Efecto de la Compresibilidad de los Gases durante el Control de una Surgencia. Ing. Hugo Mocchiutti Ing. Tomás Catzman Pan American Energy

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Beatriz Gómez Vázquez
hace 7 años
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1 Efecto de la Compresibilidad de los Gases durante el Control de una Ing. Hugo Mocchiutti Ing. Tomás Catzman Pan American Energy

2 Índice Comportamiento de los Gases Control de Pozo Evolución del Gas Ideal vs Gas Real Hipótesis de Resolución Aplicación en un Pozo Conclusiones

3 Comportamiento de los Gases Diagrama de Fases P-T (Sustancia Pura) Diagrama de Fases P-T (Mezcla) *Gráficas obtenidas de la base de datos de imágenes de Google

4 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

5 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

6 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

7 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 + c 1 (T PR ).p r + c 2 (T PR ).p r2 - c 3 (T PR ).p r3 + c 4 (p r,t PR ) 0.2 < p PR < < T PR < 3.0 donde: p r = p PR /(z. T PR ) c 1 (T PR ) = A 1 + A 2 /T PR + A 3 /T PR3 + A 4 /T PR4 + A 5 /T 5 PR c 2 (T PR ) = A 6 + A 7 /T PR + A 8 /T 2 PR c 3 (T PR ) = A 9. (A 7 /T PR + A 8 /T PR2 ) c 4 (p r,t PR ) = A 10. (1 + A 11. p r2 ).(p r2 /T PR3 ). exp (-A 11. p r2 ) A 1 = A 2 = A 3 = A 4 = A 5 = A 6 = A 7 = A 8 = A 9 = A 10 = A 11 =

8 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

9 Control de Pozo Presión de Casing () Presión de Fondo () *Gráficas obtenidas del libro Advanced Well Control - SPE

10 Gases Ideales PC * P. V = n. R. T = cte D g P 1. V 1 = P 2. V 2 D h g P g2 V 2 * PC = P g d lodo. D g D g = P g PC d lodo * Ph g = d gas. h g P g1 V 1 * P fdo = d lodo. (D h g ) + Ph g

11 Gases Reales * P. V = z. n. R. T PC P 1. V 1 = P 2. V 2 z 1. T 1 z 2. T 2 D g D h g P g2 V 2 T 2 Z 2 * PC = P g d lodo. D g D g = P g PC d lodo * Ph g = d gas. h g P g1 V 1 T 1 Z 1 Ph g = g g. P g. h g z. T * P fdo = d lodo. (D h g ) + Ph g

12 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 D g queda definida por la columna de lodo equivalente al diferencial de presión D g = P g PC d lodo

13 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 1.hg 1 hg 2 Una vez definida la nueva presión, se calcula la posición del tope de la burbuja P g h g P g2 D g2

14 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. Ph g = g g. P g. h g P g = Ph g. T z. T z g g. H g D g = P g PC P PR = P / P PC T PR = T / T PC d lodo

15 Hipótesis de Resolución B) Purga de Lodo (gases reales): Datos: g g Ph g h g T P z T PR La primera vez se utiliza la T del fondo Proponiendo un z P D g Utilizando el P/z P PR 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 z D g 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 T Con la profundidad de la burbuja y un gradiente de temperatura conocido se calcula la nueva T

16 Aplicación en un pozo Datos: Profundidad (D): pies Diámetro pozo: 7 7/8 d lodo : 16 ppg P reservorio : psi T = 100 F F/100 pies Ganancia en pileta: 100 bbl SICP (PC 1 ): 2300 psi g gas : 0.6 h gas = V gas / Area pozo h gas = 100 bbl / 0.34 pies pies 3 /bbl h gas = 1660 pies T = 100 F F * pies/100 pies T = 391 F = 851 R P PR = psi / 677 = T PR = 851 R / 352 = 2.42 z = Ph g = g g. P g. H g z. T Ph g = psi pies Ph g = 209 psi R

17 Presión [psi] Presión [psi] Aplicación en un pozo Presión de Fondo (ideal) Presión de Fondo (real) Paso Paso

18 Presión [psi] Presión [psi] Aplicación en un pozo 5200 Presión de Casing (ideal) 5200 Presión de Casing (real) 5200 psi psi Paso Paso

19 Profundidad [pies] Efecto de la Compresibilidad de los Gases durante el Control de una Aplicación en un pozo Presión de Casing [psi] Evolución del Gas en el Pozo Real Ideal

20 Aplicación en un pozo IDEAL REAL Pasos 29 9 Presión de Casing (máx) 5300 psi 3300 psi Presión de Fondo (máx) psi psi Volumen de Gas (inicial) 100 bbls 100 bbls Volumen de Gas (máx) 304 bbls 159 bbls Calculos Realizados

21 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.

22 Bibliografía Consultada Advanced Well Control SPE Apuntes 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

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