Método Borisov: Pozos Horizontales en Ingeniería de Gas

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