Flujo Multifásico Vertical: Correlaciones y Aplicabilidad

El principal propósito de este artículo es explicar de una manera sencilla las correlaciones de Flujo Multifásico Vertical (VLP) más usadas para realizar los análisis de productividad.

Como se sabe, no existe una única correlación que aplique para todos los ambientes, tipos de pozos y fluidos de producción. La utilización de un software de Análisis Nodal se hace imperativo para realizar estos cálculos.

Dentro de las librerías internas de estos software existen una larga lista de correlaciones de flujo multifásico vertical, y a veces la escogencia de una u otra sin los aspectos teóricos claros, se hace una tarea difícil.

¿Cuál correlación de Flujo Multifásico Vertical utilizar? 

Las teorías generalmente son todas extensas y analizar la formulación de las ecuaciones son demasiadas engorrosas, por lo que seguramente el ingeniero dispone de poco tiempo, y en este artículo se hace un resumen los principios de aplicabilidad de las correlaciones de flujo multifásico vertical que se encuentran en la literatura.

Los pozos pueden estar completados en diferentes arenas (con distintos comportamientos en la RGP y gravedad API, especialmente en yacimientos donde existe variación composicional con profundidad), corte de agua, desviación, propiedades de yacimientos, nivel energético, por lo que ya de entrada, el proceso de caracterización se hace más complejo.

Si el campo y/o yacimiento tiene muy pocos pozos, lo ideal sería caracterizar una correlación de flujo multifásico para cada uno de ellos.

Por otra parte, si el yacimiento tiene una gran cantidad de pozos activos, lo ideal es hacer un estudio estadístico para la caracterización de la correlación o correlaciones de flujo multifásico vertical que se ajustan a un grupo de pozos en específico.

En las siguientes secciones se hará un resumen de la aplicabilidad de las correlaciones de flujo multifásico vertical.

Correlaciones de Flujo Multifásico Vertical

Fancher y Brown

Es la básica de todas las correlaciones disponibles. La misma no toma en consideración los efectos de deslizamiento dentro de la tubería y los patrones de flujo presentes. Es utilizada frecuentemente para realizar un “control de calidad”.

Esta da el valor mínimo de presión de fondo fluyente posible del comportamiento del fluido cuando se compara con la presión medida.

Aún así da un buen cotejo en las mediciones de presiones de fondo. No debe se usada para el calculo cuantitativo.

Los puntos de presiones medidas que caigan a la izquierda de la correlación (en un gráfico de presión medida vs. profundidad) indican un problema en el componente gravitatorio, es decir, se debe hacer una revisión de la información PVT cargada en el modelo.

Siempre es recomendable realizar una comparación de correlaciones de flujo multifásico

Marcelo Madrid

Hagerdorn y Brown

Es una buena correlación en pozos de petróleo con patrones de flujo slug de mediana a altas tasas de producción.

Hagerdorn & Brown no debe ser utilizada para condensados siempre y cuando el flujo neblina sea predominante dentro de la tubería de producción.

Puede ocurrir pérdida de precisión en la estimación de presiones en tuberías de 1 a 1,5 pulgadas de diámetro.

La caída de presión puede ser sobre estimada cuando el pozo fluye con relaciones gas/petróleo mayores a 5.000 PCN/BN.

Sin embargo, la correlación funciona bastante bien para un amplio rango de cortes de agua.

Duns y Ros Original

Por lo general funciona bien en los casos de flujo neblina y debe ser usada para el caso de pozos de petróleo con una alta RGP y pozos de condensado (>5.000 PCN/BN).

Esta correlación tiende a sobre predecir la VLP (curva de demanda) en pozos de petróleo. A pesar de esto, la tasa mínima estable indicada por el mínimo de la curva VLP es a menudo una buena estimación.

En tuberías de 1 a 3 pulgadas tiende a sobre predecir la caída de presión. La correlación trabaja en un rango de gravedades API de 13 a 56°.

Orkiszewski

Es una correlación que en ocasiones da un buen ajuste en los datos medidos. Su formulación incluye una discontinuidad en su método de cálculo. Dicha discontinuidad puede causar inestabilidad durante el cotejo de la presión, por lo que no recomiendo su uso.

Esta correlación tiene un buen comportamiento en pozos con tuberías de producción de 1 a 2 pulgadas de diámetro.

A baja gravedades API (de 13-30), la correlación puede sobreestimar el perfil de presión. Funciona con un amplio rango de cortes de agua.

Beggs y Brill

Es una correlación es experimental, usada ampliamente el flujo multifásico horizontal, también puede ser usada para cálculos de flujo multifásico vertical en tuberías de producción.

Es una correlación de tubería sencilla, y en líneas generales tiende a sobre predecir las caídas de presión, tanto en pozos verticales, como en desviados.

Gray

Esta correlación da muy buenos resultados en pozos de gas condensado con RCG de 50BN/MMPCN y tasas moderadas de producción de agua.

Para el desarrollo de esta correlación, se crearon algunas correlaciones PVT que pueden diferir de las correlaciones que trae algún software comercial.

Para pozos con una alta relación condensado, debe ser ajustado con un PVT de gas condensado y la correlación de Duns y Ros.

Importante: No existe ninguna regla universal para seleccionar la mejor correlación para un pozo dado. Se recomienda realizar una comparación de correlaciones (ver Figura 1).

Las inspecciones de los regímenes de flujo predichos y resultados de presión, el analista puede correlacionar la que mejor resultado presente en determinados fenómenos o situaciones físicas.

Recientes Desarrollos

Por otra parte, las compañías desarrolladoras de software también crean sus propias correlaciones internas, la cual generalmente parten de la combinación de algunas de las correlaciones existentes en la literatura.

Muchas de estas correlaciones llegan a un importante desarrollo, como las correlaciones de flujo multifásico vertical del tipo mecanísticas llegando a ser tan sofisticadas, que pueden llegar a predecir el comportamiento de gas condensado, petróleo volátil, mediano, pesado y espumosos en una misma correlación.

Muchas de ellas son consideradas «cajas negras» en cuanto a las bases teóricas de su formulación, por lo que los usuarios sólo manejan las asunciones básicas para su aplicación, prueba y masificación de uso.

Entre las correlaciones internas que podemos encontrar en los software de Análisis Nodal, tenemos:

• Petroleum Experts (Empírica)
• Petroleum Experts 2 (Empírica)
• Petroleum Experts 3 (Empírica)
• Petroleum Experts 4 (Mecanística)
• Petroleum Experts 5 (Mecanística)
• Petroleum Experts 6 (Empírica)
• Hydro-3P (Mecanística)
• GRE (Mecanística)
• EPS Mechanistic (Mecanística)

Dentro de Portal del Petróleo, en la sección de cursos técnicos, ofrezco dos cursos de Análisis Nodal donde se explica y construye a detalle modelos utilizando las correlaciones de la literatura y los recientes desarrollos. A continuación coloco los enlaces a los brochure de cada uno de los cursos:

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