: Análisis del impacto del diámetro de la malla de pozo en la productividad de los pozos de gas horizontales

El nexo hidrodinámico y económico: Análisis del impacto del diámetro de la malla de pozo en la productividad de los pozos de gas horizontales

La explotación de gas natural de yacimientos que requieren control de arena (normalmente formaciones no consolidadas o débilmente cementadas) requiere el despliegue de dispositivos de filtración especializados., más comúnmente el de alto rendimiento Alambre de cuña (Alambre en V) pantalla. Mientras que la pantalla mitiga con éxito el riesgo catastrófico de colapso de la formación y daño al equipo., su dimensión física, específicamente su diámetro interior ($D_i$), introduce una compleja restricción multifísica en la productividad final del pozo. Determinar el diámetro óptimo de la pantalla en un pozo de gas horizontal largo no es simplemente un ejercicio geométrico; Es un intrincado problema de optimización económica e hidrodinámica que requiere el acoplamiento riguroso del flujo de entrada tridimensional del yacimiento con el flujo de salida de dos fases altamente friccional dentro del pozo.. Modelos simplistas convencionales, que asumen una presión uniforme a lo largo de la resistencia al flujo lateral o insignificante, Fallan catastróficamente en entornos con gas de alta tasa donde la compresibilidad y velocidad inherentes del fluido exacerban la disipación de energía por fricción..

El camino analítico para resolver este desafío reside en el despliegue de Análisis nodal (ESO), un poderoso enfoque de ingeniería de sistemas que permite el modelado simultáneo de la capacidad de entrega del yacimiento (Relación de rendimiento de entrada, derechos de propiedad intelectual) y eficiencia del transporte del pozo (Relación de desempeño de salida, OPR). Adaptando el marco NA para tener en cuenta el perfil único de gradiente de presión característico de un pozo de gas horizontal largo completado con un revestimiento ranurado o blindado., Los ingenieros pueden calcular con precisión la productividad esperada del pozo para diferentes diámetros de tubería de criba.. Al final, Este cálculo hidráulico detallado se sintetiza con los gastos de capital. (CAPEX) datos, específicamente el costo de la pantalla en sí, y los ingresos de gas proyectados para identificar el costo financiero diámetro óptimo de la pantalla que maximiza el valor actual neto de por vida (VPN) del activo. Toda esta metodología integrada proporciona una sólida, Enfoque validado en campo para mitigar las incertidumbres inherentes de las completaciones de pozos horizontales complejos..

1. El enigma de los pozos de gas horizontales: La restricción de velocidad y volumen

Los pozos horizontales son el pilar de la producción moderna de gas, exponer largos intervalos del yacimiento al pozo y, por lo tanto, maximizar el flujo de gas. sin emabargo, El requisito de control de arena en formaciones de gas débilmente consolidadas obliga a la instalación de una pantalla., generalmente revestido por un paquete de grava anular. la pantalla, mientras sea necesario, Reduce efectivamente el diámetro del conducto de flujo primario en comparación con una terminación de pozo abierto., obligando al gas de alta velocidad a viajar a través de un anillo más pequeño. en la producción de gas, Esta reducción de tamaño conduce directamente al desafío analítico central.: la relación entre alta velocidad del fluido y caída de presión por fricción.

La física de la pérdida por fricción en el flujo de gas

A diferencia del flujo de líquido, donde la densidad y viscosidad del fluido permanecen relativamente constantes, El flujo de gas es muy sensible a los cambios de presión y velocidad.. El caudal volumétrico ($q_v$) La cantidad de gas aumenta drásticamente a medida que disminuye la presión.. Dado que el flujo es predominantemente unidireccional a lo largo de la sección horizontal larga, El caudal total se acumula progresivamente hacia el talón. (el extremo más cercano a la sección vertical). Como consecuencia, la velocidad del fluido ($v$) es más alto en el talón, donde la presión es más baja, creando un importante y a menudo dominante gradiente de presión de fricción ($\Delta P_f / \DeltaL$).

Esta pérdida por fricción significa que la presión dentro de la pantalla disminuye sustancialmente desde la punta del pie. (el otro extremo) hasta el talon. Esta diferencia de presión es el mecanismo fundamental que dicta la contribución del flujo no uniforme a lo largo del lateral.: El talón experimenta la mayor caída de presión en el pozo y, por lo tanto, la menor caída del yacimiento., contribuyendo menos flujo que el dedo del pie. este fenómeno, conocido como el “efecto talón a punta,” es el principal factor detrás del rendimiento subóptimo de los pozos de gas horizontales largos.

El diámetro interno de la pantalla. ($D_i$) es la variable clave que controla este efecto: un más pequeño $D_i$ da como resultado una mayor velocidad del gas ($vpropto1/D_i^2$) y, crucialmente, pérdida de presión por fricción ($\Delta P_f adecuadamente v^2$), creando un gradiente de caída de presión más pronunciado y, por lo tanto, un efecto talón-punta más severo, limitando significativamente la productividad total del pozo. El desafío de la ingeniería es, por lo tanto, para modelar con precisión este complejo acoplamiento de flujo.

2. Modelado de la relación rendimiento-influjo (derechos de propiedad intelectual) en 3D

La primera etapa del Análisis Nodal es la representación precisa de la capacidad del yacimiento para entregar gas al pozo: el IPR.. Para un pozo horizontal largo, Esto es significativamente más complejo que el modelo de flujo radial simple utilizado para pozos verticales.. La geometría del flujo implica una superposición tridimensional de regímenes de flujo..

3D Geometría de flujo y efectos no Darcy

Cerca del pozo horizontal, el flujo es predominantemente radial, convergiendo hacia la pantalla. A mayores distancias del pozo, El flujo es cada vez más lineal o elíptico, convergiendo hacia el plano horizontal. Modelos analíticos, como los derivados de Joshi o métodos especializados de elementos de límite, Debe integrar estos componentes para determinar la presión I requerida para entregar un cierto caudal desde el depósito a la sección horizontal.. La suposición estándar de presión uniforme a lo largo del lateral es inherentemente errónea porque no tiene en cuenta las pérdidas por fricción descritas anteriormente.. En cambio, el DPI debe calcularse segmentariamente a lo largo de la longitud ($L$) del pozo.

Crucialmente, El flujo de gas en yacimientos de alta tasa está sujeto a Efectos de flujo que no son de Darcy—un componente de pérdida de presión causado por turbulencia y altas fuerzas de inercia cerca del pozo. El modelo tradicional de Darcy (relación lineal entre tasa y caída de presión) es insuficiente. La caída de presión real se describe mediante la Ecuación de Forchheimer, que incluye un término de velocidad al cuadrado:

dónde $un$ representa lo viscoso (darcy) término y $bq^2$ representa la inercia (No Darcy) término, dónde $b$ es el coeficiente no Darcy ($\beta$). en pozos de gas, Este efecto no Darcy frecuentemente se ve magnificado por el propio hardware de finalización.. El flujo de gas desde la formación., a través de las aberturas muy restringidas del paquete de grava y las ranuras de la pantalla de alambre en forma de cuña, Crea intensas turbulencias localizadas y pérdida de impulso., aumentando significativamente la caída de presión en la cara de arena ($\delta p_{piel}$). Se trata de una caída de presión de alta magnitud que afecta directamente el cálculo del IPR y debe integrarse en el factor de piel general..

La capacidad total de entrega del yacimiento ($Q_{depósito}$) es la suma de los caudales de todos los segmentos discretos a lo largo de la longitud horizontal, con la contribución de cada segmento dependiendo de su reducción local, que está determinada por la presión dentro de la pantalla en la ubicación de ese segmento específico.

3. Análisis del rendimiento del flujo de salida (OPR) y pérdidas por fricción

La relación de desempeño de salida (OPR) modela la presión requerida para transportar el volumen de gas acumulado desde la punta hasta el talón y por el tubo hasta la superficie. Con el fin de optimizar el diámetro de la pantalla., El componente más crítico de la OPR es la Gradiente de presión dentro de la pantalla horizontal ($PAGS_{pantalla}$). El cambio de presión ($\delta p$) a lo largo de cualquier segmento de la pantalla horizontal de longitud $\DeltaL$ es la suma de tres distintos, componentes no lineales:

El término dominante: Pérdida de presión por fricción ($\delta p_{fricción}$)

La caída de presión por fricción ($\delta p_{fricción}$) es el término más grande, directamente proporcional a la longitud del segmento, el cuadrado de la velocidad de la masa, y el Factor de fricción de abanico ($f_f$):

Aquí radica el vínculo físico directo con el diámetro de la pantalla. ($D_i$). Desde la velocidad ($v$) es inversamente proporcional al cuadrado del diámetro interno ($D_i^2$), una modesta reducción en $D_i$ puede conducir a una drástica, aumento no lineal de la pérdida de presión por fricción.

Además, el factor de fricción ($f_f$) en sí mismo no es constante. Está influenciado por el rugosidad interna ($\épsilon$) de la ruta de flujo. La superficie interna de una tubería de acero al carbono estándar es relativamente lisa.. sin emabargo, Una pantalla de alambre en cuña es inherentemente más rugosa debido a la presencia de varillas de soporte internas., los bordes de las envolturas Vee-Wire, y los pequeños espacios entre los cables y el tubo base. Por lo tanto, el factor de fricción debe ajustarse (utilizando correlaciones generalizadas derivadas de la tabla de Moody para conductos rugosos) para representar con precisión la tensión cortante mejorada de la pared dentro de la sección apantallada.. Este ajuste garantiza que la caída de presión modelada refleje las limitaciones físicas reales del hardware de control de arena..

Otros términos contribuyentes: Pérdidas por aceleración y acoplamiento

1. Pérdida de presión de aceleración ($\delta p_{aceleración}$): en flujo de gas, a medida que la presión disminuye a lo largo de la longitud, la densidad del gas ($\rod$) también disminuye. Por la continuidad masiva, la velocidad debe aumentar (aceleración). Esta aceleración requiere energía y resulta en una caída de presión., contribuyendo con un término de pérdida secundario, lo cual es particularmente significativo en la sección del talón donde se produce la mayor reducción de presión..

2. Pérdida de presión del acoplamiento de flujo ($\delta p_{enganche}$): A medida que el líquido ingresa a la rejilla desde el depósito, pasa del flujo radial al axial, resultando en un cambio repentino en el impulso y la dirección. Esta turbulencia de entrada provoca una pérdida de presión de impulso asociada. ($\delta p_{un}$), A menudo se modela utilizando un coeficiente empírico que tiene en cuenta la geometría y el área abierta de las ranuras de la pantalla.. Mientras está localizado, Esta pérdida es crítica ya que dicta la eficiencia efectiva del flujo de entrada en la interfaz del yacimiento..

El marco de Análisis Nodal debe diseñarse para calcular estos tres términos de forma iterativa para cada segmento pequeño. ($\DeltaL$) a lo largo de la longitud horizontal, partiendo de la presión conocida en la puntera y acumulando las pérdidas de presión hasta el talón, generando así la verdadera, no lineal Perfil de presión del pozo.

4. El análisis nodal integrado y la optimización económica

El poder del Análisis Nodal es su capacidad para encontrar el único punto de operación que satisfaga tanto la capacidad del yacimiento como (derechos de propiedad intelectual) y la capacidad del pozo (OPR) simultáneamente. Para el pozo de gas horizontal, Esta síntesis se logra segmentariamente..

El acoplamiento segmentario iterativo

El modelo acoplado resuelve el caudal de equilibrio en cada segmento. ($\DeltaL$) iterando hasta que el caudal calculado hacia el segmento de pantalla desde el yacimiento sea igual al caudal axial arrastrado por el pozo.

1. Comience en el dedo del pie: asumir una presión ($PAGS_{dedo del pie}$) en el otro extremo de la pantalla.

2. Calcular IPR para segmento 1: Determinar el caudal ($Q_1$) aportado por el embalse en el segmento 1, basado en lo supuesto $PAGS_{dedo del pie}$ y la presión del yacimiento.

3. Calcular $\delta p$ para segmento 1: Usar $Q_1$ para calcular la caída de presión total ($\delta p_{total}$) a lo largo de la pantalla $\DeltaL$ debido a la fricción, aceleración, y acoplamiento.

4. Determinar la presión para el segmento 2: $PAGS_{segmento_2} =P_{dedo del pie} + \delta p_{total}$.

5. Iterar: Repetir el proceso, utilizando la presión recién calculada como punto de partida para el siguiente segmento, acumulación de flujo y pérdida de presión hasta llegar al talón.

Este proceso iterativo produce el Tasa de producción total real ($Q_{total}$) y el Presión real del talón ($PAGS_{tacón}$) para un diámetro de pantalla determinado ($D_s$). El resultado final es una curva de producción de alta precisión que refleja directamente las limitaciones hidráulicas impuestas por el sistema elegido. $D_s$.

La síntesis económica: Maximizar el valor actual neto (VPN)

Una vez que el modelo hidráulico predice de manera confiable la tasa de producción acumulada ($Q_{total}$) para una variedad de diámetros de pantalla viables (P.EJ., $4.5 \texto{ pulgadas}$ Para $6.5 \texto{ pulgadas}$), el análisis pasa al ámbito comercial: el objetivo final es seleccionar el diámetro que maximiza la rentabilidad.

Las variables clave en el análisis económico son:

1. Flujo de ingresos (beneficios): La producción acumulada de gas de por vida asociada con cada $D_s$ (derivado de $Q_{total}$) multiplicado por el precio proyectado del gas, con descuento hasta el día de hoy (Valor presente de los ingresos). un más grande $D_s$ generalmente produce un mayor $Q_{total}$ y por lo tanto un mayor PV de ingresos.

2. Gasto de capital (Costos): El costo del material de la pantalla en sí., El costo del material de empaque de grava. (que cambia con el tamaño del anillo), y los costos de instalación. un más grande $D_s$ Requiere material más caro por unidad de longitud., aumentando el CAPEX.

El diámetro óptimo de la pantalla. ($D_{optar}$) es el que maximiza la Valor actual neto (VPN):

El análisis destaca el equilibrio central entre ingeniería y economía.: gastar más en una pantalla más grande ($D_s$) aumenta los costos iniciales pero aumenta los ingresos de producción a largo plazo al mitigar las pérdidas por fricción. La solución óptima es el punto de equilibrio preciso donde el costo marginal de aumentar el tamaño de la pantalla se compensa precisamente con el aumento marginal en el flujo de ingresos descontados..

5. Validación y Selección Estratégica para Terminaciones Horizontales

La metodología derivada del Análisis Nodal., que combina el flujo del yacimiento 3D con la resistencia al flujo del pozo no lineal, Ofrece un marco sólido para tomar decisiones críticas de finalización.. La validación de este modelo complejo se logra comparando el IPR pronosticado para una configuración de campo determinada con pruebas de flujo medidas de pozos completados con diámetros de pantalla conocidos.. La observación de que las predicciones del modelo se alinean estrechamente con los resultados reales de la aplicación de campo proporciona la confianza necesaria en su uso como herramienta de diseño principal..

El papel estratégico de la criba de alambre en forma de cuña

El proceso de selección no se trata sólo del diámetro interior; se trata de la viabilidad del hardware final. El uso de la Criba de alambre en cuña Es estratégicamente importante porque su robustez estructural permite la pared más delgada necesaria para maximizar el diámetro del flujo interno. ($D_i$) dentro de un tamaño de carcasa determinado. Además, Su alta área abierta minimiza la pérdida por fricción del acoplamiento. ($\delta p_{un}$), Maximizar la capacidad del yacimiento para fluir hacia el pozo.. Las especificaciones del material (P.EJ., Tubería API 5CT y alambre de aleación de alta resistencia) debe garantizar que las propiedades mecánicas del material elegido $D_s$ son suficientes para soportar la presión de colapso durante el empaque de grava y la carga de tracción durante la instalación..

La determinación final del diámetro óptimo de la pantalla. ($D_{optar}$) es, pues, el pináculo de una rigurosa, Análisis integrado que vincula la física minuciosa del flujo de gas turbulento con la macroeconomía del desarrollo de activos de hidrocarburos., Asegurar que el diseño de terminación alcance la máxima productividad sin comprometer el requisito esencial para la integridad del control de arena a largo plazo.. El tamaño de pantalla resultante es la solución de ingeniería que produce la mayor rentabilidad durante la vida útil del pozo de gas horizontal..