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Desplazamientode un condensado de gas rico en nitrógeno por: Laboratorio Corefloods y simulaciones numéricas TA Renner, SPE, y RS Metcalfe, SPE, Amoco Production Co .; WF Yelllg, Jr., SPE, Kohn Industrias lnc .; y MF Spencer, Amoco Production Co Resumen.Un estudio de laboratorio único de desplazamiento de un condensado de gas rico (desde un depósito Cabalgamiento correa en el oeste T.S.) por nitrógeno y gas tampón (nitrógeno más gas separador) se llevó a cabo en tubos delgados y largos núcleos de arenisca Berea en 215ºF [375 K] en el rango prefssure 4500 a 5700 psia [31,0 a 39.3 MPa]. Se requieren modificaciones lnnovative y adaptaciones de equipo de flujo de laboratorio para completar este estudio en las condiciones de prueba severas utilizadas. eficiencia de desplazamiento Unidad fue mayor para las inyecciones de gas tampón que para el nitrógeno solo. · Un modelo de composición generalizada, que incorporales una ecuación de Redlich-Kwong modificada de estado (EOS) para las propiedades del fluido, fue utilizado para simular las corefloods de laboratorio descritas anteriormente. Con una estimación adecuada de la cantidad de bloques de reticulado requeridas para imitar los efectos de mezcla en los núcleos, buenos partidos de ali medidos se obtuvieron parámetros, aunque los tiempos de la irrupción de gas calculado fueron consistentemente más tarde que la observada. perfiles de composición fueron generalmente bien emparejados, con las mayores desviaciones que ocurren para el metano y C7 fracciones +. Este simulador se puede utilizar para estudios de ingeniería de yacimientos de los sistemas de fluidos descritos.

lNTRODUC ClÓN Durante el agotamiento de un rico depósito de condensado de gas, una gran saturación de líquido puede desarrollar in situ si se permite que la presión del depósito a fa)) por debajo del punto de rocío. recuperación de hidrocarburo líquido final puede ser severamente reducida si esta saturación de líquido permanece atrapado en la roca del yacimiento. Un programa de inyección de gas, 1 implementado temprano en la vida del reservorio, puede mejorar este problema (especialmente cuando la presión del depósito original es sólo ligeramente por encima del punto del condensado de gas de rocío) manteniendo la presión por encima del punto de rocío y miscibly desplazando el fluido in situ. En el inicio de la producción, critica! las decisiones de gestión a menudo deben basarse en los datos de rendimiento reservorio muy limitadas. simuladores de yacimientos con frecuencia se utilizan para estimar sorne de los datos necesarios para ayudar en estas decisiones. Los principales objetivos del estudio perimental ex informado aquí en validar el mecanismo para el nitrógeno y el tampón de gases de desplazamientos de un densate con- típico gas rico como simulada por un modelo de composición generalizada y para verificar la descripción fluido usado para simulaciones a escala de campo. El desarrollo de técnicas de laboratorio para examinar los sistemas de fluidos de gas condensado a presiones elevadas y temperaturas se discute en detalle. A la conclusión del estudio de laboratorio, tres corefloods de referencia fueron simulados con un modelo de composición generalizada2 para evaluar lo bien que se produjeron re- los datos de laboratorio observados. Dos de las inundaciones de referencia consistieron en nitrógeno y tampón de gases de desplazamientos deEl condensado de gas desde un 8 pies [2.44- m] -long, 2-in. [5,1-cm] de diámetro núcleo Berea en 215ºF y 5.565 psia [375 K y 38,4 MPa] en presencia de agua irreducible. La tercera prueba consistió en un desplazamiento de nitrógeno de la densate con- gas por debajo del punto de rocío después de un período inicial de agotamiento de presión causada líquidos retrógradas para condensar en el núcleo. recuperación de líquido de hidrocarburos, GOR, tiempo de paso de gas, y se simularon los perfiles de composición de efluentes. dispersión física y otras inestabilidades de flujo de fluido (efectos de mezcla) fueron imitados por dispersión numérica inherente en el modelo. Por encima del punto de rocío del gas condensado original, miscibilidad fue desarrollado por un mecanismo de contacto múltiple de vaporización. Por debajo de la del punto de rocío, el desplazamiento era inmiscible y de recuperación de líquido fue sustancialmente menor que para las inundaciones miscibles. Ambas observaciones de laboratorio y los resultados de simulación apoyan este mecanismo de desplazamiento.

Fluld Propertles y Fase Equlllbrla estudios de fase de equilibrio para el systern fluido de nitrógeno / gascondensado se describe aquí se reportaron previamente por Metcalfe y Raby, 3 y su descripción fluido EOS resultante se ha utilizado para este estudio. El fluido de depósito es un muy rico densate con- gas retrógrado cuyas propiedades fluido variar significativamente con la vertical, Derechos de autor 1989 Soelety o! petróleo Englneers

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profundidad.4Para este estudio, un "dato" composición de fluido se eligió que era característico deEl parte central deEl zona de pago. fluido del depósito combinada reco- fue preparado para las pruebas de laboratorio, basándose en el campo producir GOR. La composición de la recombinada · fluido de laboratorio (fluido de referencia) se da en la Tabla 1, junto con los datos per- tinente propiedad física. La presión de punto de rocío de las mezclas de fluido con el depósito aumentos de nitrógeno rápidamente al aumentar el contenido de nitrógeno, como Fig. 1ilustra. [Este diagrama de fase y los parámetros necesarios para reproducir con el Amoco Redlich-Kwong EOS (Arkes) se discuten en mayor detalle en la Ref. 3.] Por lo tanto, se producirá condensación de líquido cuando la composición de nitrógeno cae dentro de la región de dos fases de la p-Xdiagrama, y el desplazamiento del condensado por el nitrógeno no serán miscibles primer contacto. En el caso ofbuffer gas (gas campo producido diluido con nitrógeno), los ofmixtures punto de rocío con el condensado de gas original también aumenta con el aumento de la concentración de gas tampón, pero la magnitud de este aumento es menor que para rnuch nitrógeno puro. gas Buffer, como el nitrógeno, no es miscible contacto de primera con el condensado de gas. Higo. 1 también muestra lated (Arkes) comportamiento de fase calcu- para mezclas de gas tampón con fluido del yacimiento. La composición y las propiedades físicas del gas tampón usado en este estudio experimental se dan en la Tabla I, junto con los de nitrógeno puro. Hay una limitación inherente en el uso de la descripción de fluidopropiedades de Metcalfe y Raby. 3Fue desarrollado para reproducir equilibrio de fases experimentales y las densidades de las mezclas de nitrógeno y condensado de gas rica; sin embargo, no coincide con densidades de nitrógeno puro, así como lo hace mezclas de fluidos. En 5565 psia y 215ºF [38,4 MPa y 375 K], la descripción de fluido predice densidad de nitrógeno al ser 0.2,932 g / cm3 en comparación con el valor real de 0.2,809 g / cm3, o error 4,4%. En consecuencia, los valores de nitrógeno HCPV inyectado calculan a partir de las densidades de Arkes son 4,4% demasiado baja. Los errores en densidades Arkes para el fluido del depósito y para la amortiguar gas a la misma temperatura y la presión son 1. 8 y 1. O%, respectivamente. El impacto del error de densidad se elabora más adelante en La discusión de los resultados de la simulación.

Procedimientos laboratorio

de

Las pruebas Sllrn-tubo. Inicialmente, Severa! pruebas delgado-tubo se llevaron a cabo para los desplazamientos de nitrógeno y tampón de gases deEl condensado en 215ºF [375 K] y presiones mayores que el punto de rocío de 5,260 psia (36,3 MPa]. El propósito de estas pruebas era para ganar experiencia en handling. el condensado a presiones elevadas y temperaturas y para determinar la dependencia de la presión de nitrógeno y el tampón de gases de la unidad de eficiencias de desplazamiento. Las eficiencias de desplazamiento deambosgas nitrógeno y tampón eran alta en ali las pruebas delgado-MBE. Ambos gases de accionamiento mostraron efecto sorne de la presión, de recuperación de líquido es ligeramente menor a presiones más cerca Re SPEservoir Ingeniería de febrero de 1989

TABLA 2-RESUMEN DE SLIM · RESULTADOS DEL TUBO

TABLA 1-Fluid COMPOSICIONES PROPIEDADES ANO

recombinado gas Condensatmi• (meslo / o)

Componenorte! N2

mi, C02 do2 do3 Carolina del Norte4 nortedo5 dos do1.13

2.23 sesenta y cinco.68 0.45 11.70 5.87 2.95 1.42 0.98 6.48

Buffer Gas (molo / o) Nyotrfibrinógeno (meslavabo) 39.41 100.00 49.22 0.35 7.41 2.63 0.74 0.17 0.07

2.16 0.08

do14-32 do33+ Total

100.00

100.00

Dewpoyonortet a las 215 ° F, PDyo 5,260 Mesleculunar nosotrosyoght do7+ 168 EspeculaciónyoFyodo solrAVyoTy C 7 + 0.8069 0.2586t 0,2932t Densesoy: • sol/cm 3o.4159t 0.4085* 0.2565 * Vyoscosity," • cp 0,0626§ 0.0295§

100.00

Prueba

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Prue ba PAGrEss (PDyo una) ure 5,391 5, 402 5,543 5550 5,736 5367 5,533 5,360 5,571

Orive Gas Nitrogen Nitrógeno norteyoTroge norte norteyotrogen Nitrógeno Buffer gas BuFFer gas gas Buffer gas Buffer

Coil PV, cm3 CoIllinois longitud, pie Coyol CARNÉ DE IDENTIDAD, en. CoIllinois permeabyolyoty, DARCyoES lnorteJECra cióntmi, cm3/h Test temperatura, ºF

La recuperación en 1.2 HCPV lnjected (% STLOIP) 88 89 95 94 94 92 99 90 97

92.5 60 0.17

-3

5 215

0.2809* 0.0310§ 0.0301 *

• Oaum fluyore composiTIenuSEDparasernchmunark cormiinundaciones. ••Yoasuredor Calculado a 215 ° F unad 5,565 psia. t Calculado por UNARKES. mixperyoyonorteTal reATA. §calculatmid por Stiel-Thodos Viscosyoc tyorrELunatyoen.

*

12000 11000

, -------..-----------,

10000 9000 Volume Porcentaje Liquids Dropout

Saturunationorte 8000 PresPor supuesto, pagsia7000

Flg. 2-Liquld-abandonar curva para depletlon de rlch gasestafa· densate por debajo de la dewpolNuevo Testamento a 215°F.

6000

5000 4000 30000.0

---- NyoTrogenorte - - - - BuffGas er

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 Mole FraConnecticution de NITRogen o BuFFErsolunas

Flsol. 1-Fase dyoAgrama (p·x) para las mezclas de cond gas rlchminaate wlth eltélr nltrosolen o tampón de gas a 215 ° F.

el punto de rocíoºuna enPRessures300 a 400 psi[2,1-2.8 MPuna] encima ºmiDelawarewcorreosyoNuevo Testamento de la coDakota del Norteminortesatmi. En la misma prensaure, bugas ffer ultimetrodiatamente recovered metroore liqucarné de identidads que nitrogenorte (SEe TasegundoLe 2para un resumen de slim-tube resULTs y Test dooDakota del NorteITIens). forestas pruebas, un high-PRmissure vista glunass era mountere en línea enºmimiffluent enrede la camiseta delgadauser. Notwo-pagprod haseudowa cións observénorte cualquiera de thmitmists. ThESmi observationortes, junto con thmi phcomomi-equyolyoBriumetro datosreISCUssed antes, conortefirmed ºunata.muLTIPlmi- conortetactrniscibLe (METROCM) mecHanyosmetro Ledtohyo Ghliqucarné de identidadrECUPERACIÓN de boº NitRogenorte und buffer-gas reisplacemetroents.

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nosotrosrethmireisplacinorteg flUIDs. losthIRD Coreflood censISTED de yonorteyocial de prensaure remipagLetion de ºe gasestafareminortesunate a partir de 5,565 tO 4,500 pagsia [38.4 a 31.0 MPa] durante un 6-hnuestra pmiRIOD. Nitrogenorte estabaºminorte yonorte- Jected a las 4,500 psiuna [31.0 MPa] para 1.5 HdoPV. The efectsoF pagresoure depagdejaryoonorte abajoºe dewpoint unarEShAynorteenFyo G. 2, which Berea dooretloods. losPRInortecipal objetivo oFºes EXPERIMEnorteTal estudio fuetO obtenquaNuevo Testamentoda itativetuna concemetroing thmiMETROdom mCEhanismetro yºcorreo masivo-treal academia de bellas artesnortesfer proceso de unasingenio sociatedhdisplunadoemenortet de the gas estafareminortesaciar. Thoraee habernortedohmarca cormiFloridaoods nosotrosre coNDUi ctednorte 2-en. (5.1-cmetro] -diámetro, 8-pie [2.44-m] -longSerarena reastun cormis. Todos erandoO arriedut en elpagresencia de un 28% PAGV irredusatu agua cibleraciónorte unata temetroPerature de 215ºF (375 K]. solcomo era iNueva Jerseyejada en un nometroyonorteAlabama runate de10dometro3/ho aproximadamente 2. 7 pies/ D [0.82 m / d] froNuevo Testamentoal areVanee runafo del terali tres tests.Thabeto de correosttwo corefloods wmire conorte- DuctEd en5,565 psia [38.4MPa], 305pagsyo (2.1 MPaJpor encima de la poi rocíonortet deºe gascoDakota del Norteminortesatmi. norteyotroGen y BuFFErgas, reespeculaciónTIcincolY,

53 SPE Reservoir Engineering, February 1989

yoDakota del Norteica tha unasegundoouta 22 vol% liquyoddropout ocdours whmienésimoe respulse ervoirure es redudomid para 4500 pagsyoun [31,0 MPuna]. Theapáginasaramas normalmente se utiliza forlunasegundooratorio núcleoFloridainundaciones wassub- stantially modified de alojamientommOdate la soper EvereunaTInorteg conorteditionortes de thESE tests. Fyo G. 3 shAys comodohmimetroATIC de theenorteneumático de unapáginasaramas. Thmisegundocor ereamiswmar EREled ingeniohunalternating lAyers de epoxi unanorted fibra de vidrios cinta ymetrooUNTed inortescarné de identidadmi alta de prensaure stanguila annulus mabes. UNAtthe inicio de EAChTest, los wa núcleoslimpiado unanorted Tresre y elnorte saturunated wyoth salmuera(30 g Na2S04 unre9 gMETROsolS04 por l Ld deyos- labrada wunatmir) toreeterminortemi télPAGV en el Test prmissure unre72ºF [295 K]. Siguiente, ºe core erarehendernorte toirreduwate cibler Saburación segundoYathoraee-stmip procedure. l. OnortemiPVde 25-cp[25-metroPAGuna · s] oIllinois (No. 31metroyonorteaceite eral/REmiOSol, 75.9/24.1 vol%) was injectata pre edssure gota de 100 psyo/ft [2.26 METROPAGuna/metro] to displas the frenorteunal segundoRhode Islandnortee a partir de ºnúcleo correo. 2. EnmiPVde10-cp(10-mPAGuna ·s]aceite (No. 31metroyonorteaceite eral /reeosol, 57.5/42.5 vol%)estaba enjeja unatuna prensaurmi Dropagde 100pagsi/ft (2,26 MPuna/metro] areyoslugar thE 25-cp[25-metroPAGcomo] oil desde el alo núcleonortegwITH anuncioreic ionorteunal agua. 3. Uno PV de Delawareoasi quel Washingtons yonortejedoted a displunadomi ºe 10-cp [10- mPa· s] oil de thnúcleo correo. Wesoh Deosol y irreducibLe i aguanorte thmidomineral, el sistema erahcomereda 215ºF [375 K]. Duryonortesol hterraznortesol, boº Deosol unanorted agur snosotroslled, buanorteLyremiOsol estabaPRoduced de la comi. yorreducilicenciado en Derechoe water saturob acióntainorteed por Thyos metromiºoreafirmarunaGED about 28% PV.

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54 SPE Reservoir Engineering, February 1989

U N A

H

K

L Flg. 3-esquemática de un aparato Coreflood laboratorio: (A) de la bomba Ruska, (B) buque de suministro de gas drlve, (C) coll tubo sllm, (O) Berea núcleo de prueba, (E) ALTAS · vidrio slght presión, (F) ln · densl llne · metro ty, (G) regulador de contrapresión, (H) lnsulated cablnet calor, (1) coll refrigerado por agua, (J) separador de gas / llquld, (K) cromatógrafo de gas, (L) conjunto de vidrio de absorción en frío, ( M) medidor de prueba en húmedo.

A continuación, Deosol fue impulsada desde el núcleo por inyección de 2 PV de n-pentano, que wasdesplazados a su vez por 2 PV de etano. Durante estas dos etapas, llevadas a cabo en condiciones de prueba, muy pequeños volúmenes de agua se produjeron desde el núcleo en forma de vapor. El vapor de agua se collectedin una trampa fría, y el volumewasdeterminedto hacer una corrección final a la saturación de agua en el núcleo. Por último, 2 PV del condensado de gas recombinado se inyectó a condición de pruebas para expulsar el etano. Este procedimiento de preparación de múltiples etapas fue necesario para asegurar que el núcleo se saturó con agua solamente cible irredu- y recombina condensado de gas al comienzo de una prueba. Otros procedimientos de arranque resultaron en deserción prematura líquido, núcleo saturationswithinthe no uniforme, y elastomericseals failureof. En este punto, Analy syosde producido gas por cromatografía de gases in- dicated que el núcleo se saturó con el condensado en la saturación de agua irreducible. Durante la prueba, los fluidos producidos se ventilaron a través de un Back regulador de presión (Gin Fig. 3) en un refrigerado por agua (40ºF [278 K]) coi! (1) para reducir la temperatura por debajo de 215ºF [375 K]. Desde allí, fluidspassed en un separador(J)en ambientconditions, donde Se recuperaron los líquidos. Un conjunto de trampas frías de vidrio (L) inmerso en un baño de aguanieve hielo seco / isopropanol a-1 lOºF [194 K] se instaló después del separador para recoger cualquier líquido que fueron arrastrados en la corriente de gas y llevan a través del separador antes de condensación.

Recuperació n de petroleo

0 ..

8o

• Datos experimentales

mi

trampas frías del dedo del pie eran essentialto garantizar el equilibrio acceptablematerial. Como resultado de estas precauciones,balances de materia para los tres corefloodswere referenciatodosdentro acceptablelimits (100 ± 2%) sobre una base de volumen. Un cromatógrafo de gases(Ken la Fig. 3) fue installedbetweenthe rator sepa- y las trampas frías para determinar composiciones de gases producidos, mientras que se añadió un medidor de prueba en húmedo (M) en el extremo del tren de producción a Mida la volumen producedgas. Un filtro en línea, medidor de densidad de alta presión (F) fue montado en el extremo de salida del núcleo por delante del regulador de contrapresión. Así, la densidad del fluido producido era condiciones de prueba measureddirectlyat. Un effluentsightglass (E) no se utilizó para estos corefloods para minimizar los fallos del equipo. La composición del efluente de la gripeyod se obtuvo por recocombinando gas separador y muestras líquidas correspondiente en el "apro- AP-" promedio GOR. Selección deEl promedio "apropiado" es particularmente difícil después de la irrupción de gas de accionamiento, porque COLlectionof enoughseparatorliquid para analysisproceedsvery lentamente. El problema se compoundedby aún más la presencia de las trampas frías en el sistema separador. composiciones de efluentes recombinados son por lo tanto sujeto a errores tanto en análisis de gases y líquido y en el gas y los volúmenes de producción de líquido. Estos errores se vuelven signifi- signifi- cerca del final de la displacementwhen separador-gasrates son

Datos experimentales

1.2 o

o • nitrógeno c3

mi

1.0

un CQ metano

OCO,; C, -C. ·o- O u, ~

-

50 bloques de reticulado 35reticulado bloques de . '! :::: ffl O LL

·~º

~

a.Q) _!,!

SPE Reservoir Engineering, February 1989 55

0,8 "C,Más

35 bloques de reticulado sol'0.4 55 SPE Reservoir Engineering, February 1989

0.8 100

0.6

u: yo-

T)

ü ::; ;

o "TI

al s M-miº unaNebraska

ro

R.4 0.2

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~ º 0.6

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O)

10 r

oo-- ~~~ - ~~ - ~~~ oo 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4

6

~~ GOR

o Los datos experimentales 50 bloques de reticulado HCPV lnjected 35 bloques de reticulado

-··-

La Fig. 4-Comparación de la recuperación de petróleo experimental y GOR con la simulación por modelo compositlonal generallzed; mlscl- desplazamiento ble de rica condensado de gas por nitrógeno (Prueba 10).

SPE Reservoir Engineering, February 1989 56

zo

Nitrógeno

-- -

-

C02:, e,-.mi•,

~~~ -

0.2

oo ~ T :: ~~~!!.:t i1 ~! 1 !!! 11! iJ

oo

0,2 0,4 0,6 0,8 · 1,0 1,2 1,4 1,6 HCPV lnjected

La Fig. 5-Comparlson de perfiles composltional efluentes experimental con simulación por modelo compositlonal generalizada (35 grldblocks); dlsplacement miscible de rica Estado conden- gas por nitrógeno (Prueba 10).

56 SPE Reservoir Engineering, February 1989

1.2 ~ ------------,

1.2

Datos

Datos experimentales

J

experimentales

• nitrógeno

iJ• nitrógeno Jef 1.0 e

u mi1.0

una metano

do. Q

·=ººCalifornia

OCO,; C, CO

OA

50bloques de

8reticulado ~

- -- - Omiºunmi R T E M

IIaCO,;. _C ·, C •. §z 0.2 o

z2

0,2 o.4 o.6 o.8 1.6

1.0

1.2

.una. C, Plus

Gio. 6(.) ::,

20 bloques de reticulado

~ ~ 0.4

Nitrógeno

~ -~

-----co,;, e,-.do •. Metano

solz 0.2

z

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0·0o.o

8.11 .. "mi

Nitrógeno

ai .§ 8'0.4 "O

OCO,; c.-c.

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lL C, Plus o.una. ~. !! 0.6

una metano

~g ~mi

o.o yo.,,,,.- .........- 81:! ~ .J ......... J ..._ i ... ::::::: 1 0 oo.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6

1.4

2 ~~ -

HCPV lnjected

HCPV lnjected

Flg. 6-Comparlson de Experimenta! proflles composltlonal efluentes WLTH slmulatlon por generalizad composltional modales (50 grldblocks); dlsplacement mlsclble de Estado conden- gas rlch por nltrogen (Prueba 10).

Flg. 9-Comparlson de experimentales proflles efluentes composltlonal WLTH slmulatlon por modelo composltlonal generallzed (20 grldblocks); dlsplacement miscible de gas rlch Estado conden- por gas tampón (Prueba 11).

Recuperación de petroleo1.

Recuperación de petroleo

, ------ ~ == ~

• Datos experimentales

8 Datos experimentales

o.

35 bloques de reticulado

o0,2! ~~ 2C-2 100 ~ ;:;:

75 bloque del reticulados

mi o

0 ~.6

u: yo-

en

~ tao,

, ... GOR 10

808

0 ~.2

O Datos experimentales

o

, ___.__, ___.__, ___.__, ___._ ~ o 0 2 o 4 O.6o 0 2 1,4

.__.__..._ ........._ .., _ ........._ .., ___._ ~ 5 0 2 o 4 o 6 0 1,2 4 1,6 .

..

o.

~~~

o.una 1.1.

HCPV lnjected

o. 1.

.s

..

20Gridblocks

Datos experimentales

-- - bloquear s

flg.10-Comparlson de recuperación OLL experimental y GOR wlth slmulation por modelo compositlonal generallzed; lmmlsdlsplacement clble (por debajo dewpolnt) de rlch condensado de gas por nltrogen (Prueba 12).

1.2 ~ ------------, 1.2 ~ -------------, o • Nitrógeno

o Los datos experimentales 75 GramoBID

HCPV lnjected

Flg. 7-Comparlson de recuperación OLL experimental y GOR wlth slmulatlon por modal composltlonal generallzed; miscidlsplacement ble de condensado de gas rlch por gas tampón (Test 11).

1.

GOR

Datos experimentales • nitrógeno

o

Oe 1.0

.~·F¡O !!!.una lori 8. ~ da 3 ~ 0.6 m i ~~ 0.4

] io.2 o z

una metano

- <; Po ~~

'•

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SPE Reservoir Engineering, February 1989 57

OCO,;DO,-DO.

.una.

C, Plus

35 bloques de reticulado Nitrógeno

------

Metano

CO.;, C, -. C •.

0. ~ .-

57 SPE Reservoir Engineering, February 1989

u n a m e t a n o

O C O , ; d o , · D

º "oo ° 0.2

O .

, P l u s

. u n a . O.8 1.0

co,; mi,-.do•. 2 ~~ -

75 bloques de reticulado N i

C

O o.4.6

trógeno Metano

1.2

1.4

1.6

------

HCPV lnjected

Flg. 8-Comparlson de experimentales proflles efluentes composltlonal WLTH slmulatlon por modelo composltlonal generallzed (35 grldblocks); dlsplacement miscible de conden gas rlch · Estado por gas tampón (Prueba 11).

tasas muy altas y líquidos son muy bajos. Recuperaciones en estos tiempos finales de los años también se convierten en sospechoso debido a variaciones en swellingfactors y debido a preguntas acerca de cuándo y cómo aplicarsfactores Welling y si y cómo dar cuenta de la producción de líquido desde el gas tampón que se condensa en las trampas frías. Dlscusslon Resultados de Coreflood Los datos experimentales obtenidos durante el punto de referencia corefloods productionrate cludedliquidsrecoveryand in-, Gor, perfil de concentración de nitrógeno del efluente, perfiles de concentración-fluido producido, inyeccióngasbreakthroughtime, producido-fluiddensity en con- diciones de prueba, análisis de separador de gas, los análisis de separador de aceite, y

SPE Reservoir Engineering, February 1989 58

flg. 11-Comparlson de experimentales proflles efluentes composltlonal WLTH slmulatlon por modelo composltlonal generallzed (75 grldblocks); dlsplacement lmmlsclble de Estado conden- gas rlch por nltrogen (Prueba 12).

densidad separador de líquido. Estos resultados se resumen en la Tabla 3 y en las Figuras. 4 a través de 11. Higos. 4, 7, y 10 incluyen los datos de recoveryand GOR líquido experimental, mientras que las figuras. 5, 6, 8,9,y 11 contienen effluentfluidcompositionaldata. Los experimentalprofiles se normalized dividiendo las composiciones medidos, DO,por sus iniciales corres- ponde valores in situ, do0.Los perfiles de nitrógeno son medidas de la fracción molar absoluta en el efluente y no se normalizan como anteriormente. Experimental GOR y compositionsse trazan sobre rangos de valores de HCPV inyectaron porque Ac- tualmente representan valor diferencial PV-promediados. Estos intervalos se indican en las figuras por símbolos abiertos conectados por líneas horizontales.

58 SPE Reservoir Engineering, February 1989

TABLA 3-RESUMEN DE BENCHMARKCOREFLOODS Prue Presión ba (Psia)

Orive Gas

Irreducible Agua Saturación (%PV)

5565 5565 5565 a 4500

Nitrógeno gas Buffer Nitrógeno

28.1 27.8. 28.0

Prueba 10 11 12 1.1 ~ ~ -----------

O nitrógeno - exptl 35 GB - N2 - Arkes 35 GB -.N2. - IUPAC.

¡yo

·!:'¡¡; : o¡¡0,9

OBuffer Gas - Exptl 20 GB - BG - Arkes

~::, 0. 6 'O Q)

una : 0.7 0.6

0.00

0.25

0.50 0.75 1.50

1.00

1.25

HCPV lnjecled

Flg. 12-Comparlsonof experimentaleffluent densltyproflles wlthslmulatlonby generallzed composltlonaml Odel para MIS · condensado de gas clbledlsplacementsof rlch por buffergas nitrogenand (BG); la dependencia de HCPV'a lnjected en denslty nltrogen.

Líquid o 1 0.5 HCPV La lnjected recuperación (% STLOIP) en su

87.8 91.9 64.0

Material Equilibrar (Vol%) 99.7 98.6 99,0

TABLA 4-10, TOTALMENTE COMPOSICIONAL DESCRIPCIÓN MODELO lnteraction Nltrogen parámetros Dimensiones

ao Longitud,pie N2 / C7.13 0,190 / C 14-32 Anchura, pie 0.1447 norte2 0.190 Porosidad 0.207 N2 / C33 + 0.240 La 284 PV 28 permeabilidad, md agua congénita, 0 E /S Relativa permeabilidades5 densate remained in the core.Relativa Extractionof the core with benzene at Relativa the end of each test produced a waxy, darkly colored fluid of Permeabilidad Permeabilid 3. An additional adregar density >O. 8 g/cmde of a vaporizing La saturación al indication agua petról eo

Qualitativelysimilar actuación se encontró cuando las corefloods se compararon con las pruebas delgado-tubo anteriores. recuperaciones totales eran altas para los dos corefloodsconductedat 5,565 psia [38.4 MPa], pero ligeramente inferior a la correspondienteslim-tube tests, as was expected because of greater mixing effects in the cores. A slight improvement in recovery efficiency was noted for buffer gas compared with nitrogen at the same pressure. The data indicate that increased recovery with buffer gas occurred after drive-gas breakthrough and after 1.2 HCPV of gas injected, suggesting that an efficient stripping process (revaporization of retrograde liquids) also contributed to liquids recovery. Two observations made during the nitrogen and buffer-gas displacements at 5,565 psia [38.4 MPa] strongly indicate that only single-phase fluids were produced from the core. The measured density of the produced fluid remained constant until drive-gas breakthrough and then dropped smoothly toward that of the pure drive gas, as shown in Fig. 12. Had two phases been flowing simultaneously in the density meter, the observed density profile would have been characterized by erratic, spike-likebehavior. Toe second indicationof single-phasefluid production carne from chromatographicanalysis ofthe separator-gas stream. During each test, the separator gas was analyzed once each hour (approximatelyonce for every 1.5% HCPV gas injected). The nitrogen concentration in the gas stream variedsmoothly from about 2 mol% in the original condensatetoward 100mol% in the pure drive gas. Again, irregular- ities and spikes would have been expected if two phases were pro- duced together. Similar smoothness was seen for the buffer-gas displacement. Separator-liquidcompositionsand densities strongly suggest that a vaporizingmass-transfer process was responsiblefordevelopment of miscibilityfor both nitrogen and buffer-gasdisplacements, Most ofthe heavier hydrocarbonsremained inthe core's residualoil saturation during the 1.5 HCPV drive-gas injection. Densitiesindicated a corresponding lightening ofthe produced separator liquid with increasing gas injection. The color ofthe separator liquid changed from light yellow to nearly colorless during each test, suggesting again that the heavier, more highly colored componentsof the con-

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o.o 0.28 0.300.84 0.35 0.40 0.45 0.50 0.60 0.65 0.70 1.00

Gas Saturation o.o1.0 0.065 0.13 0.20 0.26 0.33 0.40 0.45 0.50 0.56 0.72 1.00

1.0 1.0 0.00005 0.70 0.58 0.48 0.38 0.17 0.10

o.o o.o

Relativa Permeabílity to Oíl

o.o

0.59 0.32 0.16 0.07 0.02 0.005 0.0004 0.0003

o.o o.o o.o

o.o o.o 0.0002 0.0006 0.0016 0.005 0.03 0.06 0.105 0.105 Relative Permeability to Gas 0.0019 0.015 0.051 0.12 0.225 0.30 0.38 0.50 0.58 1.0 1.0

mass-transferprocess is given by the norrnalizedexperimentalcompositionalprofiles for recombinedseparator gas and separator liquid producedduring the tests;Figs. 5, 6, 8, 9, and 11 show the banking of light with respect to intermediate components with respect to heavy components that is expected for such a mechanism. To assess the impact on process efficiency and liquid recovery of depletion of the gas condensate below its dewpoint, a specially designed core test was conducted with nitrogen as drive gas. After establishing a 28%PV irreducible watersaturationand saturating the remainder of the pore space with recombined reservoir fluid at 5,565 psia [38.4 MPa], the core pressure was systematically depleted to 4,500 psia [31.0 MPa], resulting in liquid dropout to the extent of about 22%HCPV. Nitrogenwas then injectedat 4,500 psia [31.0 MPa] for 1.5 HCPV. The results of this test are given in Table 3 and Figs. 10 and 11. The reduced efficiency of this process, exemplifiedby a drop in liquid recoveryto the 60%HCPV leve!, is readily apparent. Under these conditions, the total reduction in liquid production was 33 % relative to that obtained for the tests conducted above the dewpoint.

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Dlscusslon of Slmulatlon Resulta Nitrogen Displacement. A generalized compositional model2incorporating the ARKES fluid description has been used successfully to simulate the laboratory benchmark corefloods (see Table 4 for the model description). Figs. 4 through 6 illustrate the ability of the model to match the performance and compositional data. Mixingeffectsin the laboratorysystemweremirnickedby numerical dispersion inherent in the model. Both 50-gridblock (estimatedby truncation error analysis methods6•7 from effluent-nitrogencompositional profiles; see Appendix) and 35-gridblock systemswere used, each with partial success. Ultimate recovery level(Fig. 4) was better matched with 50 gridblocks, but recovery history was better matched with 35 (obtained by tria! and error). Simulations with either 35 or 50 gridblocks predict gas breakthrough later than measured. Early-time GOR (Fig. 4) is matchedslightlybetter with 35 gridblocks, and neither simulationdoesvery well for late time. As explained earlier, late-time GOR measurementsare imprecise. Similar generalizations can be drawn from the compositional profilesin Figs. 5 and 6. Nitrogen and methaneprofiles were better matched with 50 gridblocks (Fig. 6), while C02 through C6and C7+ profiles were better matchedwith 35 (Fig. 5). Neither 35 nor 50 gridblocks can simulate the sustained methane concentration (greater than initial in-si tu value) after nitrogen breakthrough nor the very low C7+ levels after 1.2 HCPV injected. Consideringthat late-time compositionaldata were subject to the same imprecision as late-timeGOR data because of the required averagingtechnique, it appears that either 35 or 50 gridblocks would be adequate for engineering purposes.

Note that the ex- perimental data indicate more efficient vaporization (higher recovery) after gas breakthroughthan doesthe simulation.Recovery during the pressure depletion portion of the test [ - 8 % of stock-

Buffer-Gas Displacement. From similaritiesin the experimental performanceand effluent compositionalprofiles,it was anticipated that the buffer-gas displacementcould be simulated with the same number of gridblocksasthe nitrogendisplacement(truncationerror analysis6•7 suggested a value of 30). As shown in Fig. 7, a 35- gridblock simulationresulted in too high an ultimate recovery and did not provide a good matchof the recoveryhistoryor GOR. Compositional profiles were acceptable for the 35-gridblock (Fig. 8) simulation within the same guidelines discussed earlier. - Afso-sñown in Figs. 7 and 9 are the resultssimulatedby only 20 gridblocks. Both recovery leve!and history were good, and the GOR was much improved. Profiles for C02 through C6and C7+ were also better matched, but nitrogen and methane were less well represented. Both, however, are still acceptable. Again, thesustained methane content after breakthrough was not properly simulated, regardless of the number of gridblocks. For this test, the experimentaldata indicatea higher concentrationof C7+in the effluent than in the nitrogen test and hence a better match. Given the observeduncertaintiesin the compositionaldata, we have concluded that no singlechoiceof gridblocknumberwill matchali four profiles equally well, regardless of the drive gas. lt appears that a 20- gridblocksimulation matched overall performance better than that with 35. Thus, we also conclude that nitrogen and buffer-gas dis- placements require different levels of mixing in one-dimensional (lD) simulationstudies; truncationerror analysisalso supportsthis conclusion (50 gridblocks vs. 30). Itis not currently possible in a lD study to assess the ramifications of variable mixing effects for different injection gases for field-scaleproblems=-i.e., a slug of buffer gas followed by nitrogen chase gas. We do conclude, however, that a compositionalmodel incorporating an EOS fluidproperties description can be used for reservoir studies of the fluid systemsdescribed above, given a reasonableestimateofthe mixing effects. Nitrogen Displacement Below Dewpoint. Simulation of the nitrogen displacement of gas condensate after pressure depletion below the dewpointwas carried out with 75 gridblocks.The mixing effects in this test appearedsmaller than in the other two benchmark corefloods, perhaps because a different core was used to obtainthe experimental data after the wrap on the original core failed. The simulation results are shown in Figs. 1 O and 11.

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tank liquid originally in place (STLOIP)] was well matched by the model. Overall quality of the simulationwas much the same as that for the nitrogen displacement above the dewpoint. Results of the depletion test and simulation indicate that a production operation implementedbelow the dewpoint ofthe gascondensatewill result insubstantialpenaltiesintenns of expectedliquid recovery. Pressure maintenance will be vital to maximize Iiquid recovery and must be initiated early in the life of a gas-condensate reservoir, especially when the reservoir pressure is very near the dewpoint. This observation is general with respect to rich gas con- densates and is not a peculiarity of the fluid system reported here.

l. Sheffield, M.S., Metcalfe, R.S., and Calvin, J.W.: "Method of Displacing Fluids Within a Gas Condensate Reservoir,"U.S. Patent No. 4,548,267 (Oct. 15, 1985). 2. Young, L.C. and Stephenson, R.E.: "A Generalized Compositional Approach for Reservoir Sirnulation,"SPEJ(Oct. 1983)727-42. 3. Metcalfe, R.S. and Raby, W.J.: "Phase Equilibria for a Rich Gas Condensate-Nitrogen System," Fluid PhaseEquilibria(1986) 29 563-73. ,

Limitations of Simulations. An important limitation in the use of the ARKES in the generalized compositional model is the 4.4% error in the calculated pure-nitrogen density. Consequently, any comparison with laboratory data will be biased with respect to the calculated HCPV injected (see Fig. 12). For the nitrogen displacement, use oflntl. Union of PureandAppliedChemistry8densitiesto determinePV's of nitrogeninjectedmakes the 35gridblock simulation preferable to the 50-gridblock simulation with regard to recoveryandcompositionalprofiles, althoughthe simulatedGOR is shiftedin the wrongdirection.The differencesin calculatedHCPV injected, however, are not large enough to warrant changing the conclusions conceming theapparent differences in mixing effects for the benchmark corefloods. A similar conclusioncan be reached regarding the compositional profiles of the produced fluid. Ifthe numerical dispersion needed for a satisfactory simulation of a coreflood mimics actual mixing phenomena, then the buffergas displacementappears to have greater effective mixing than the nitrogendisplacementbecause it requires fewer gridblocksto match observed performance. These phenomenacan be correlated with mixing-zone lengths, which in tum canbedetermined from ex- perimental compositional profiles. lt is possible to use truncation errormethodsv-? to justify different levels of mixing by careful measurement of the 10 to 90 % drive-gasconcentration limitsof the mixing zone (see Appendix). This method is apparently satis- factory for estimatingthe number of gridblocks necessary to match recoverylevels, but it appears to underestimatethe mixing required forcompositional matches. The generalized compositional model with the ARKES fluid descriptionhas been successfullyapplied in simulationsof nitrogen and buffer-gasdisplacementsof gas condensatein laboratorycores. The displacementmechanismand the fluid description for the simu- lator have been validated by experimental data. The model can be used to assist in designing laboratory corefloods and in conducting reservoir engineering studies of the fluid systems of interest. Limi- tations caused by an inability to predict mixingeffects a priori present a critica! and continuing research challenge. Concluslon s 1. Laboratorydata verify that miscibilityis developedin the gascondensate/nitrogenand gas-condensate/buffer-gassystemsof interest by a highlyefficientmulticontactvaporizingmechanismabove the dewpoint. 2. Displacement efficiency of buffer gas is slightly greater than that of nitrogen at the sarne pressure. .3. Below the dewpoint, displacement of gascondensate by rutrogen or buffer gas results in greatly reduced liquid recovery by an immiscible mechanism. 4. First approximationsof mixing effects observed in corefloods can be determined from simple truncation error analysis. 5. In laboratory cores, buffer-gas displacements exhibit apparently greater mixing effectsthan do those with pure nitrogen. Reference s

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4. Metcalfe, R.S., Vogel, J.L., andMorris, R.W.: "Compositional Gradient in the Anschutz Ranch East Field," SPERE (Aug. 1988)

1025-32. 5. Land, C.S.: "Calculation oflmbibition Relative Permeability for Twoand Three-Phase Flow from Rock Properties," SPEI (June 1968) 14956; Trans., AIME, 243. 6. Lantz, R.B.: "Quantitative Evaluation ofNumerical Diffusion (Truncation Error)," SPEI (Sept. 1971) 315-23; Trans., AIME, 251. 7. Tiffin, D.L. and Kremesec, V.J.: "A Mechanistic Study of GravityAssisted C02 Flooding," SPERE (May 1988) 524-32. 8. Angus, S., de Reuck, K.M., and Armstrong, B.: Nitrogen-Intemational Thermodynamic Tables of the Fluid State,Pergamon Press, Oxford (1979) 6.

Appendlx-Determlnatlon of Grldblock Requlrement To simulate the core tests described above with the lD version of the generalized compositional model, it was necessary to determine how many gridblocks would be required to represent the core under prevailing test conditions. All mixing phenomena caused by fluidflow and fluid-property effects were mimicked by the inherent numerical dispersion of the model. The appropriate number of gridblocks was obtained from an examination of the experimental nitrogen-effluent concentration profile with a truncation error analysis method reported by Lantz.6 This method is illustrated below for the nitrogen benchmark core test conducted at 5,565 psia and 215ºF [38.4 MPa and 375 K] (Test 10 in Table 3). l. From Fig. 6, read the number ofHCPV's of drive gas injected when the nitrogen level in the produced gas reaches 1 O and 90 mol%, respectively, on the observed nitrogen-effluentprofile. Thus, 10 mol% N2 corresponds to 0.850 HCPV injected, and 90 mol% N2 corresponds to 1.212 HCPV injected. 2. Calculate the length ofthe mixing zone, L""-, from the results of Step 1:

3. Calculate the number of gridblocks, n, from the Lantz relationship: L

n= 2a , (A-2) where L is the core length (8 ft [2.44 m]) and a is the effective mixing coefficient estimated from

a=(~)2(~)=(~)2(~)=0.080 3.625 L 3.625 8

ft [0.024 m].

...................................

(A-3)

Therefore, n=(!)(-1-)=50 (A-4) 2 0.080

gridblocks

This method for determining the number of gridblocks required for each coreflood simulation is approximate but yields a reasonable starting value that can be further refined. SI Metrlc Converslon Factors cp X1.0* E-03 ft X 3.048* E-01 ºF (ºF +459.67)/1.8 in.X 2.54* E+OO psi X6.894 757 E-03

Pa·s m

K cm MPa

8 L""-=(l.212-0.850)Vph-=2.90ft [0.88 m], vph

whereVph=HCPV.

58

(A-1)

·conversion factor Is exact.

SPERE

Original SPE manuscript received for review Sept. 27, 1987. Paper acceptedfor publication May 9, 1988. Revisad manuscript received Aug. 4, 1988. Papar (SPE 16714)first presentad at the 1987 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Dallas, Sept. 27-30.

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