ESTUDIO COMPARATIVO ENTRE CORRELACIONES EMPÍRICAS Y MODELOS MECANÍSTICOS PARA FLUJO MULTIFÁSICO EN POZOS HORIZONTALES DE INYECCIÓN DE VAPOR

RESUMENLa inyección de vapor en pozos horizontales tiene gran aplicabilidad en yacimientos de crudo pesado. Sin embargo,uno de los retos de esta tecnología es la predicción de los perfiles de presión, temperatura y calidad del vapor alo largo del pozo. Por más de 30 años, se han utilizado correlaciones empíricas para determinar estos perfiles,las cuales presentan errores cercanos al ± 30%. En los últimos años se ha dado mayor énfasis a los modelosmecanísticos, ya que permiten obtener perfiles hidráulicos más ajustados a la realidad y adicionalmente predicenlos patrones de flujo que se presentan en las tuberías.En este trabajo se evalúa el desempeño de tres modelos mecanísticos y cinco correlaciones utilizadas comúnmentepara predecir el gradiente de presión en flujo bifásico (vapor húmedo), con aplicación a pozos horizontales,compuestos por una sección de tubería vertical y otra horizontal. El gradiente de presión calculado con cadamodelo es comparado con el gradiente de presión experimental tomado de dos casos reportados en la literatura.Se presentan estimaciones del error del gradiente de presión medido versus el calculado por cada modelo. En laevaluación, dos modelos mecanísticos estudiados arrojan errores absolutos promedio menores del 10%.Palabras claves: Flujo multifásico, modelos mecanísticos, patrones de flujo, correlaciones, holdup.ABSTRACTThe steam injection in horizontal wells has great applicability to heavy oil reservoirs. However, one of thechallenges of this technology is the prediction of the profiles of pressure, temperature and vapor quality along thewell. For over 30 years, empirical correlations were used to determine these profiles, which have errors close to ±30%. In recent years there has been greater emphasis on mechanistic models, allowing hydraulic profiles get moreadjusted to reality and further predict the flow patterns that occur in the pipes.This paper evaluates the performance of three mechanistic models and five correlations commonly used to predictthe pressure gradient in two-phase flow (wet steam), with application to horizontal wells, consisting of a verticalpipe section and other horizontal pipe section. The pressure gradient calculated with each model is compared withthe experimental pressure gradient taken from two cases reported in the literature. We present error estimates of thepressure gradient measured versus calculated for each model. In the evaluation, two studied mechanistic modelsobtained lower mean absolute error of 10%.Keywords: mechanistic models, steam injection, horizontal wells, flow pattern

Calentamiento electromagnético en fondo de pozo para el aumento del factor de recobro en los campos tello y la hocha

IP 1102-06-16827Para la empresa Hocol S.A., que opera los campos de crudo pesado tello y la hocha en Huila- Colombia , uno se sus retos mas importantes radica en implementar un método que le permita aumentar el factor de recobro (mayor del 2%). De aqui se desprende la iniciativa de diseñar y construir un sistema de calentamiento electromagnético que funcione adecuadamente en el fondo de un pozo, de tal manera que ejerza una influencia sobre la viscosidad del crudo que aun se esta desplazando desde el yacimiento hacia el poz

Estudio comparativo entre correlaciones empíricas y modelos mecanísticos para flujo multifásico en pozos horizontales de inyección de vapor.

The steam injection in horizontal wells has great applicability to heavy oil reservoirs. However, one of the challenges of this technology is the prediction of the profiles of pressure, temperature and vapor quality along the well. For over 30 years, empirical correlations were used to determine these profiles, which have errors close to ±30%. In recent years there has been greater emphasis on mechanistic models, allowing hydraulic profiles get more adjusted to reality and further predict the flow patterns that occur in the pipes.This paper evaluates the performance of three mechanistic models and five correlations commonly used to predict the pressure gradient in two-phase flow (wet steam), with application to horizontal wells, consisting of a verticalpipe section and other horizontal pipe section. The pressure gradient calculated with each model is compared with the experimental pressure gradient taken from two cases reported in the literature. We present error estimates of the pressure gradient measured versus calculated for each model. In the evaluation, two studied mechanistic models obtained lower mean absolute error of 10%.La inyección de vapor en pozos horizontales tiene gran aplicabilidad en yacimientos de crudo pesado. Sin embargo,uno de los retos de esta tecnología es la predicción de los perfiles de presión, temperatura y calidad del vapor alo largo del pozo. Por más de 30 años, se han utilizado correlaciones empíricas para determinar estos perfiles, las cuales presentan errores cercanos al ± 30%. En los últimos años se ha dado mayor énfasis a los modelos mecanísticos, ya que permiten obtener perfiles hidráulicos más ajustados a la realidad y adicionalmente predicen los patrones de flujo que se presentan en las tuberías. En este trabajo se evalúa el desempeño de tres modelos mecanísticos y cinco correlaciones utilizadas comúnmente para predecir el gradiente de presión en flujo bifásico (vapor húmedo), con aplicación a pozos horizontales, compuestos por una sección de tubería vertical y otra horizontal. El gradiente de presión calculado con cadamodelo es comparado con el gradiente de presión experimental tomado de dos casos reportados en la literatura. Se presentan estimaciones del error del gradiente de presión medido versus el calculado por cada modelo. En la evaluación, dos modelos mecanísticos estudiados arrojan errores absolutos promedio menores del 10%

Modelamiento y simulación de un sistema no convencional de levantamiento multifasico

The importance of the multiphase flow is caused in that when the produced fluid is displaced from the reservoir to the surface, energy is released in both the vertical and horizontal flow; this energy or pressure is possessed by the fluid while it is in the reservoir. Therefore, it is required to make a good design teams well, flowlines, throttles, separators and other connections. For optimum design, it is necessary to conduct a detailed study of the behavior of multiphase flow in each component. This paper presents the software developed which allows determine through correlations and mechanistic models, the profiles of pressure and temperature that occur along the pipes. The software was developed in a graphic interface in Java programming language and was validated with PIPESIM commercial software. In this way it can be further studied the behavior of multiphase flow in vertical and horizontal pipe.La importancia del flujo multifásico se origina en que cuando el fluido producido se desplaza desde el yacimiento hacia la superficie, se libera energía tanto en el flujo vertical como en el flujo horizontal; esta energía o presión está inmersa en el fluido mientras está en el yacimiento. Por lo tanto, es necesario realizar un buen diseño de los equipos del pozo, líneas de flujo, estranguladores, separadores, y demás conexiones. Para un diseño óptimo, es necesario realizar un estudio detallado del comportamiento del flujo multifásico en cada componente. El presente artículo presenta el desarrollo de un Software que permite determinar mediante correlaciones y modelos mecanísticos los perfiles de presión y temperatura que se presentan a lo largo de las tuberías. El Software está desarrollado en una interfaz gráfica en lenguaje de programación Java y fue validado en el Software comercial PIPESIM. De esta manera se podrá estudiar más a fondo el comportamiento del flujo multifásico en tubería vertical y horizontal

Principios fundamentales para el diseño conceptual de un modelo físico escalado para evaluar el calentamiento eléctrico resistivo

This paper is aimed at presenting a short description of the procedure carried out for the scaling of a physical model representing the behavior of La Hocha field by subjecting it to a resistive electrical heating process. The first part of this paper describes the basic principles for the physical upgrading, then the fundamental equations are proposed for the resistive electrical heating process, its transformation into the non-dimensional form and the similarity groups enabling the model scaling. The scaling process takes its form in the final section, where the field prototype characteristics, as well as the forces to be reproduced in the model, the chosen scaling option and calculations of the model properties are defined herein. A validation of the scaling in the thermal simulator (STARS-CMG) is also provided. The physical model conceptual design for the electrical resisting heating process in La Hocha field (HOCOL S.A.) required the combination of low pressure and low temperature traditional scaling options.El objetivo de este artículo es presentar una breve descripción del procedimiento llevado a cabo para el escalamiento de un modelo físico que representará el comportamiento del campo La Hocha al ser sometido a un proceso de calentamiento eléctrico resistivo. En la primera parte de este escrito se describen los principios básicos para el escalamiento físico. Seguidamente, se plantean las ecuaciones fundamentales para el proceso de calentamiento eléctrico resistivo, su transformación a la forma adimensional y los grupos de similaridad que permitirán el escalamiento del modelo. El proceso de escalamiento toma forma en la sección final, en donde se definen las características del prototipo de campo, las fuerzas a reproducir en el modelo, la alternativa de escalamiento seleccionada, el cálculo de las propiedades del modelo y finalmente una validación del escalamiento en el simulador térmico STARS-CMG. El diseño conceptual del modelo físico para el proceso de calentamiento eléctrico resistivo en el campo La Hocha (Hocol S.A.), requirió la combinación de alternativas de escalamiento tradicionales a baja presión y baja temperatura

Modelo matemático de impedancia eléctrica de un yacimiento de crudo pesado.

The main interest of this work consists on the formulation of a mathematical model of electric impedance for heavy oil reservoir, validated with the help of impedance measurements in rock-fluid plugs previously characterized with regard to its properties, mineralogy, and fluids. The model includes the phenomenons that are presented in a rock - fluid matrix when passing alternating electric current AC, such as the dielectric dispersion, the induced polarization and the transport of loads. It also considers the micro-fractures that are presented when the rock is subjected to high pressures.The practical application of the impedance model resides in the prediction of the electric current distribution in the oil formation and adjacent layers, the optimum distance among the wells, and the calculation of power required in an enhanced recovery project with electric heating.El interés principal de este trabajo consiste en la formulación de un modelo matemático de impedancia eléctrica para yacimientos de crudo pesado, validado a partir de mediciones de impedancia en núcleos roca-fluidos previamente caracterizados en cuanto a sus propiedades petrofísicas, mineralogía, y fluidos. El modelo tiene en cuenta los fenómenos que se presentan en una matriz roca – fluidos al pasar corriente eléctrica alterna AC, tales como la dispersión dieléctrica, la polarización inducida y el transporte de cargas. También se consideran las micro-fracturas que se presentan cuando la roca del yacimiento está sometida a altas presiones.La aplicación práctica de este modelo de impedancia radica en la predicción de la distribución de corriente eléctrica en la formación productora de petróleo y capas adyacentes, distancia óptima entre los pozos, y en el cálculo de potencia requerida en un proyecto de recobro mejorado con calentamiento eléctrico resistivo

Establecimiento de un valor adicional de Punto de Rocío de hidrocarburo para la zona cálida de Colombia

The content of small amounts of water and condensate in the natural gas generate problems in transport lines, cause corrosion and other damage in compression equipment or turbines. That is why natural gas must be submitted to various treatments to meet established quality specifications; between the quality parameters is the Hydrocarbon Dew Point (HCDP), which indicates the minimum temperature at which gas can be submitted without condensed, to set this parameter, it is necessary to consider thermodynamic, climate and regulatory criteria. However, not all HCDP regulations are equal; therefore, a gas that is transported in the pipeline system of a country may not be suitable for the network in another country. Given the above, this article presents the establishment of a possible additional value hydrocarbon dew point for the warm area of Colombia, performing a hydraulic simulation in dynamic state, which provides for inclusion of the temperature profile and the relief flowing through the pipeline.Keywords: HCDP, Condensate, Hydrocarbon dew Point, Natural Gas.El contenido de pequeñas cantidades de agua y condensados en el gas natural generan problemas en el transporte por líneas, causan corrosión y otros daños en equipos de compresión o turbinas. Es por esto que el gas natural se debe someter a diversos tratamientos para cumplir con las especificaciones de calidad establecidas, entre los parámetros de calidad está el Punto de Rocío de Hidrocarburo (HCDP), el cual indica la temperatura mínima a la cual puede estar el gas sin que se presenten condensados. Para establecer este parámetro, es necesario tener en cuenta criterios termodinámicos, climáticos y regulatorios. Pero no todas las regulaciones de HCDP son iguales, por consiguiente, un gas que es transportado en la red de gasoductos de un país puede no ser apto para la red de otro país. Dado lo anterior, en el presente artículo se presenta el establecimiento de un posible valor adicional de punto de rocío de hidrocarburo para la zona cálida de Colombia, realizando una simulación hidráulica en estado dinámico que contempla la inclusión del perfil de temperatura y el relieve que atraviesa el gasoducto.Palabras clave: HCDP, condensados, punto de rocío por hidrocarburo, gas natural

Predicción de flujo multifásico en sistemas de recolección de crudo: descripción de requerimientos

For the last 60 years, many authors have studied the behavior of multiphase flow in pipelines. An extensive number of correlations and models exist in the literature for the evaluation and prediction of pressure gradients, flow patterns, liquid holdup, and fluid properties. The reliable calculation of scenarios from a detailed and rigorous model, guarantees the success of the operation. Decision making without prior knowledge of the various models involved in the prediction of flow behavior, leads to inadequate estimates, and unnecessary expenditures on human resources and computation. This happens in many occasions due to the lack of knowledge regarding the parameters affecting the hydraulic models, and to the lack of a methodology to model these profiles, which allows proposing situations that respond to the events for their respective prediction. This paper presents a review of the most relevant methods in the petroleum industry to characterize multiphase flow. A general methodology for an appropriate use of the various commercially available steady-state simulators is also proposed.Keywords: Flow Assurance, Multiphasic Flow, Stable state.Durante los últimos 60 años numerosos autores se han dedicado al estudio del comportamiento de flujo multifásico en tuberías. En la literatura existe un extenso número de correlaciones y modelos para la predicción y evaluación de gradientes de presión, patrones de flujo, holdup de líquido, y propiedades del fluido. El cálculo fiable de escenarios a partir de un modelo detallado y riguroso, garantiza el éxito de la operación. La toma de decisiones sin un conocimiento previo de los diversos modelos involucrados en la predicción del comportamiento de flujo, ocasiona estimaciones inadecuadas, y gastos innecesarios en recurso humano y de cómputo. Esto ocurre en muchas ocasiones debido a la falta de conocimiento de los parámetros que afectan los modelos hidráulicos, y a la inexistencia de una metodología que modele estos perfiles; con el fin de posteriormente poder predecir su comportamiento de forma acertada. En este trabajo se presenta una revisión de los métodos más relevantes en la industria del petróleo para caracterizar el flujo multifásico. Además, se propone una metodología general para el uso apropiado de los diversos simuladores en estado estable que existen comercialmente.Palabras Clave: Aseguramiento de Flujo, Flujo Multifásico, Estado Estable

Estudio de simulación para la evaluación del comportamiento del sistema roca-fluido de un yacimiento de crudo pesado al ser sometido a calentamiento eléctrico resistivo

The resistive electrical heating is a thermal stimulation technique in which an electrical current is made to pass through a porous media. Whüe the current fiows in the reservoir, the electrical energy associated with this, is converted into heat, being produced an increase in the average temperature of the adjacent zone to the productor well, generates a decrease in the viscosity of the crude and thus an increase in the production. This work was realized to examine the behavior of a hypothetic reservoir of heavy crude which is being to exposed a process of resistive electric heating, furthermore to study the effect of design parameter as length of return the electrode and applied voltage have under temperature profile reservoir behavior and ubication. The analysis was done from a study of simulation in which the module for electric heating of the simulator STARS (Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator) of CMG (Computer Modelling Group) was used.El calentamiento eléctrico resistivo es una técnica de estimulación térmica en la cual corriente eléctrica se hace pasar a través del medio poroso. A medida que la corriente fluye en el yacimiento la energía eléctrica asociada a ésta es convertida en calor, produciéndose así un aumento en la temperatura promedio de la zona adyacente al pozo productor, lo cual genera una disminución en la viscosidad del crudo y por tanto un aumento en la producción. Este trabajo fue realizado con el objetivo de analizar el comportamiento de un yacimiento hipotético de crudo pesado al ser sometido a un proceso de calentamiento eléctrico resistivo, además de estudiar el efecto que tienen parámetros de diseño tales como la ubicación del dispositivo de retorno, la longitud del electrodo y el voltaje aplicado sobre el comportamiento del perfil de temperatura en el yacimiento. El análisis se realizó a partir de un estudio de simulación en el cual se empleó el módulo para calentamiento eléctrico del simulador STARS (Steam, Thermal and Advanced Processes Reser voir Simulator) de CMG (Computer Modelling Group).

Gas transport at dense phase conditions for the development of deepwater fields in the Colombian Caribbean sea

The purpose of this article is to set out the benefits of using the dense phase gas transport in future projects in the Caribbean Sea and to verify that when operating pipelines at high pressures, more mass per unit of volume is transported, and liquid formation risks are mitigated in hostile environments and low temperatures.This study contains key data about gas production fields in deep and ultra-deep waters around the world, which serve as a basis for research and provide characteristics for each development to be contrasted with the subsea architecture proposed in this paper. Additionally, analogies are established between the target field (Gorgón-1, Kronos-1 and Purple Angel-1) and other offshore gas fields that have similar reservoir properties. Using geographic information systems, the layout of a gas pipeline and a subsea field architecture that starts in the new gas province is proposed.Finally, using a hydraulic simulation tool, the gas transport performance in dense phase is analyzed and compared with the conventional way of transporting gas by underwater pipelines, achieving up to 20 % in cost savings when dense phase is applied.El propósito de este artículo es exponer los beneficios de usar el transporte de gas en fase densa como una alternativa para futuros proyectos en el mar Caribe colombiano y comprobar que, al operar las tuberías a elevadas presiones, se transporta más masa por unidad de volumen y se mitigan riesgos de formación de líquido en ambientes hostiles y de bajas temperaturas. En este estudio se compilaron datos de campos productores de gas en aguas profundas y ultra-profundas alrededor del mundo que sirvieron de base para definir la arquitectura submarina propuesta en este artículo. Adicionalmente, se establecen analogías entre los campos exploratorios costa afuera en Colombia (Gorgón-1, Kronos-1 y Purple Angel-1) con otros campos de gas costa afuera que poseen propiedades de yacimiento similares. Mediante el uso de sistemas de información geográfica se propone el trazado de un gasoducto y una arquitectura submarina para esta nueva provincia de gas. Finalmente, con una herramienta de simulación hidráulica se analiza el desempeño del transporte de gas en fase densa y se compara con la forma convencional de transporte de gas por tubería submarina, logrando ahorros de hasta el 20 % cuando se implementa la fase densa