Incidencia de la selección de las correlaciones de flujo multifásico en los pronósticos de producción. Modelos acoplados de simulación numérica de reservorios

Incidencia de la selección de las correlaciones de flujo multifásicoIncidencia de la selección de las correlaciones de flujo multifásico

en los pronósticos de producción.en los pronósticos de producción.

Modelos acoplados de simulación numérica de reservorios a redes de superficieModelos acoplados de simulación numérica de reservorios a redes de superficie

Modelos acoplados de Modelos acoplados de simulación numérica de simulación numérica de

reservorios a redes de superficie. reservorios a redes de superficie. Incidencia de la selección de las Incidencia de la selección de las correlaciones de flujo multifásico correlaciones de flujo multifásico en los pronósticos de producciónen los pronósticos de producción..

Carlos A. Canel – Carlos R. Gilardone (FDC de Argentina)




•Introducción – Presentación del problema Introducción – Presentación del problema

•Correlaciones – Dispersión de resultadosCorrelaciones – Dispersión de resultados

•Análisis de factores de dispersiónAnálisis de factores de dispersión

•Incidencia en Resultados de SimulacionesIncidencia en Resultados de Simulaciones

•ConclusionesConclusiones




















GP - GP - PP















0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 50 100 150 200 250 300

Qgas (Mm3/d)

Pre

sio

n (

Kg

/cm

2)

IPR GRAY B-B MUKJBR AZIZ GID

PUNTO DE PUNTO DE FUNCIONAMIENTOFUNCIONAMIENTO

Pozo de bajo caudalPozo de bajo caudal

Baja relacion Gas – LiquidoBaja relacion Gas – Liquido

YACIMIENTO MADUROYACIMIENTO MADURO




0

50

100

150

200

250

300

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

Qgas (km3std/d)

Pre

sio

n (

Kg

/cm

2)

IPR

ANSARI

BB

GRAY

MUKJEE


Pozo de Caudal MedioPozo de Caudal Medio

Alta relacion Gas – LiquidoAlta relacion Gas – Liquido

YACIMIENTO EN CONDICION YACIMIENTO EN CONDICION ORIGINALORIGINAL




0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Qo (m3/d)

Pre

sio

n (

Kg

/cm

2)

IPR BB HB DR AZ


Pozo de Petroleo Caudal MedioPozo de Petroleo Caudal Medio

GOR 115 m3/m3GOR 115 m3/m3

2000 mts Tubing 2 7/82000 mts Tubing 2 7/8












Correlaciones – Dispersion de resultadosCorrelaciones – Dispersion de resultados

•Principios de desarrollo – Tipo de correlacionPrincipios de desarrollo – Tipo de correlacion

•Rango de principales variables (GOR, RGL, Presion, Rango de principales variables (GOR, RGL, Presion, Caudal,Viscosidad)Caudal,Viscosidad)

•Modelo de propiedades fisicas y termodinamicasModelo de propiedades fisicas y termodinamicas

•Correlaciones – Ecuaciones de estadoCorrelaciones – Ecuaciones de estado

•AjustesAjustes

•Algoritmo interno del software utilizadoAlgoritmo interno del software utilizado

• Opciones de calibracionOpciones de calibracion




-2000

-1800

-1600

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25

Pressure (Kg/cm2)

Ele

va

tio

n (

m)

Ansari

Duns-Ross

Aziz et all

Gray

BBR

Qgas = 40 km3/d RGL = 3000 m3/m3 ID = 2.44 Fw = Qgas = 40 km3/d RGL = 3000 m3/m3 ID = 2.44 Fw = 80%80%

Principios de desarrollo -Tipo de correlacionPrincipios de desarrollo -Tipo de correlacion




-2000

-1800

-1600

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

0 1 2 3 4 5 6

Liquid Holdup (% vol)

Ele

vati

on

(m

eter

s)

Ansari

Duns-Ross

Aziz et all

Gray

BBR


Qgas = 40 km3/d RGL = 3000 m3/m3 ID = 2.44 Fw = Qgas = 40 km3/d RGL = 3000 m3/m3 ID = 2.44 Fw = 80%80%




-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400

Presion (psi)

Pro

fun

did

ad (

mb

bp

) ANSARI

BB

GRAY

DR

AZIZ

MUKJEE

Qgas = 220 km3/d RGL = 10000 m3/m3 ID = 4 Fw = 0%






-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

0 5 10 15 20 25 30 35

Liquid Holdup

Pro

fun

did

ad

(m

bb

p)

ANSARI

BB

GRAY

DR

AZIZ

MUKJEE





Qo = 100m3/d GOR = 115 m3/m3 ID = 2.44 Fw = 20%





Qo = 100m3/d GOR = 115 m3/m3 ID = 2.44 Fw = 20%


Created by User on 06/07/11 14:05:45Schlumberger

TYPE=BBR Inlet Pressure=2202.586 psia TYPE=DR Inlet Pressure=2240.636 psia TYPE=GA Inlet Pressure=2203.829 psiaTYPE=HBR Inlet Pressure=1794.317 psia TYPE=ORK Inlet Pressure=1173.261 psia

Liquid Holdup (volume%)7065605550454035302520151050

Ele

vati

on

(m

)

0

-100

-200

-300

-400

-500

-600

-700

-800

-900

-1,000

-1,100

-1,200

-1,300

-1,400

-1,500

-1,600

-1,700

-1,800

-1,900

-2,000




Rango de variablesRango de variables

Scatter Plot

RGL0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

0

20

40

60

80

100

120

140

GRAY CORRELATION

20RGL Km3/d

10

60

40

20

0

Scatter Plot

RGL0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

0

20

40

60

80

100

120

140

GRAY CORRELATION

20RGL Km3/d

10

60

40

20

0

Scatter Plot

RGL0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000 900000

-10

0

10

20

30

40

50

AZIZ CORRELATION

40

RGL Km3/d302010

20

0

-20

Scatter Plot

RGL0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000 900000

-10

0

10

20

30

40

50

AZIZ CORRELATION

40

RGL Km3/d302010

20

0

-20





Scatter Plot

R G L0 100000 200000 300000 400000 500000

-20

0

20

40

60

80

GID CORRELATION

RGL Km3/m32010

40

0

20

Scatter Plot

R G L0 100000 200000 300000 400000 500000

-20

0

20

40

60

80

GID CORRELATION

RGL Km3/m32010

40

0

20

Scatter Plot

RGL0 100000 200000 300000 400000 500000

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

Correlation BEGGS - BRILLScatter Plot

RGL0 100000 200000 300000 400000 500000

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

Correlation BEGGS - BRILL

0

m3/m310

20

10

20

BEGGS AND BRILL CORRELATION Scatter Plot

RGL0 100000 200000 300000 400000 500000

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

Correlation BEGGS - BRILLScatter Plot

RGL0 100000 200000 300000 400000 500000

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

Correlation BEGGS - BRILL

0

m3/m310

20

10

20

BEGGS AND BRILL CORRELATION





Mapa de Flujo de Duns y Ross

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1.00E+02

1.0

0E

-04

1.0

0E

-03

1.0

0E

-02

1.0

0E

-01

1.0

0E

+00

1.0

0E

+01

1.0

0E

+02

1.0

0E

+03

NGV

NL

V





Mapa de Flujo de Gould y Tek

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1.00E+02

1.0

0E

-04

1.0

0E

-03

1.0

0E

-02

1.0

0E

-01

1.0

0E

+0

0

1.0

0E

+0

1

1.0

0E

+0

2

1.0

0E

+0

3NGV

NL

V





-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400

Presion (psi)

Pro

fun

did

ad

(m

bb

p)

BB_P1

DR_P1

MUKJEE_P1

DR_P2

BB_P2

MUKJEE_P2

Principios de desarrollo –Algoritmo de calculoPrincipios de desarrollo –Algoritmo de calculo





Caracterización del fluidoCaracterización del fluido

-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

0 5 10 15 20 25 30 35

Liquid Holdup

Pro

fun

did

ad

(m

bb

p)

BB

GRAY

MUKJEE

BB_COMP

MUKJEE_COMP

GRAY_COMP




Bo

1.0






•Petroleos volatilesPetroleos volatiles

•Alto contenido de CO2. Incidencia en el gradiente de temperaturaAlto contenido de CO2. Incidencia en el gradiente de temperatura

•Petroleos NO NEWTONIANOSPetroleos NO NEWTONIANOS

•Comportamiento de EmulsionesComportamiento de Emulsiones




Efecto de factores de correcciónEfecto de factores de corrección












Incidencia en Resultados de simulacionesIncidencia en Resultados de simulaciones

•Yacimiento de Gas y CondensadoYacimiento de Gas y Condensado

•2 Pozos Productores inicialmente en Alta Presion2 Pozos Productores inicialmente en Alta Presion

•Proyecto de Media Presion a los 3 aňosProyecto de Media Presion a los 3 aňos

•Correlacion base de Flujo Vertical : Aziz – Govier – FogaraziCorrelacion base de Flujo Vertical : Aziz – Govier – Fogarazi

•Profundidad Pozos 4000 metros – Tubing 4 pulgadasProfundidad Pozos 4000 metros – Tubing 4 pulgadas

• De 01/01/2011 a 31/12/2020De 01/01/2011 a 31/12/2020








POZO #1 POZO #2





K=33K=33

K=1K=1

K=100K=100





0.00E+00

5.00E+01

1.00E+02

1.50E+02

2.00E+02

2.50E+02

3.00E+02

3.50E+02

4.00E+02

4.50E+02

01

/01

/20

07

01

/01

/20

08

31

/12

/20

08

31

/12

/20

09

31

/12

/20

10

31

/12

/20

11

30

/12

/20

12

30

/12

/20

13

30

/12

/20

14

30

/12

/20

15

29

/12

/20

16

29

/12

/20

17

29

/12

/20

18

29

/12

/20

19

28

/12

/20

20

28

/12

/20

21

Qliq

uid

o (

km3/

d)

0.00E+00

2.00E+05

4.00E+05

6.00E+05

8.00E+05

1.00E+06

1.20E+06

1.40E+06

1.60E+06

Qg

as (

m3s

td/d

)

Condensado Agua Gas

Incidencia en Resultados de simulaciones Pozo #1Incidencia en Resultados de simulaciones Pozo #1




0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

01/0

1/20

07

01/0

1/20

08

31/1

2/20

08

31/1

2/20

09

31/1

2/20

10

31/1

2/20

11

30/1

2/20

12

30/1

2/20

13

30/1

2/20

14

30/1

2/20

15

29/1

2/20

16

29/1

2/20

17

29/1

2/20

18

29/1

2/20

19

28/1

2/20

20

28/1

2/20

21

Qliq

uid

o (

km3/

d)

0.00E+00

2.00E+05

4.00E+05

6.00E+05

8.00E+05

1.00E+06

1.20E+06

Qg

as (

m3s

td/d

)

Condensado Agua Gas

Incidencia en Resultados de simulaciones Pozo #2Incidencia en Resultados de simulaciones Pozo #2




Resultados de simulaciones – POZO #1Resultados de simulaciones – POZO #1

0.00E+00

2.00E+05

4.00E+05

6.00E+05

8.00E+05

1.00E+06

1.20E+06

1.40E+06

1.60E+06

01/

01/2

007

01/

01/2

008

31/

12/2

008

31/

12/2

009

31/

12/2

010

31/

12/2

011

30/

12/2

012

30/

12/2

013

30/

12/2

014

30/

12/2

015

29/

12/2

016

29/

12/2

017

29/

12/2

018

29/

12/2

019

28/

12/2

020

28/

12/2

021

Qliq

uid

o (

km3/

d)

AZIZ MUKJEE

3540 Mm33540 Mm3

3310 Mm33310 Mm3





0.00E+00

2.00E+05

4.00E+05

6.00E+05

8.00E+05

1.00E+06

1.20E+06

01

/01

/20

07

01

/01

/20

08

31

/12

/20

08

31

/12

/20

09

31

/12

/20

10

31

/12

/20

11

30

/12

/20

12

30

/12

/20

13

30

/12

/20

14

30

/12

/20

15

29

/12

/20

16

29

/12

/20

17

29

/12

/20

18

29

/12

/20

19

28

/12

/20

20

28

/12

/20

21

Qliq

uid

o (

km

3/d

)

AZIZ MUKJEE

2420 Mm32420 Mm3

2280 Mm32280 Mm3





MukjeeMukjee

Az

Az





Az

Az

MukjeeMukjee




Reduccion de Porosidad del 20% en las tres capas:Reduccion de Porosidad del 20% en las tres capas:

Pozo #1 : Gp = 3250 MMm3Pozo #1 : Gp = 3250 MMm3

Pozo #2 : Gp = 2252 MMm3Pozo #2 : Gp = 2252 MMm3

TOTAL : Gp = 5502 MMm3TOTAL : Gp = 5502 MMm3


AZIZ MUKJEEPozo 1 3540 3310Pozo 2 2420 2280TOTAL 5960 5590Diferencia 370 MMm3

13.06 BCF

Gp (MMm3)












ConclusionesConclusiones

•La selección de la correlación de flujo multifasico tiene una incidencia importante sobre los resultados de una simulación numérica. Afecta las curvas de fluido producido y los factores de recuperación.

•El análisis de sensibilidad a las correlaciones de flujo multifasico debe considerarse como un ítem mas en el análisis de sensibilidad Standard de una simulación numérica

•Para obtener pronósticos de producción ajustados al comportamiento real de los pozos debe seleccionarse la correlación de flujo multifasico considerando:

• Tipo de fluido y su caracterización• Rango de variación de Caudal, GOR y Corte de agua y presion de boca en la evolución del yacimiento• Estado mecanico del pozo




ConclusionesConclusiones

•Para la selección y ajuste de correlaciones es fundamental el contraste de los resultados de la aplicación de las mismas con mediciones sobre los pozos del yacimiento en las distintas etapas de su explotación

•La instalación de sensores permanentes de fondo de pozo permite tener una fuente de información muy importante para el análisis de performance, ajuste y desarrollo de correlaciones de flujo multifasico.

•El análisis de la incidencia de las correlaciones de flujo multifasico en los resultados de la simulación numérica remarca una vez mas la importancia del trabajo multidisciplinario en este tipo de proyectos.

Documents

Incidencia de la selección de las correlaciones de flujo multifásico en los pronósticos de producción. Modelos acoplados de simulación numérica de reservorios