Título: Borisv¨s method Autor Fecha: 16/04/2019 Carrera: Ing. gas y petrolera Asignatura: producción II Grupo: B Docente: ING lema sabala Periodo Académico: semestre I/2019 Subsede: Cochabamba COMPORTAMIENTO DE POZOS HORIZONTALES Introducción. Desde 1980, los pozos horizontales comenzó a capturar una parte creciente de la producción de hidrocarburos. Los pozos horizontales ofrecen las siguientes ventajas sobre los de los pozos verticales: • Gran volumen del depósito puede ser drenado por cada pozo horizontal. • Mayor producción de las zonas de pago delgada. • Los pozos horizontales minimizar los problemas de agua y gas de zonificación. • En los yacimientos de alta permeabilidad, donde cerca del pozo de gas son altas velocidades en los pozos verticales, pozos horizontales se pueden utilizar para reducir a corto y calibre la velocidad y la turbulencia. • En las aplicaciones de recuperación secundaria y mejorada de petróleo, los pozos de inyección de larga horizontal proporcionar mayores tasas de inyección. • La longitud del pozo horizontal puede proporcionar el contacto con fracturas múltiples y en gran medida a mejorar la productividad. El mecanismo de la producción real y los regímenes de depósito de flujo alrededor del pozo horizontal se consideran más complicados que los de la vertical y, sobre todo si la sección horizontal del pozo es de una longitud considerable con-. Una combinación de flujo lineal y radial real-mente existe, y el bien puede comportarse de una manera similar a la de un pozo que ha sido ampliamente fracturado. Varios autores han informado de que la forma de derechos de propiedad intelectual medida por los pozos horizontales es similar a la predicha por los métodos de Vogel o Fetkovich. Los autores señalaron que el aumento de la productividad de la perforación de 1.500 metros de largo, los pozos horizontales es de dos a cuatro veces la de los pozos verticales. Objetivo. El objetivo de este trabajo es el de conocer las técnicas para calcular el area, caudal, índice de productividad, al igual que otras propiedades de un pozo horizontal y también tomamos en cuenta el comportamiento del hidrocarburo en tuberías horizontales. Calculando las propiedades antes mencionadas. Marco teórico. Regímenes de Flujo en tuberías Horizontal La mayoría de los pozos tienen flujo multifásico en parte de sus tuberías. En flujos horizontales también las transiciones son funciones de factores tales como el diámetro de la tubería, tensión interfacial y densidad de las fases. En la figura se representa los posibles patrones de flujo bajo la condición de flujo bifásico en una tubería horizontal o ligeramente inclinada (0<θ<15°), estos patrones puedes ser agrupado en tres categorías entre ellos flujo estratificado donde las fases están separadas comprendiendo los patrones de flujo estratificado liso y ondulado, flujo disperso donde una de las fases está dispersa en la otra como lo son el patrón de flujo anular y burbuja disperso y por último los patrones de flujo intermitente, donde una sección fija en la tubería en un instante está ocupada por una distribución mientras que un instante posterior tiene otra configuración de fases, entre estos tenemos flujo tapón (slug) y burbujas elongadas. La existencia de patrones de flujo dependen de - Parámetros operacionales, es decir, tasas de flujo de gas y líquido. - Variables geométricas incluyendo diámetro de la tubería y ángulo de inclinación. - Las propiedades físicas de las dos fases, tales como densidades, viscosidades y tensiones superficiales del gas y del líquido. REGIMENES DE FLUJO EN FLUJO HORIZONTAL Patrón de flujo estratificado Este patrón de flujo ocurre a tasas de flujo de gas y líquido relativamente bajas. Las dos fases están bien separadas por el efecto de la gravedad, donde la fase líquida fluye en la parte inferior de la tubería, mientras que la fase gaseosa lo hace en el tope de la tubería. El flujo estratificado es dividido en dos, flujo estratificado liso donde la interface es lisa y flujo estratificado ondulado donde la interface presenta ciertas ondulaciones estables. Patrón de flujo intermitente Este patrón de flujo se caracteriza por presentar flujo alternado de gas y líquido. Tapones líquido y gas, los cuales llenan la sección transversal de tubería y separados por una burbujas de gas en contacto con una capa de líquido fluyendo en el fondo de la tubería. El mecanismo de este flujo consiste en un tapón de líquido fluyendo sobre una película de líquido lenta que se mueve frente de este. El líquido en el cuerpo del tapón puede ser aireado por pequeñas burbujas de gas, las burbujas se concentran en el frente del tapón y en el tope de la tubería. Este patrón de flujo comprende los patrones flujo tapón (slug) y burbuja elongadas. El comportamiento del flujo tapón y burbuja elongadas son similares en lo referente al mecanismo de flujo y en muchas ocasiones no se realizan distinciones entre ellos. El patrón burbuja elongadas se considera un caso extremo del flujo tapón, cuando el tapón de líquido esté libre de burbujas entrampadas. Esto ocurre a tasas de gas relativamente pequeñas. Patrón de flujo anular Flujo anular existe a muy alta tasa de flujo de gas. La fase gaseosa fluye en el centro de la tubería, mientras que la fase líquida forma una película alrededor de la tubería. La película en el fondo de la tubería es más delgada que en el tope, dependiendo de la magnitud relativa de las tasas de flujo de gas y líquido. A bajas tasas de flujo el líquido fluye en el fondo de la tubería, mientras ondas aireadas están distribuidas alrededor de la periferia de la tubería y tocan la parte superior de la tubería, este patrón de flujo ocurre en la zona de transición entre los patrones de flujo estratificado ondulado, flujo tapón y flujo anular. No es flujo estratificado por que el líquido es barrido alrededor de la periferia de la tubería y eventualmente tocan el tope de la misma. Tampoco en flujo tapón debido a que ninguna película de líquido es formada. Patrón de flujo burbujas dispersas A muy altas tasas de flujo de líquido esta fase representa la fase continua, mientras que la fase gaseosa representaría la fase dispersa en forma discretas burbujas. En general, las burbujas se distribuyen en el seno de la fase líquida y viajan a la misma velocidad de esta última fase, por lo tanto el flujo es considerado como flujo homogéneo Un pozo horizontal puede ser visto como una serie de pozos verticales de perforación junto a la otra y terminó en un espesor de pago de la zona limitada. La figura 7-17 muestra el área de drenaje de un pozo horizontal de longitud L en un depósito con un espesor de la zona de pago de horas Cada extremo de la horizontal y se fuga de una zona semicircular de radio b, con una forma rectangular de drenaje del pozo horizontal. Suponiendo que cada extremo del pozo horizontal está representado por un bien ver-tica que drena un área de un semicírculo con un radio de b, Joshi (1991) propone los siguientes dos métodos para calcular el área de drenaje de un pozo horizontal. Calculo del área de drenaje. La productividad de pozos horizontales bajo flujo en estado estacionario. La solución de análisis de estado estacionario es la solución más sencilla a los diversos problemas y horizontal. La solución de estado estacionario requiere que la presión en cualquier punto de la reserva no cambia con el tiempo. La ecuación de velocidad de flujo en un estado estacionario está representado por: Donde Qoh = tasa de flujo horizontal y, STB / día Dp = caída de presión de la frontera de drenaje del pozo, psi Jh = índice de productividad del pozo horizontal, STB / día / psi El índice de productividad de la horizontal Jh bien puede ser siempre obtiene dividiendo el Qoh caudal por la caída de presión Dp: Hay varios métodos que han sido diseñados para predecir el índice de productividad de los fluidos y las propiedades del yacimiento. Algunos de estos métodos incluyen: • Método de Borisov • El método de Giger-Reiss-Jourdan • Método de Joshi • El método de Renard-Dupuy principales causas de perforar un pozo horizontal. Es el gran volumen que puede drenar estos pozos. Se perforan en reservorios de espesor delgado. No existe daño. No hay conificación de agua y de gas. No existe turbulencia. Hay una recuperación mejorada. A mayor fractura, mayor producción. Tomar en cuenta la Kv y Kh. Si la permeabilidad es baja se abandona el pozo. Cuanto mayor es la longitud, también habrá un mayor volumen de drenaje. Tienen mayor área de producción, a partir de 1980 se realizan perforaciones horizontales. Los pozos horizontales producen 506 veces, más que los otros pozos. Kv=Kh→es un reservorio isotrópico. Kv≠Kh→es un reservorio aniso trópico. 𝑸𝒐𝒉 𝑸𝒐𝒉 = 𝑱𝒉(𝑷𝒓 − 𝑷𝒘𝒇)𝑱𝒉 = = ∆𝑷 𝒃𝒃𝒍 𝒅𝒊𝒂 ( ) 𝒑𝒔𝒊 Para determinar el índice de productividad (JH)Kv =Kh MÉTODO BORISOV (1984).Kv =Kh→ 𝐢𝐬𝐨𝐭𝐫ó𝐩𝐢𝐜𝐨. 𝑱𝒉 = re=√ 𝟕. 𝟎𝟖𝑿𝟏𝟎−𝟑 𝑲𝒉 ∗ 𝒉 𝟒 𝒓𝒆 𝒉 𝒉 𝝁𝒐 ∗ 𝜷𝒐 ⟦𝑳𝒏 ( ) + ( ) 𝑳𝒏 ( )⟧ 𝑳 𝑳 𝟐𝝅 𝒓𝒘 𝑨∗ 𝟒𝟑𝟓𝟔𝟎 𝝅 METODO DE BORISOV (1984)Kv=Kh→ 𝒊𝒔𝒐𝒕𝒓𝒐𝒑𝒊𝒄𝒐 𝒃𝒃𝒍 𝟕. 𝟎𝟖𝑿𝟏𝟎−𝟑 ∗ 𝟏𝟎𝟎 ∗ 𝟔𝟎 𝒅𝒊𝒂 𝑱𝒉 = = 𝟑𝟕. 𝟒 ( ) 𝟒 ∗ 𝟏𝟐𝟗𝟎 𝟔𝟎 𝟔𝟎 𝒑𝒔𝒊 𝟎. 𝟗 ∗ 𝟏. 𝟐 ⟦𝑳𝒏 ( )+( ) 𝑳𝒏 ( )⟧ 𝟐𝟎𝟎𝟎 𝟐𝟎𝟎𝟎 𝟐𝝅 𝟎. 𝟑 𝑸𝒐𝒉 = 𝟑𝟕. 𝟒(𝟑𝟎𝟎𝟎 − 𝟐𝟓𝟎𝟎) = 𝟏𝟖𝟕𝟎𝟎 𝐒𝐓𝐁/𝐝𝐢𝐚 COMPARACION DE LOS 4 METODOS Método Jh IsoKh=Kv B 37.4 18700 STB/dia G.R J R.D 𝟒𝟒. 𝟓𝟕 40.31 𝟒𝟏. 𝟔𝟕 𝟐𝟐𝟐𝟖𝟓. 𝟗𝟏𝐒𝐓𝐁/𝐝𝐢𝐚 𝟐𝟎𝟏𝟓𝟓 STB/día 20835 STB/dia OTRAS CORRELACIONES: Estas correlaciones son las siguientes: • Joshi (1991): Donde: Jo es el índice de productividad (stb/(dia.psi)) Kh es la permeabilidad horizontal (md) h es el espesor de la capa (ft) μo es la viscosidad del crudo (cp) Bo es el factor volumétrico del crudo (rb/stb) Jh Kh≠Kv 18.5 𝟏𝟕. 𝟕𝟑 19.65 𝟗𝟐𝟓𝟐. 𝟏𝟖𝟓(STB/día) 𝐒𝐓𝐁 𝟖𝟖𝟔𝟓 ( ) 𝐝𝐢𝐚 9825 STB/día rw es el radio del pozo (ft) re es el radio externo de frontera (ft) A’ es el parámetro de drenaje para área cuadrada (= 0.738) SCA,h es el factor de daño según la forma de yacimiento (adimensional) Sm es el factor de daño mecánico (adimensional) Sf es el factor de daño de conductividad infinita para una longitud de fractura completamente penetrada (adimensional) L es la longitud del pozo horizontal (ft) C’es una constante de conversión de forma (= 1.386) Dq es el coeficiente de turbulencia (1/bopd) CH es el factor de forma A1 es el área de drenaje del pozo horizontal visto en un plano vertical (A1 = 2Yeh) (ft) Los valores de 2Xe y 2Ye son las dimensiones del yacimiento (ft), el valor de SR representa el daño por penetración parcial del pozo horizontal F es una función adimensional PD es la presión adimensional Modificación de la correlación de Joshi. Para el ajuste de la correlación de Joshi se buscaron dos factores Y y W que multiplicaran ambos flujos “el horizontal y el vertical” que están representados en el denominador de la ecuación. Comparación de la correlación de Joshi y el simulador comercial con la correlación modificada de Joshi. Los resultados obtenidos por la correlación de Joshi y el simulador son comparados con una nueva correlación desarrollada a partir de un ajuste que se le realizó a la propuesta por Joshi. Los resultados del índice de productividad generados por la correlación modificada de Joshi presentaron un mejor acercamiento a los resultados presentados por el simulador numérico para todos los casos estudiados, con un porcentaje de error que varía de 1 a 10%. La figura 12 muestra la comparación entre Joshi, Joshi modificado y el simulador variando el espesor de la capa. Conclusión. Se compararon correlaciones para el cálculo del índice de productividad en pozos horizontales con un simulador numérico, observándose grandes variaciones con respecto al simulador. Entre las correlaciones comparadas, la propuesta por Joshi es la que más se acerca al comportamiento mostrado por el simulador numérico. Se determinaron los límites de aplicación de las correlaciones utilizadas para el cálculo de la productividad. Se propone unos factores para ajustar la correlación presentada por Joshi, obteniendo resultados más cercanos al comportamiento expuesto por el simulador numérico. Bibliografía. www.catalogo.uni.edu.pe/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber industria-petrolera.blogspot.com www.serviciosgdp.com/cursos/ver/151.pdf