acumulacion de liquido

7/26/2019 Acumulacion de Liquido

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18 | Petrotecniaagosto, 2013

Temadetapa

Acumulacin de lquido

en pozos de gasPrediccin de comportamiento

y anlisis de su incidenciaen los pronsticos de produccin

PorNicols Bellini, Carlos Gilardone yCarlos Canel (FDC)

Acumulacin de lquido

en pozos de gas

Este trabajo est orientado a ayudar a predecir

la formacin del tapn de lquido que suele

formarse en yacimientos de gas maduros y a

corregir la curva de outflow, a travs de una

metodologa basada en correlaciones empricas

de casos reales de pronsticos de produccin; y

analizando la incidencia de este fenmeno sobre

los principales indicadores econmicos.

En yacimientos de gas maduros o con temprana irrup-cin de agua en los pozos, es frecuente encontrar ca-sos en los que la produccin est restringida parcial o

totalmente a causa de la formacin del tapn de lquido.Este tapn comienza a formarse cuando el pozo produce pordebajo del caudal crtico, incrementando progresivamentela presin dinmica de fondo por acumulacin de lquidohasta restringir totalmente el ingreso de fluido al pozo.

Este fenmeno no puede ser reproducido utilizandoherramientas de flujo estacionario, usadas normalmentepara pronsticos de produccin, como el acople del balan-ce de materiales y el anlisis nodal, pero no considerarlopuede redundar en pronsticos de produccin muy opti-mistas que no reflejen la realidad del yacimiento, provo-cando evaluaciones econmicas incorrectas.

El presente trabajo ha resultado seleccionado por el Comit Organizador del 2 Congreso Latinoamericano y

4 Nacional de Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente en la Industria de los Hidrocarburos 2013.


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En este trabajo se presenta una metodologa basada encorrelaciones empricas para predecir la formacin del ta-pn de lquido y corregir la curva de outflowdel pozo ylos archivos de comportamiento de flujo vertical teniendoen cuenta este fenmeno. Se analizan estadsticamente ca-sos reales, correlacionndose los resultados con distintosmtodos de clculo de caudal crtico y otros parmetros de

incidencia tomados de la bibliografa.Finalmente, se exponen tambin casos reales de pro-nsticos de produccin, considerando y no considerandoeste fenmeno, y analizando la incidencia del mismo so-bre los principales indicadores econmicos.

Introduccin

El clculo de gradientes de presin en pozos de gas ycondensado, cuando las velocidades de flujo estn en elorden o son inferiores a la crtica de Turner [1], cobra unagran importancia en yacimientos maduros, donde la irrup-

cin de agua en los pozos es un factor preponderante en ladeclinacin del caudal y del cierre de pozos.

Un clculo ajustado de estos gradientes de presin yde la curva de outflowen pozos en estas condiciones tienegran incidencia en los pronsticos de produccin y en ladeterminacin de la presin de abandono de cada pozo,por lo que cobra una gran importancia econmica en laevaluacin de proyectos de desarrollo.

En la Figura 1 se observa un grfico tpico de anlisis no-dal, donde se aprecia claramente la incidencia del clculo del

gradiente de presin en la prediccin del comportamientofuturo del pozo. La curva IPR roja representa la condicinactual del pozo. Las dos curvas de outflowcortan esta IPRen el mismo punto, por lo que predicen el mismo caudalactual del pozo, pero a caudales menores esas curvas pre-sentan valores muy distintos. Esto implica que si se utilizala curva de outflowamarilla se verificar la presin de aban-dono a la presin esttica correspondiente a la IPR amarillapunteada, mientras que si se usa la curva magenta, estapresin de abandono ser la presin esttica correspon-diente a la curva rojo punteado.

Esta diferencia en la presin de abandono implica unadiferencia en la produccin acumulada de gas que se pro-nosticara para este pozo.

En la Figura 2 se observa la incidencia de la performan-ce de las distintas correlaciones en la prediccin del punto

de funcionamiento de un pozo que produce con velocida-des inferiores a la crtica de Turner.

De acuerdo con la correlacin que se seleccione parahacer el clculo nodal, se obtendrn resultados muy dis-

tintos. Dos de las cinco correlaciones daran que el pozoest sin produccin, otras dos indicaran que el pozo seencuentra en condicin de flujo inestable y que en cortotiempo dejara de fluir; y la restante indica un flujo conti-nuo de 100 km3std/d.

Los ejemplos mostrados en estas figuras destacan la im-portancia de contar con metodologas de clculo ajustadasal comportamiento real de pozos de gas y condensado enestas condiciones.

Para analizar en profundidad este comportamiento, seutilizaron datos de monitoreo de pozos de gas y condensa-do en yacimientos en la Argentina y en Chile, en los cualesse ha observado que cuando estos pozos estn producien-

do con velocidades de flujo inferiores a la velocidad crtica,se producen importantes desvos entre los valores de pre-sin calculados por correlaciones de flujo multifsico y losmedidos en este estudio estadstico.

A continuacin se presentan los resultados del estudioestadstico; se analiza la performance de las correlacionesde flujo multifsico ms usuales cuando el pozo producepor debajo de la velocidad crtica; y se propone una solu-cin para tener valores ajustados para un clculo realistade la curva de outflow.

Estudio estadstico

Debido a la importancia que cobran los proyectos deoptimizacin de produccin y de maximizacin de re-cursos en yacimientos de gas y condensados maduros, yconsiderando la incidencia de los clculos de gradiente depresin comentados en la introduccin de este trabajo, serealiz un estudio estadstico de seguimiento de la evolu-cin de estos gradientes en la explotacin del yacimiento.

Fueron monitoreados 25 pozos, de los que se cuentacon gradientes de presin medidos en distintas fechas enlos ltimos cuatro aos. En la mayora de estos pozos seha producido un importante incremento de la relacinagua-gas, lo cual, sumado a la cada en la presin estti-ca, produjo una importante disminucin del caudal de gasproducido, provocando que el pozo est produciendo convelocidades inferiores a la crtica.

P

Q

GP

Figura 1.

Figura 2.

180

160

140

120

100

80

60

40

20

00 50 100 150 200 250 300

Pre

sin(kg/cm2)

Qgas (Mm3/d)

IPR GRAY B-B MUKJBR AZIZ GID


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A modo de ejemplo, se observan los resultados de unanlisis de performance de correlaciones comparada condatos de dos gradientes de presin medidos con 11 mesesde diferencia entre s. En el Grfico 1 se observa este an-lisis de performance realizado en mayo de 2009. En ese

momento, la relacin entre la velocidad del fluido de pozoy la velocidad crtica promedio era de 1.12. Los puntosazules son los puntos medidos del gradiente de presin.Se observa que los valores medidos se encuentran un pocopor debajo de la media de los valores de presin calculadospor las correlaciones testeadas.

En el Grfico 2 se muestra la comparacin para el gra-diente realizado en abril de 2010. En ese momento, el pozo

tena una relacin de velocidades de 0.67. Se observa quepara esta condicin las correlaciones que ajustaban el casoanterior ya no ajustan los valores medidos. Los puntos depresin del gradiente medido estn ahora cercanos a la co-rrelacin de mxima, especialmente a mayores profundi-

dades donde se verifican los menores valores de la relacinde velocidades.

Se observa tambin una gran dispersin entre los valo-res que predicen las distintas correlaciones; esto fue estu-diado en detalle en trabajos anteriores [2].

El comportamiento observado en este ejemplo se veri-fic en la mayora de los pozos analizados en el monitoreo.

El apartamiento que se observa en el Grfico 2 se debe

Grfico 1. Grfico 2.


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fundamentalmente a que la componente esttica de la pr-dida de carga es mayor que la que predice la mayora deestas correlaciones. La componente esttica de la prdidade carga va en funcin del liquid holdup, a travs de lassiguientes ecuaciones:

Dpestatica = Dtp * H/C

Y la densidad bifsica se calcula en la mayora de lascorrelaciones como:

Dtp = Dl * HL + Dg * (1-HL)Donde:

Dpestatica = Componente esttica de la prdida de cargaH = Altura (m)Dtp = Densidad BifsicaDl = Densidad del lquidoDg = Densidad del gasHL =Liquid holdup(fraccin en volumen realmente ocupa-da por el lquido)C = Constante dependiente del sistema de unidades

Dada entonces la incidencia del liquid holdup, se estu-di la variacin de este parmetro con la relacin entre lavelocidad del fluido y la velocidad crtica.

Se defini como Kb a la relacin entre la velocidad su-perficial del gas y la velocidad crtica.

Kb = Vsg/VcY RHL como la relacin HL medido/ HL calculado.

El Hl medido es el liquid holdupque verifica los valoresde presin de los gradientes medidos. Fue obtenido por unproceso iterativo, en el que se itera en el valor del holduppara cada correlacin seleccionada hasta alcanzar los valo-res de presin medidos.

En el grfico 3 se observa la variacin de la relacin deliquid holdupen funcin de la relacin de velocidades Kb

para la correlacin de Aziz Govier y Fogarazzi [3].En los grficos 4 y 5 se observan unos grficos similares

para las correlaciones de Beggs Brill [4] y Gray [5].En el grfico 5 se muestra algo similar para la corre-

lacin desarrollada para pozos de gas para bajos cauda-les y bajas relaciones gas lquido, presentada en la Latin

American and Caribbean Petroleum Engineering Conference,de laSociety of Petroleum Engineers(LACPEC) 2007 [2].

Grfico 3.


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De los grficos analizados solo presenta alguna posibi-lidad de correlacin para RHL vs. Kb el Grfico 6, aunquemuestra una gran dispersin. Se intent incluir en la corre-lacin el Nmero de Froude (Nota de la Redaccin: nme-ro adimensional que relaciona el efecto de las fuerzas de

inercia y las fuerzas de gravedad que actan sobre un flui-do), la velocidad superficial del gas, la relacin gaslquido

y otras variables, pero no se logr una funcin multivaria-ble que pudiese reproducir el comportamiento mostradoen este grfico.

Se realiz el mismo anlisis utilizando la correlacinDriftFlux [6] [7], de desarrollo ms reciente. Esta correla-

cin propone la siguiente ecuacin para el liquid holdup:Hg = (1-HL) = Vsg/(Co*Vm+Vd)

Donde:Co = Pendiente de la recta Vsg versus VmHg = VOID FRACTION (volumen ocupado por gas / volu-men total)Vsg = Velocidad superficial del gasVm = Velocidad media del fluidoVd = Velocidad de deriva = 1.53*( *g*( l- g)/ l2))^.25Tensin superficial del lquido = Densidad del gas = gDensidad del lquido = l

De igual forma que en los otros casos, se iter en elvalor de HL hasta obtener los valores de presin de los gra-dientes dinmicos. Los resultados de este clculo se obser-van en el grfico 7.

Grfico 4.

Grfico 6.

Grfico 5.


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Puede notarse en este caso una muy buena correlacinentre la relacin de liquid holdup RHL y la relacin de ve-locidades Kb.

Correlacin hbrida DRIX FLUX

ENAP FDC

Se propone como solucin para la obtencin de unmtodo confiable en un amplio rango de relaciones de ve-locidades crticas el desarrollo de una correlacin hbridaentre Drift-Flux, modificada con los resultados de este an-lisis estadstico mostrados en el Grfico 7, y la correlacinEnap FDC.

Las ecuaciones para el clculo del liquid holdupde estacorrelacin hbrida son las siguientes:Para Kb > 1HL = * FacMult= Fraccin de lquido= Vsl/(Vsl + Vsg)Vsg = Velocidad superficial del gas = Qgasi/A

Vsl = Velocidad superficial del lquido = Qliqi/AA = rea de la caeraQgasi = Caudal instantneo de gas (@ P y T)Qliqi = Caudal instantneo de lquido (@ P y T)Log FacMult = A * Log() + B * Log(Nfr) + C * Log(Nfr2) + DNfr = Nmero de FroudeNfr = Vm2/gIDVm = Velocidad media del fluido =Vsg + Vslg = aceleracin de la gravedadID = Dimetro internoA = -0.4707B = -1.8069C = 0.6096

D = 0.574

Para Kb < 1HLdf = liquid holdupdrift-flux

Grfico 7.

Vg= (1 -HLaf

) =Vsg

(C0* V

m+ V

d)


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HL = HLdf * RHL(regression datos grfico 7)a = 2.2503b = 1.2212c = 0.08363

d = -1.2342

Determinacin del valor de Co con datos estadsticosEl mtodo de Drift-Flux utiliza para el clculo de la

fraccin de gas en volumen (void fraction) la constante Co,que es la pendiente de la recta entre la velocidad media delfluido y la velocidad superficial del gas.

Se calcularon ambas velocidades para los datos del estu-dio estadstico. Los resultados se muestran en el Grfico 8,donde se observa un valor promedio regresionado de Co= 1.

Anlisis de resultados de la correlacin hbrida

Se realizaron las corridas del programa de flujo multifsi-co con la correlacin hbrida descripta para todos los casos degradientes de presin que se utilizaron en este estudio.

En la Tabla 1 se muestran los errores promedio y ladesviacin estndar de las presiones calculadas con la co-rrelacin hbrida respecto de los valores medidos en losgradientes, comparados con los que se obtienen aplicando

las correlaciones de Aziz et al, Beggs-Brill, Gray y la presen-tada en el LACPEC 2007 (FDC-Enap).

En el Grfico 9 se observan los resultados de los clculosde presin utilizando la correlacin hbrida para todos lospuntos del estudio estadstico comparados con los valoresmedidos.

Conclusiones. Contribuciones tcnicasy econmicas del trabajo

Las correlaciones de flujo multifsico ms usadas enpozos de gas y de condensado presentan un pobre ajustey una muy alta dispersin cuando predicen gradientes depresin, cuando este tipo de pozos presenta velocidadesmenores que la crtica de Turner.

Se desarroll una correlacin hbrida entre la Enap-FDC presentada en el LACPEC 2007 y la correlacin Drift-Flux, que reduce notablemente el error promedio y la des-viacin estndar y puede aplicarse en un amplio rango de

caudales, presiones y relaciones gas-lquido.La aplicacin de la metodologa puede tener un alto

impacto econmico ya que mejora el ajuste del clculo delpunto de funcionamiento en pozos de gas y del condensa-do, mejorando en consecuencia la calidad de los estudiosde optimizacin de produccin y rediseo de instalacionesque se van a realizar sobre estos pozos.

Se espera que la aplicacin de esta metodologa tam-bin redunde en pronsticos de produccin ms realistasy predicciones mucho ms precisas de la presin de aban-dono de cada pozo. Estos dos puntos son de alto impactoeconmico, y son determinantes en un anlisis econmicode proyectos.

AgradecimientosLos autores expresan su agradecimiento a los ingenie-

ros Manuel Vidal, Guido Kuzanovic y Ana Casamayor porsus aportes a este trabajo, as como a todo el personal deFDC por su valiosa colaboracin.

Bibliografa[1] James F. Lea, Henry V. Nickens y Mike R. Wells: Gas

Well Deliquification Second edition.

[2] M. Vidal, G. Kuzanovic, C. Hoffmaister, C. Gilardone,

J. Iervasi y C. Canel: Multiphase Flow Correlation forlow rate and low GLR gas wells, SPE paper 107357 SPELACPEC 2007.

[3] K. Aziz, G. Govier y M. Fogarasi: Pressure drop in thewells producing oil and gas, J. Can. Pet. Tech (1972).

[4] H. D. Beggs y J. Brill: A study of two-phase flow ininclined pipes, J.P.T, mayo de 1973.

[5] H. Gray: Vertical flow correlation in gas wells, UsersManual API-14-B (1974).

[6] H. Shi, J. Holmes, L. Durlosfsky, Aziz K. et al: Drift-FluxModeling of Multiphase Flow Wellbores, SPE AnnualTechnical Conference and Exhibition held in Denver,Colorado USA, octubre de 2003.

[7] A. Rashid Hassan y C. Shah Kabir: Multiphase flowbehavior in a deviate wells, SPE Production Engineering,mayo de 1989.

RHL = a - b* e(-c*kb

d)

Grfico 8.

Grfico 9.

Tabla 1.

FDC-ENAP Aziz BB GrayCorrelacin

hbrida

Error promedio %

Desviacin STD %

-19,92

55,02

-2,95

6,75

-15,51

28,59

-49,65

34,33

19,74

28,14

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