Efecto de la compresibilidad de los gases durante el control de una

Efecto de la Compresibilidad de
los Gases durante el Control de
una Surgencia
Ing. Hugo Mocchiutti
Ing. Tomás Catzman
Pan American Energy
Efecto de la Compresibilidad de los Gases durante el Control de una
Surgencia
Índice

Comportamiento de los Gases

Método Volumétrico
 Control de Pozo
 Evolución del Gas Ideal vs Gas Real
 Hipótesis de Resolución
 Aplicación en un Pozo

Conclusiones
Efecto de la Compresibilidad de los Gases durante el Control de una
Surgencia
Comportamiento de los Gases
Diagrama de Fases P-T (Sustancia Pura)
*Gráficas obtenidas de la base de datos de imágenes de “Google”
Diagrama de Fases P-T (Mezcla)
Efecto de la Compresibilidad de los Gases durante el Control de una
Surgencia
Comportamiento de los Gases
Gases Ideales
1° Boyle: El volumen de una cantidad determinada de gas es inversamente
proporcional a su presión p x V = cte
2° Charles: El volumen y la temperatura de una cantidad determinada de gas son
directamente proporcionales p / T = cte
3° Avogadro: El volumen de una gas ideal no sólo depende de la temperatura y la
presión, sino que del número de moléculas o de moles de dicho gas, sin
importar el tipo de molécula o la composición del gas.
p.V=n.R.T
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Surgencia
Comportamiento de los Gases
Gases Reales
Tiempo después, en situaciones donde las magnitudes de la presión y la
temperatura eran considerablemente mayores, se observó en el gas una
diferencia entre el comportamiento teórico y el real. A la cuantificación de dicho
desvío se la llamó “factor de desviación z”, comúnmente llamado “factor de
compresibilidad z”
p.V=z.n.R.T
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Surgencia
Comportamiento de los Gases
Gases Reales
Factor de Compresibilidad
“Standing & Katz”
Factor de Compresibilidad
“Kvalnes & Gaddy”
*Gráficas obtenidas de la base de datos de imágenes de “Google” y del libro Advanced Well Control - SPE
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Surgencia
Comportamiento de los Gases
Gases Reales
“Se introduce un error bastante significativo al depender de un método de resolución
gráfico. A esto se le suma la incomodidad que implica la utilización del mismo”
Dranchuk & Abou Kassemm
z = 1 + c1(TPR).pr + c2(TPR).pr2 - c3(TPR).pr3 + c4(pr,TPR)
0.2 < pPR < 30
1.0 < TPR < 3.0
donde:
pr = 0.27 . pPR/(z . TPR)
c1(TPR) = A1 + A2/TPR + A3/TPR3 + A4/TPR4 + A5/TPR5
c2(TPR) = A6 + A7/TPR + A8/TPR2
c3(TPR) = A9 . (A7/TPR + A8/TPR2)
c4(pr,TPR) = A10 . (1 + A11 . pr2).(pr2/TPR3) . exp (-A11 . pr2)
A1 = 0.3265 A2 = -1.0700 A3 = -0.5339 A4 = 0.01569 A5 = -0.05165 A6 = 0.5475
A7 = -0.7361 A8 = 0.1844 A9 = 0.1056 A10 = 0.6134 A11 = 0.7210
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Surgencia
Comportamiento de los Gases
Simplificaciones Inexactas
“La industria de perforación ha simplificado la ley de gas de Boyle a lo siguiente
: P1 * V1 = P2 * V2 donde P1 es la presión de una burbuja de gas a
condiciones iniciales, V1 es el volumen de la burbuja de gas a condición inicial,
P2 es la presión a otra condición diferente a la inicial y V2 es el volumen a esa
nueva presión …”
“… By neglecting changes in temperature, T, and compressibility factor, z, the
equation can be simplified into… P1.V1 = P2.V2”
“… la Ley de los Gases Perfectos puede ser considerada suficientemente
precisa como para tenerse en cuenta en el caso de la migración del gas en los
pozos…”
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Surgencia
Método Volumétrico
Control de Pozo
Presión de Casing
(Método Volumétrico)
Presión de Fondo
(Método Volumétrico)
*Gráficas obtenidas del libro Advanced Well Control - SPE
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Surgencia
Método Volumétrico
Gases Ideales
PC
Dg
hg
D
* P . V = n . R . T = cte
P 1 . V1 = P2 . V2
Pg2
V2
* PC = Pg - 0.052 . dlodo . Dg
Dg = Pg – PC
0.052 . dlodo
* Phg = 0.052 . dgas . hg
Pg1
V1
* Pfdo = 0.052 . dlodo . (D – hg) + Phg
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Surgencia
Método Volumétrico
Gases Reales
*P.V=z.n.R.T
PC
Dg
hg
D
Pg2
V2
T2
Z2
P1 . V 1 = P 2 . V 2
z1 . T1 z2 . T2
* PC = Pg - 0.052 . dlodo . Dg
Dg = Pg – PC
0.052 . dlodo
* Phg = 0.052 . dgas . hg
Pg1
V1
T1
Z1
Phg = 0.052 . gg . Pg . hg
2.77 . z . T
* Pfdo = 0.052 . dlodo . (D – hg) + Phg
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Surgencia
Método Volumétrico
Hipótesis de Resolución
A) Incremento Presión de Trabajo:
“Mientras la PC incrementa hasta alcanzar la presión de trabajo, el gas
migra a volumen constante, y asumiendo que no hay intercambio de calor
(debido al corto tiempo de exposición), la presión no varía. La nueva Dg
queda definida por la columna de lodo equivalente al diferencial de presión”
Dg = Pg – PC
0.052 . dlodo
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Surgencia
Método Volumétrico
Hipótesis de Resolución
B) Purga de Lodo (gases ideales):
Una vez alcanzada la presión de trabajo se comienza a purgar el volumen de
lodo necesario para que la presión en el fondo del pozo disminuya en un
diferencial igual al recientemente incrementado.
Dicha maniobra se realiza a PC constante. El gas se expande hasta ocupar
el volumen del lodo purgado.
Para poder determinar la posición exacta de la burbuja se debe partir de los
datos “duros” (PC, volumen del gas) y realizar una iteración doble hasta
hallar una convergencia.
Datos:
Pg
hg
Pg1.hg1
hg2
Una vez definida la
nueva presión, se
calcula la posición del
tope de la burbuja
Pg2
Dg2
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Surgencia
Método Volumétrico
Hipótesis de Resolución
B) Purga de Lodo (gases reales):
Una vez alcanzada la presión de trabajo se comienza a purgar el volumen de
lodo necesario para que la presión en el fondo del pozo disminuya en un
diferencial igual al recientemente incrementado.
Dicha maniobra se realiza a PC constante. El gas se expande hasta ocupar
el volumen del lodo purgado. A su vez el gas sigue migrando variando su
presión y temperatura.
Para poder determinar la posición exacta de la burbuja se debe partir de los
datos “duros” (PC, volumen del gas) y realizar una iteración doble hasta
hallar una convergencia.
Phg = 0.052 . gg . Pg . hg
2.77 . z . T
Dg = Pg – PC
0.052 . dlodo
Pg = 53.29 . Phg . T
z
gg . Hg
PPR = P / PPC
TPR = T / TPC
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Método Volumétrico
Hipótesis de Resolución
B) Purga de Lodo (gases reales):
Datos:
gg
Phg
hg
T
Utilizando el
P/z
Proponiendo
un z
P
z
P
PPR
z
TPR
Una vez que z converge se define
P, con este último dato, la densidad
del lodo y la PC se calcula el tope
de la burbuja
La primera vez se
utiliza la T del fondo
Dg
Una vez obtenida la
nueva T se repite la primera
iteración para obtener los
nuevos z y P. Este proceso se
repite hasta la convergencia
de T
Con la profundidad de la burbuja y
un gradiente de temperatura
conocido se calcula la nueva T
T
Dg
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Surgencia
Método Volumétrico
Aplicación en un pozo
Datos:
Profundidad (D): 19400 pies
Diámetro pozo: 7 7/8”
dlodo: 16 ppg
Preservorio: 16136 psi
T = 100°F + 1.5 °F/100 pies
Ganancia en pileta: 100 bbl
SICP (PC1): 2300 psi
ggas: 0.6
hgas = Vgas / Areapozo
hgas = 100 bbl / 0.34 pies2 . 5.61 pies3/bbl
hgas = 1660 pies
T = 100 °F + 1.5 °F * 19400 pies/100 pies
T = 391 °F = 851 °R
PPR = 16136 psi / 677 = 23.83
TPR = 851°R / 352 = 2.42
z = 1.697
Phg = 0.052 . gg . Pg . Hg
2.77 . z . T
Phg = 0.052 . 0.6 . 16136 psi . 1660 pies
2.77 . 1.697 . 851 °R
Phg = 209 psi
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Surgencia
Método Volumétrico
Aplicación en un pozo
Presión de Fondo (real)
17600
17600
17550
17550
17500
17500
17450
17450
Presión [psi]
Presión [psi]
Presión de Fondo (ideal)
17400
17350
17400
17350
17300
17300
17250
17250
17200
17200
0
5
10
15
Paso
20
25
30
0
2
4
6
Paso
8
10
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Surgencia
Método Volumétrico
Aplicación en un pozo
Presión de Casing (real)
5200
5200
4700
4700
4200
4200
Presión [psi]
Presión [psi]
Presión de Casing (ideal)
3700
3700
3200 psi
3200
3200
2700
2700
2200
5200 psi
2200
0
5
10
15
Paso
20
25
30
0
5
10
15
Paso
20
25
30
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Surgencia
Método Volumétrico
Aplicación en un pozo
Presión de Casing [psi]
2300
0
2800
3300
3800
4300
4800
5300
2000
4000
Evolución del
Gas en el Pozo
Profundidad [pies]
6000
8000
Real
10000
12000
14000
16000
18000
Ideal
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Surgencia
Método Volumétrico
Aplicación en un pozo
Pasos
Presión de Casing (máx)
Presión de Fondo (máx)
Volumen de Gas (inicial)
Volumen de Gas (máx)
Calculos Realizados
IDEAL
29
5300 psi
17470 psi
100 bbls
304 bbls
60
REAL
9
3300 psi
17466 psi
100 bbls
159 bbls
170
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Surgencia
Conclusiones

Considerar un gas como ideal puede llegar a traer errores de
diseño que impacten en aspectos tanto de seguridad como
económicos.

El error que puede aparecer por calcular la evolución de un gas de
manera incorrecta puede llevar a una mala elección del método de
control de pozo a utilizar.

Si el diseño de cañería ya está establecido, la diferencia entre
calcular de una forma u otra llevaría a seleccionar una menor
tolerancia de ingreso de gas al pozo.

Debido a las múltiples variables que afectan la evolución del gas en
un pozo (las mencionadas en esta presentación y otras) es altamente
recomendable hacer el diseño de cañería y de control de pozos
utilizando un simulador, planteando distintas alternativas que
pudieran ocurrir. Debemos estar seguros que este último
trate el gas como real.
Efecto de la Compresibilidad de los Gases durante el Control de una
Surgencia
Bibliografía Consultada
 Advanced
 Apuntes
Well Control – SPE
Petrofísica y Fluidos de Reservorios (ITBA) – Juan Rosbaco

Drilling Data Handbook – IFP

Blowout and Well Control Handbook – Robert D

Manual Well Control – UN Cuyo

Manual Well Control – San Antonio

Manual Well Control – Chevron

Manual Well Control – ENI