios e identificar las estrategias óptimas de recuperación. Los resultados demuestran que la modelización integrada mejora significativamente la precisión de las previsiones de producción al captar interdependencias que a menudo se pasan por alto en los modelos independientes. Específicamente, la reinyección de gas optimizada en el modelo integrado resultó en un aumento del 15% en la recuperación de condensado y una mejor conservación de la presión del yacimiento, facilitando así una productividad sostenida. Económicamente, las simulaciones integradas obtuvieron un VPN hasta un 10% superior al enfoque independiente bajo condiciones óptimas de reinyección, lo que indica una mayor resiliencia económica ante las fluctuaciones del mercado. A través de esta metodología, el estudio proporciona un marco más completo para evaluar el rendimiento técnico y económico en la gestión de yacimientos de gas condensado, ofreciendo herramientas refinadas para la toma de decisiones informadas en operaciones de campo complejas.

@article{doi101007s13202025020441,
    author = "Kaykanloo, Masud Ramezanian and Khademvatani, Asgar and Amiri, Hossein Ali Akhlaghi",
    title = "Techno-economic evaluation of production integration from a reservoir to market under multiple scenarios: a case study of a condensate gas reservoir",
    year = "2025",
    journal = "Journal of Petroleum Exploration and Production Technology",
    abstract = "Este estudio investiga la optimización de la recuperación de condensado en un yacimiento de gas retrógrado, donde la eficiencia de la producción se ve obstaculizada por interacciones complejas entre procesos subsuperficiales y superficiales. La modelización precisa de estas interacciones es esencial para la previsión fiable de la producción y la evaluación económica. Esta investigación compara la eficacia de dos metodologías de simulación: (1) modelización independiente del yacimiento y (2) modelización integrada que abarca el yacimiento, los pozos, las tuberías y las instalaciones superficiales bajo diversos escenarios de reinyección de gas y producción. Se emplean métricas económicas clave, incluido el Valor Presente Neto (VPN) y la Tasa Interna de Retorno Modificada (TIRM), para evaluar la viabilidad de los escenarios e identificar las estrategias óptimas de recuperación. Los resultados demuestran que la modelización integrada mejora significativamente la precisión de las previsiones de producción al captar interdependencias que a menudo se pasan por alto en los modelos independientes. Específicamente, la reinyección de gas optimizada en el modelo integrado resultó en un aumento del 15% en la recuperación de condensado y una mejor conservación de la presión del yacimiento, facilitando así una productividad sostenida. Económicamente, las simulaciones integradas obtuvieron un VPN hasta un 10% superior al enfoque independiente bajo condiciones óptimas de reinyección, lo que indica una mayor resiliencia económica ante las fluctuaciones del mercado. A través de esta metodología, el estudio proporciona un marco más completo para evaluar el rendimiento técnico y económico en la gestión de yacimientos de gas condensado, ofreciendo herramientas refinadas para la toma de decisiones informadas en operaciones de campo complejas.",
    url = "https://doi.org/10.1007/s13202-025-02044-1",
    doi = "10.1007/s13202-025-02044-1",
    openalex = "W4414120133",
    references = "crossref2017gascondensate"
}