Curvas de Flujo Multifásico Vertical

Curvas de Fujo Multifásico, VLP, Patrones de Flujo, Correlación, Ingeniería de Optimización, Producción

El principal propósito de este artículo es explicar de una manera sencilla las correlaciones de flujo multifásico (VLP) más usadas para realizar los análisis de productividad. Generalmente, es frecuente utilizar un software para realizar este tipo de cálculos, pero cuando estamos sentado frente a la pantalla, y generalmente observamos una larga lista de correlaciones, nos preguntamos muchas veces ¿Que correlación 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 resumen cada una ellas.

Otra de las cosas que en mi humilde opinión pienso, es que muchos ingenieros se equivocan al momento de caracterizar una correlación de flujo multifásico para todos los pozos de un campo dado. Los pozos pueden estar completados en diferentes arenas (con distintos comportamientos en la RGP y gravedad API? puede ser!) y una innumerable cantidad configuraciones mecánicas, hace que muchos de esos cálculos se alejen de la realidad. Es por ello que mi recomendación, si el campo y/o yacimiento tiene muy pocos pozos, caracterizar una correlación de flujo multifásico para cada uno de ellos. A continuación se presenta un resumen de la funcionalidad de cada correlación:

1. Fancher & Brown: es la básica de todas. La misma no toma en consideración los efectos de deslizamiento dentro de la tubería y el 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 (se desprecia el resbalamiento). 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 la densidad de los fluidos (es decir, revisa el PVT!) o datos de presión de campo.

Siempre es recomendable realizar una comparación de correlaciones de flujo multifásico

2. Hagerdorn & 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 perdida 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.

3. Duns & Ros: por lo general funciona bien en los casos de flujo neblina y debe ser usada para el caso de petróleo con una alta RGP y pozos de condensado (>5.000 PCN/BN). Ojo! 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°.

4. Orkiszewski: es una correlación que en ocasiones da un buen ajuste en los datos medidos. Pero cuidado: 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.

5. Beggs & Brill: es una correlación que en mi opinión es experimental. Es prácticamente una correlación de tubería sencilla (si mal no recuerdo el material usado fue plexiglass) y en líneas generales tiende a sobre predecir las caídas de presión, tanto en pozos verticales, como en desviados.

6. 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 (esto no es problema!). Para pozos con una alta relación condensado, debe ser ajustado con un PVT de gas condensado y la correlación de Duns & 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. Por mencionar un ejemplo, cuando hice mi tesis de grado, hubo pozos de gas condensado que cotejaron muy bien con una correlación de flujo multifásico de petróleo, si mal no recuerdo Hagerdorn & Brown.

Fig. 1. Comparación entre correlaciones de flujo multifásico vertical. 

En este artículo resumo las correlaciones que aparecen en la literatura. Sin embargo, las compañías desarrolladoras de software también crean sus propias correlaciones internas, la cual generalmente parten de la combinación de algunas de las correlaciones que he descrito anteriormente, llegando 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 consideradas "cajas negras" al momento de realizar la auditoria de resultados.