CAMPO TÉCNICO DE LA INVENCIÓN

La presente invención se refiere a un sistema con diseño de una nueva geometría en cabezales de recolección de la producción de pozos de flujos multifásicos (aceite, gas, agua o geotérmicos) con la finalidad de reducir la turbulencia y la interferencia en el ingreso de cada corriente al cabezal, con lo cual se mejora el comportamiento de afluencia de dichas corrientes redundando en un incremento de la producción. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN

Durante la explotación de los yacimientos de hidrocarburos, los fluidos producidos provenientes de los distintos pozos, experimentan cambios sustanciales en su comportamiento de flujo debido a la variación de sus propiedades físicas y condiciones de presión y temperatura. Por otro lado, y debido al arribo en el cabezal de diferentes pozos, se presenta una interferencia entre las corrientes de flujo que se recolectan para su transporte conjunto, teniendo un efecto en el desplazamiento de los fluidos desde el yacimiento, pozo, tuberías de recolección e instalaciones superficiales, influyendo directamente en el comportamiento de su producción. Un punto de suma importancia en el manejo de la producción del flujo multifásico en la superficie, es la interferencia entre las corrientes de flujo de la producción de los pozos, genera una variación en la aportación de cada una de las corrientes que se recolectan en el cabezal, lo cual genera pérdidas de presión adicionales, mismas que inciden directamente en el flujo producido y dependen principalmente de las características del medio poroso, propiedades de los fluidos producidos, las velocidades de los flujos, los patrones de flujo, así como de la geometría y configuración operativa del sistema de producción (diámetros, longitudes de las tuberías, arreglos geométricos, válvulas, codos, conexiones “T”, etc.). A continuación, se describe el transporte de los fluidos en el sistema integral de producción.

Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia o radio de drene determinado, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la formación o radio del pozo. En este punto, el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo, presenta restricciones en las cercanías del pozo y resistencia al flujo. Mientras más grande sea el área de afluencia del pozo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo aumentando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.

Transporte en la vecindad del pozo: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la terminación que puede ser una tubería de revestimiento cementada y perforada normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena y agujero descubierto. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobre-compactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la pérdida de energía se debe a la poca área expuesta al flujo, al atravesar la terminación los fluidos entran al fondo del pozo.

Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería, llegando a la cabeza del pozo con una determinada presión. Transporte en las líneas de flujo superficial y cabezal de recolección: Al salir del pozo, regularmente se instalará un estrangulador que será el encargado de controlar el gasto de producción que se desea tener del pozo, en este elemento se tendrá una caída de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del estrangulador, a la descarga del estrangulador se presenta la presión de la línea de descarga, esta línea de descarga puede conectarse directamente al cabezal de recolección de una batería de separación o bien a un cabezal de recolección periférico instalado a cierta distancia de la batería en donde se integrará con la producción de otros pozos para ser enviados en conjunto como mezcla a través de un solo oleogasoducto al cabezal colector de la batería de separación para ser ingresados a un separador en donde se separará la mayor parte de gas del petróleo o el vapor del agua en el caso de pozos geotérmicos.

Luego entonces, desde el yacimiento hasta la llegada de los fluidos en superficie para su separación, se cuenta con tuberías encargadas de transportar dicha producción, por lo que es de suma importancia el adecuado dimensionamiento de ellas y su configuración geométrica, ya que juegan un papel importante en el comportamiento de los fluidos y en las caídas de presión que se tengan en el sistema de producción desde el fondo del pozos hasta la entrega de los fluidos en una batería de separación, estas caídas de presión incidirán directamente en el flujo volumétrico producido y por ende en la capacidad de aportación de hidrocarburos del campo.

Asimismo, durante la vida productiva de los yacimientos, el comportamiento de los fluidos es sumamente dinámico y las condiciones de operación (presión y temperatura) varían constantemente con el tiempo e inciden directamente en la capacidad productiva de los campos.

En un campo petrolero o geotérmico, la producción y condiciones de operación de cada uno de los pozos productores es distinta, las caídas de presión y temperatura en ellos es independiente, sin embargo cuando los fluidos de cada pozo llegan a la superficie, se deben de integrar en una tubería denominada cabezal de recolección periférico o foráneo para poder enviar su producción como mezcla a una instalación de producción llamada batería de separación o estación de recolección, en donde de igual manera llega a otro cabezal de recolección, al cual ingresan varias corrientes de este tipo y corrientes de pozos de otros yacimientos. En los cabezales de recolección, es donde se presenta una lucha de fuerzas, en la que las corrientes que cuenten con mayor energía disponible tendrán mayor oportunidad de fluir e ingresar su producción a dicho cabezal, interfiriendo con el flujo de las demás corrientes, provocando una disminución en la producción de los pozos o corrientes de menor energía disponible, en este elemento, en cuya geometría las corrientes inciden mediante un choque frontal con el cabezal por ingresar en un ángulo de 90°, se genera turbulencia, contrapresiones y lucha de fuerzas entre las corrientes, que afecta de alguna manera la capacidad de afluencia de los pozos, limitando su producción. En la operación de las instalaciones superficiales de producción, ha sido evidente la diferencia entre los valores de la producción cuando ésta es alineada a un cabezal de medición para ser medida de manera individual (por pozo), respecto a la medida cuando los pozos se encuentran alineados al cabezal de producción general, siendo siempre invariablemente menor la segunda que la sumatoria de las mediciones individuales de cada uno de los pozos (en el separador de medición). Lo anterior se ha considerado como algo“normal”, sin embargo, puede atribuirse al efecto de interferencia entre las corrientes de los pozos que ingresan al cabezal. En la Figura 1 , se muestra el esquema de un cabezal convencional, al cual ingresa la producción de cuatro pozos, donde se ejemplifica la generación de turbulencias por el ingreso de cada una de las cuatro corrientes que ingresan al cabezal. Todas y cada una de las corrientes generan turbulencia por el choque frontal con el cabezal y adicionalmente en las intersecciones por el choque entre corrientes aportantes, lo cual implica disipación de energía (a), sin embargo, la interferencia entre corrientes de mayor energía con las de menor energía representan los mayores problemas de disminución de la producción (b).

Actualmente para el manejo de la producción en superficie se utilizan cabezales de recolección periféricos en donde las líneas de descarga de pozos que confluyen a estos cabezales se integran como acometidas en un ángulo de 90° como se muestra en la Figura 2. Este arreglo geométrico incide directamente en la dificultad de algunos pozos para que puedan ingresar la totalidad de su caudal al cabezal, debido a la contrapresión, turbulencia y fuerzas de choque que se generan dentro del colector, ya que son los pozos que tienen más energía y flujo los que predominan en su ingreso a este elemento y son estos mismos los que dificultan el ingreso de los fluidos de los pozos con menor energía, obteniéndose que en un momento cada uno de estos pozos impida el ingreso de la producción de otro u otros pozos, obligando que la producción de esos pozos se detenga, lo que a su vez provoca la formación de tapones de líquido en la línea de descarga de los pozos y en la tubería de producción (tubería ascendente en el interior de los pozos), generándose condiciones de flujo completamente inestables (variación de la presión, flujo de líquido y de gas respecto al tiempo) en el comportamiento de flujo, lo cual incide en una fuerte disminución en la producción obtenida en cada uno de los pozos. El entendimiento del comportamiento de flujo es complejo debido a que se manejan dos o más fases que por su naturaleza física tienen un comportamiento muy diferente una con respecto a la otra, por lo que para su comprensión se hace indispensable el conocer la hidráulica presente, su comportamiento termodinámico, los fenómenos de transporte y los mecanismos existentes en la mecánica de los fluidos, para poder determinar cuál es el efecto que tiene la geometría de las tuberías en las condiciones de operación y flujo del sistema de producción de hidrocarburos.

Para analizar el comportamiento de flujo multifásico en tuberías se requiere revisar tres tópicos separados pero interrelacionados.

1. Entendimiento básico de la mecánica de los fluidos entre las fases de gas y líquido y la caída de presión. En general, esto involucra desarrollar expresiones para conservación de masa y cantidad de movimiento.

2. La aplicación de ecuaciones de caídas de presión, requiere la habilidad de predecir las propiedades físicas de las fases líquida y gaseosa. Así, el segundo tópico es el comportamiento de fase.

3. Finalmente, la predicción del comportamiento de fases, también requiere la habilidad de predecir las temperaturas de flujo de los fluidos en el pozo. La predicción de temperatura involucra el principio de conservación de energía. Luego entonces, el conocimiento detallado de los fenómenos de conservación de masa y energía, cantidad de movimiento, fricción y la generación y disipación de la energía cinética turbulenta principalmente, juegan un papel preponderante para entender el comportamiento dinámico de los fluidos en todo el sistema de producción.

Las herramientas de software de flujo multifásico en régimen transitorio efectúan el modelado y simulación de manera unidimensional, para poder hacerlo para ductos de gran longitud y de redes de ductos; sin embargo por esta razón no cuentan con la capacidad de efectuar el modelado tridimensional del flujo de fluidos, por lo cual se utilizó el modelado y simulación del flujo multifásico tridimensional en régimen transitorio de las corrientes que ingresan al cabezal y de este mismo, mediante herramientas de Dinámica Computacional de Fluidos (CFD, por sus siglas en inglés). CFD es una de las ramas de la mecánica de fluidos que utiliza métodos numéricos y algoritmos para resolver y analizar problemas sobre el flujo de fluidos. Las computadoras son utilizadas para realizar millones de cálculos requeridos para simular la interacción de los líquidos, sólidos y los gases con superficies complejas. Aún con ecuaciones simplificadas y supercómputo de alto rendimiento, solo se pueden alcanzar resultados aproximados en muchos casos. La continua investigación, sin embargo, permite la incorporación de hardware y software que aumenta la capacidad y velocidad de cálculo, disminuyendo también el margen de error, al tiempo que permite analizar situaciones cada vez más complejas como los fluidos transónicos (supersónicos) y los flujos turbulentos.

Modelo matemático: El punto de inicio de todo método numérico es el modelo matemático del fenómeno físico que se desea estudiar y que generalmente suele ser expresado en forma de ecuaciones diferenciales en derivadas parciales o ecuaciones integro-diferenciales junto con las condiciones de contorno o frontera. La caracterización numérica del comportamiento del flujo del fluido de los Cabezales de Recolección de Hidrocarburos, utiliza herramientas de CFD en donde los resultados muestran las ventajas competitivas de utilizar geometrías de cabezales con llegada de los pozos en forma oblicua, en contraste con los sistemas de recolección convencional con arribo a 90°.

Para tal fin, se simulan numéricamente modelos de turbulencia bifásicos en 3D, se aplica el algoritmo basado en Presión Simple para determinar la velocidad a partir de la ecuación de presión, la cual se desprende de las ecuaciones de Continuidad y de Momento. Este algoritmo Simple resuelve las ecuaciones de manera secuencial, es no-lineal y no acoplado. El ciclo de solución es iterativo hasta alcanzar la convergencia. Es un algoritmo eficiente en memoria, ya que las ecuaciones discretas solo se almacenan una vez, pero la convergencia es muy lenta al desacoplar las ecuaciones.

El estudio multifísico aplicado para simular el fenómeno bifásico, líquido y gas, es el Modelo de Discretización de Volumen Finito, funciona mediante nodos centrales y contiene el esquema de acoplamiento presión-velocidad, conocido como SIMPLE. El gas se supone como gas compresible e ideal, por lo que se hace uso de la Ecuación de Energía. Además, el estudio se lleva a cabo en régimen transitorio. Para simular la turbulencia del fluido dentro del Cabezal de Recolección de Hidrocarburos, considerando números de Reynolds muy Altos, se utiliza el Modelo de turbulencia Kappa-Épsilon Realizable, con funciones de pared escalables y con interfaces inmiscibles.

Modelo de Volumen de Fluido (VOF): Se simulan dos fluidos inmiscibles, resolviendo las Ecuaciones de Movimiento en todo el dominio, prediciendo las fracciones de volumen en la interfaz entre las dos fases inmiscibles. Se asume que no existe interpenetración entre las fases, ya que las interfaces se determinan con respecto a la fracción de volumen de cada fluido

Ecuación de Continuidad:

Ecuación de Fracción de Volumen:

La sumatoria de las fases primaria y secundaria (gas y líquido) deben cumplir la siguiente premisa:

Las ecuaciones para la Fracción de Volumen Discreta se obtienen a partir de formulaciones explícitas dependientes del tiempo:

Estas propiedades se determinan a un paso de tiempo anterior y al resolver la ecuación, no se requiere de iteraciones adicionales para el siguiente paso de tiempo.

La Ecuación del Momento se resuelve en todo el dominio, depende de la fracción de volumen de las dos fases, además contiene la viscosidad y la densidad del fluido:

La Ecuación de Energía en las fases es:

Posteriormente, se procede a calcular el valor ponderado de la energía:

Ecuación de Energía. Debido a que en este estudio se supone el gas como compresible e ideal, se considera la ecuación de la energía, donde la entalpia del material se calcula como la suma de la entalpia sensible, h, y el calor latente {AH).

H = h + AH (8)

donde:

h _ref Entalpia de referencia.

Tref Temperatura de referencia.

c _p Calor específico a presión constante.

La fracción líquida b, está definida como:

b = ^{0 si T} < Tsolidus

(10) b— 1 ^ T > Tiiq _UidUS

El contenido de calor latente se puede reescribir en términos del calor latente del material, L:

AH = bI, (12)

El contenido de calor latente puede variar entre cero (para un sólido) y L (para un líquido). Para problemas de solidificación/fusión, la ecuación de energía es:

donde:

H Entalpia.

p Densidad.

v Velocidad del fluido.

S Término fuente.

La solución consiste en alcanzar la convergencia, iterando entre las ecuaciones de energía y de fracción líquida. Modelo de Viscosidad Kappa-Épsilon (k - e) Realizable.

Se elige el Modelo de Viscosidad Kappa-Épsilon Realizable, con funciones de pared escalables para alcanzar más rápido la convergencia.

El coeficiente de viscosidad cinemática de turbulencia se determina con:

En donde una constante adimensional particular de cada sistema o cada flujo en estudio. Las ecuaciones de transporte, correspondientes a la Energía Cinética de T urbulencia (/c) y su Disipación de Energía (e), se determinan con las ecuaciones (15) y (16), respectivamente.

k ²

donde la viscosidad de Eddy es Rt = r£m—

Las constantes de este modelo de turbulencia son:

o _k = 1.00 a _e = 1.20 C _le = 1.44 C _2e = 1.90 y sus correspondientes Números de Prandtl son:

Número de Prandtl TKE = 1 .00

Número de Prandtl TDR = 1 .20

Número de Prandtl de Energía = 0.85

Número de Prandtl de Pared = 0.85

El modelo de turbulencia k - e contiene varias suposiciones, la más importante es que el número de Reynolds es muy alto. En este modelo es importante que la turbulencia alcance el equilibrio en las capas de contorno, lo que significa que la generación de energía tiende a ser igual a su disipación.

Actualmente, en la industria petrolera de manera general se ha utilizado el análisis de CFD para determinar el comportamiento de los fluidos y el diseño de infraestructura superficial para el manejo de hidrocarburos, el cual está relacionado con la optimización de la geometría de un manifold superficial para operaciones de perforación de pozos, en la que uno de los aspectos más importantes es la habilidad para controlar la presión de fondo de pozo usando un mecanismo de contrapresión superficial. De igual forma, la simulación en CFD se ha utilizado para optimizar el diseño de un“Slug Catcher” de Tipo“Multi-pipe”, en el que la tubería del pozo es directamente conectada a un colector que recoge y distribuye el flujo a varios tubos. A este respecto, cabe señalar que, en la literatura especializada se mencionan como ejemplos las siguientes descripciones referentes a cabezales de recolección (manifolds):

La solicitud de patente americana US2014020775 describe la inclusión de un tanque auxiliar en una batería de recolección que reduce el impacto adverso al medio ambiente, los accidentes, los peligros y los riesgos consiguientes de la concentración de sustancias inflamables, tóxicas y dañinas, así como la reducción de los tiempos operativos y los costos relacionados.

La patente británica GB2367593B refiere a un manifold secundario que simplifica la interconexión de los componentes hidráulicos y proporciona una mayor flexibilidad en la ubicación de los componentes, el cual puede montarse directamente en el manifold principal.

El modelo de utilidad chino CN203097838 se relaciona a un manifold de prueba para pozos que producen aceite y gas para cumplir con los requisitos de medición en tierra que cuenta con un arreglo de tuberías y válvulas, que permiten se mantenga un flujo vertical hacia abajo y en un estado de flujo uniforme para una medición de los hidrocarburos de forma precisa y confiable.

La patente americana US 4,015,660 señala a un manifold submarino que permite conectar selectivamente una linea de transporte a una de varias líneas de producción submarinas que conducen a pozos submarinos que se perforan en e! fondo del océano, que permite la prueba individual del pozo, o bien, el enrutamiento para su procesamiento.

La patente americana US 7,343,933 detalla un manifold que acopla una válvula multipuertos en la alimentación del fluido y una salida adaptada de tal manera que permita que la trayectoria del flujo se puede alinear de forma rotatoria con cada uno de los multipuertos de entrada, con lo cual se permite orientar el flujo con la salida de prueba.

En las patentes mencionadas y en la bibliografía revisada, en ningún momento se menciona que, para un mejor comportamiento del flujo de fluidos dentro del cabezal se utilicen acometidas de pozos al cabezal de manera oblicua. La presente invención es aplicable a cabezales de recolección de la producción de pozos de flujos multifásicos (aceite, gas, agua), monofásicos de agua o geotérmicos de vapor de agua, para mejorar el comportamiento de flujo e incrementar su producción, específicamente al estar dirigida al campo de la producción de hidrocarburos.

Uno de los objetos de la presente invención es modificar el ángulo de entrada de las acometidas que se interconectan al cabezal para la integración de los fluidos producidos por cada pozo, desplazados a través de una línea de descarga.

Otro objeto más es que la presente invención provee un cambio en la configuración geométrica considerando un sistema con la instalación de interconexiones oblicuas de las corrientes provenientes de los pozos que coadyuven a disminuir la turbulencia en el cabezal, la fricción de los fluidos con la cara interna de la tubería (disminución de la presión en el cabezal), y la disipación de energía y a incrementar la velocidad de los fluidos para que se tenga un mejor desplazamiento de los mismos en el sistema de producción superficial.

Aún más, otro objeto de la presente invención está relacionado con proporcionar incrementos de producción que se puedan tener en las operaciones de campo al facilitar el desplazamiento de los fluidos durante su paso por el cabezal y disminuir las caídas de presión generadas en este elemento. Lo anterior dependerá principalmente de factores relacionados con las propiedades de los fluidos, condiciones de operación, configuración operativa y flujos producidos en los pozos, para lo cual deberá realizarse un estudio detallado para cada caso en particular considerando los factores mencionados. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS DE LA INVENCIÓN

A continuación, se describen las figuras que acompañan a la presente invención para tener un mejor entendimiento de los objetivos, sin limitar su alcance.

La Figura 1 muestra un sistema de cabezales con geometría convencional de cabezales.

La Figura 2 exhibe un cabezal de recolección periférico (convencional).

La Figura 3 expone el diagrama esquemático de la geometría propuesta de la invención para cabezales de producción con acometidas oblicuas.

La Figura 4 despliega el proceso esquemático de solución de CFD. La Figura 5 enseña la localización de puntos de análisis cabezal con acometidas a 90° (convencional).

La Figura 6 presenta la localización de puntos de análisis cabezal con acometidas a 45° (oblicuas).

La Figura 7 muestra la comparación de la velocidad de la mezcla entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, en acometida 1.

La Figura 8 exhibe la disipación de energía cinética turbulenta (Épsilon) entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 1.

La Figura 9 expone la generación de energía cinética turbulenta (Kappa) entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 1.

La Figura 10 despliega la presión entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 1.

La Figura 11 enseña la velocidad de la mezcla entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 2.

La Figura 12 presenta la disipación de energía cinética turbulenta (Épsilon) entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 2.

La Figura 13 muestra la generación de energía cinética turbulenta (Kappa) entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 2.

La Figura 14 exhibe la presión entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 2.

La Figura 15 expone la velocidad de la mezcla entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 3

La Figura 16 despliega la disipación de energía cinética turbulenta (Épsilon) entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 3.

La Figura 17 enseña la generación de energía cinética turbulenta (Kappa) entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 3.

La Figura 18 presenta la presión entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 3.

La Figura 19 muestra la velocidad de la mezcla entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 4.

La Figura 20 exhibe la disipación de energía cinética turbulenta (Épsilon) entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 4. La Figura 21 expone la generación de energía cinética turbulenta (Kappa) entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 4.

La Figura 22 despliega la presión entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°, acometida 4.

La Figura 23 enseña la velocidad de la mezcla en el cabezal a los 38, 42, 46, 50, 54 y 58 segundos, entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°.

La Figura 24 presenta la disipación de energía cinética turbulenta (Épsilon) en el cabezal a los 38, 42, 46, 50, 54 y 58 segundos, entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°.

La Figura 25 muestra la generación de energía cinética turbulenta (Kappa) en el cabezal a los 38, 42, 46, 50, 54 y 58 segundos, entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°.

La Figura 26 exhibe la presión en el cabezal a los 38, 42, 46, 50, 54 y 58 segundos, entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°.

La Figura 27 expone la velocidad de la mezcla salida del cabezal (9 metros), entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°.

La Figura 28 despliega la disipación de energía cinética (Épsilon) salida del cabezal (9 metros), entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°.

La Figura 29 despliega la generación de energía cinética turbulenta (Kappa) salida del cabezal (9 metros), entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°.

La Figura 30 enseña la presión a la salida del cabezal (9 metros), entre el cabezal con acometidas a 90° y 45°.

La Figura 31 indica la localización de la zona estable y puntos de muestreo de la simulación con ANSYS-Fluent en el cabezal de recolección.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN

En la presente sección se efectúa la descripción del dispositivo, sistema y proceso mediante el cual se optimiza el comportamiento de flujo en el cabezal de recolección de la producción de pozos, mismo que se logra a través de la validación con el análisis numérico del flujo de los fluidos aplicando las formulaciones matemáticas representativas, que fueron descritas en la sección del modelo matemático en la sección de antecedentes del presente documento, lo cual se encuentra incluido en los simuladores CFD utilizados para realizar este trabajo, lo que permite efectuar el análisis comparativo del comportamiento de flujo considerando el dispositivo propuesto (con entrada oblicua de las acometidas de cada pozo al cabezal), objeto de la presente invención, respecto a la configuración del cabezal convencional (con entrada perpendicular de las acometidas de cada pozo al cabezal), con la finalidad de apreciar las diferencias entre ambos sistemas en todo momento. Lo anterior, después de haber efectuado la calibración de la simulación en CFD, mediante condiciones mediadas en un circuito de flujo bifásico en laboratorio.

La presente invención es aplicable a cabezales de recolección de la producción de pozos de flujos multifásicos (aceite, gas, agua), monofásicos de agua o geotérmicos de vapor de agua, para mejorar el comportamiento de flujo e incrementar su producción.

Esta invención modifica el ángulo de entrada de las acometidas que se interconectan al cabezal para la integración de los fluidos producido por cada pozo y que son desplazados a través de una línea de descarga (Figura 3), en donde, el rango de ángulos que abarca la invención va de 1 ° a los 89° y de los 91 ° a los 179°, actualmente el ángulo de entrada de las acometidas a los cabezales existentes para la explotación y producción de hidrocarburos solo es de 90°, es decir la entrada es perpendicular por la parte superior a la orientación del cabezal.

La presente invención provee un cambio en la configuración geométrica considerando un sistema con la instalación de interconexiones oblicuas de las corrientes provenientes de los pozos que coadyuven a disminuir la turbulencia en el cabezal, la fricción de los fluidos con la cara interna de la tubería (disminución de la presión en el cabezal), y la disipación de energía y a incrementar la velocidad de los fluidos para que se tenga un mejor desplazamiento de los mismos en el sistema de producción superficial.

La presente invención está relacionada con proporcionar incrementos de producción que se puedan tener en las operaciones de campo al facilitar el desplazamiento de los fluidos durante su paso por el cabezal y disminuir las caídas de presión generadas en este elemento. Lo anterior dependerá principalmente de factores relacionados con las propiedades de los fluidos, condiciones de operación, configuración operativa y flujos producidos en los pozos, para lo cual deberá realizarse un estudio detallado para cada caso en particular considerando los factores mencionados.

Dentro de la presente invención se contemplan dos aspectos importantes que fueron desarrollados para el análisis y evaluación del comportamiento de flujo en cabezales con diferente geometría. El primero fue definir el modelo matemático y las ecuaciones representativas para reproducir el comportamiento de flujo multifásicos y fenómenos físicos en el sistema presentes en esta aplicación; y el segundo, la realización de modelos de simulación en régimen transitorio mediante la plataforma de CFD, para reproducir con un alto nivel de detalle el comportamiento de los fluidos considerando gas (nitrógeno) y agua como fluidos patrones.

La presente invención está dirigida principalmente al campo de la producción de hidrocarburos, sin embargo también es aplicable a otros campos que contemplen sistemas de recolección de la producción de pozos, tanto para cabezales de recolección foráneos o periféricos como para cabezales de recolección en baterías de separación gas-líquido y estaciones de recolección de gas seco, de gas y condensado y de otros fluidos.

La presente invención se fundamenta en rediseñar e implementar una nueva geometría para la recolección de hidrocarburos en cabezales periféricos o foráneos instalados en campos productores de aceite, gas asociado y no asociado, y gas y condensado, así como en cabezales de recolección de pozos productores de agua y/o pozos geotérmicos productores de vapor.

El sistema de la presente invención está constituido por los siguientes elementos, los cuales también se ilustran en la Figura 3:

a) La interconexión en un intervalo de ángulo de entrada de las acometidas al cabezal para la integración de los fluidos producido por cada pozo que abarca la invención va de 1 ° a los 89° y de los 91 ° a los 179°.

b) La longitud de tubería recta de la parte oblicua de la acometida del pozo a partir del cabezal que cubre la invención que va desde 1 hasta 50 diámetros de la acometida o mayores.

c) Un número de pozos para incorporar al cabezal desde 1 y hasta 20 o una mayor cantidad de acometidas, con la producción de pozos o cualquier flujo de fluido que se integre al cabezal. d) Las acometidas de los pozos de la invención se engloban con diámetros desde ¼ de pulgada y hasta 12 pulgadas o mayores.

e) El cabezal de recolección que contempla la presente invención con diámetros desde ¼ de pulgada y hasta 36 pulgadas o mayores.

f) La descarga del cabezal de la presente invención que considera que sea de manera colineal al cabezal de recolección, o bien, de manera perpendicular al eje del cabezal de recolección.

Los materiales que se consideran para el cabezal de recolección en la presente invención pueden ser metálicos seleccionando principalmente tubería de acero, de acero galvanizado, de hierro fundido, de cobre, acero inoxidable entre otros, y no metálicos, seleccionando tubería de fibrocemento, de gres, de hormigón, de plástico, entre otros.

Su enfoque se concentra en modificar el ángulo de entrada de las acometidas que se interconectan al cabezal para la integración de los fluidos producido por cada pozo y que son desplazados a través de una línea de descarga. Estos ángulos abarcan un rango de inclinaciones de las acometidas que va desde 1 ° a 89° y de 91 ° a 179°. Actualmente solo se comercializan cabezales con acometidas a 90°.

El principal objeto de la presente invención es demostrar a través de modelos de simulación aplicando CFD para régimen de flujo transitorio, que la modificación de una geometría convencional de ramales con entrada a 90° a ramales oblicuos con ángulos de entrada menores a 90° (1 ° a 89°) y mayores a 90° (91 ° a 179°) en los cabezales de recolección de pozos productores de hidrocarburos, agua y geotérmicos, así como los instalados en baterías de separación de gas y estaciones de recolección de gas, y de gas y condensado, mejoran el comportamiento de flujo facilitando el desplazamiento de los fluidos, impactando directamente en incrementos de producción.

Para validar los resultados experimentales de la presente invención se utilizó el desarrollo de modelos de simulación transitorio con CFD considerando condiciones de frontera constantes, en donde se analiza y evalúa el comportamiento hidrodinámico de fluidos a ciertas condiciones definidas para un cabezal convencional con acometidas o ramales a 90° y para un cabezal con acometidas oblicuas a 45°. Estos modelos permiten determinar de manera cuantitativa el comportamiento de variables como la presión, turbulencia, velocidad de los fluidos y disipación de energía entre otras, así como visualizar de manera cualitativa mediante un patrón de colores el comportamiento de dichos parámetros dentro del sistema tanto para cada acometida o línea de descarga, así como para el tubo recolector.

Diferencias respecto a invenciones conocidas: Actualmente las líneas de producción superficiales que llegan a los cabezales de recolección tanto periféricos y foráneos, así como los instalados en las baterías de separación y estaciones de recolección de gas seco, y gas y condensado, tienen una entrada perpendicular al tubo colector de 90°. Estas entradas provocan alta generación de energía turbulenta y efectos de choque de corrientes que provienen de cada pozo, los cuales luchan entre sí por entrar con facilidad al cabezal (tubo colector), dificultando el desplazamiento de los fluidos producidos en aquellos pozos de menor producción e impactando en la caída de presión, dificultando el desplazamiento de los fluidos dentro del propio cabezal (tubo colector). Luego entonces, la diferencia de la invención con lo convencionalmente utilizado se basa en la modificación del ángulo de entrada de estas acometidas o líneas de descarga de los pozos que llegan a los cabezales.

La presente invención refiere a sistemas de cabezales de recolección de pozos productores de hidrocarburos, de agua y geotérmicos con flujo monofásico, bifásico (líquido - gas y líquido - vapor) y multifásico (aceite - agua - gas) cuyo objeto es sustituir los sistemas de cabezales existentes con entrada perpendicular (90°) en las acometidas, por cabezales oblicuos con ángulos de entrada en las acometidas desde 1 ° a 79° y de 91 ° a 179°, de acuerdo a un análisis previo de simulación numérica en CFD que permita determinar el ángulo óptimo.

Para la mejor forma conocida por el solicitante de llevar a cabo su aplicación industrial, será necesario efectuar la recopilación de la información en campo y en gabinete, del comportamiento histórico de las condiciones de operación de los pozos y del cabezal al cual confluyen, a fin de efectuar el modelado y simulación en estado estacionario y en régimen transitorio, así como el modelado del cabezal en CFD, para efectuar su acoplamiento, para el diseño de la configuración óptima del nuevo cabezal oblicuo, especificando con ello la bases de usuario, para que posteriormente se efectúe la Ingeniería de Detalle, en la que se realice el análisis estructural que permita definir los materiales, uniones y sistemas de anclaje, que permita garantizar que opere de manera segura y de acuerdo a las bases de diseño. Una vez establecida la Ingeniería de Detalle, se procederá a llevar a cabo la construcción del cabezal y a su instalación, para sustituir el cabezal existente o para unirlo a las líneas de descarga de los pozos en el caso de un cabezal nuevo.

Para corroborar que el cambio de la geometría en los ángulos de llegada de las acometidas a los cabezales de recolección de hidrocarburos, puede traer beneficios importantes en el mejoramiento del desplazamiento de los fluidos en este sistema, se llevaron a cabo simulaciones en estado transitorio con condiciones de fronteras constantes utilizando CFD.

La recomendación del ángulo óptimo dependerá de los beneficios que se pudieran tener en cada caso analizado, los cuales serán evaluados mediante modelos de simulación que reproduzcan con un alto nivel de certidumbre el comportamiento de los fluidos en el cabezal.

A continuación se hace una breve descripción de las etapas y procedimiento para la generación de los modelos, posteriormente se definen las variables y parámetros representativos a ser analizados y evaluados para conocer el comportamiento de los fluidos en los diferentes casos estudiados, en seguida se establecen las premisas y consideraciones tomadas en cuenta para la generación de los modelos de simulación, finalmente se describen y plantean los casos analizados y se muestran los resultados obtenidos en cada uno de ellos mediante un análisis comparativo del comportamiento de las variables bajo estudio.

Descripción del procedimiento en el que se validan los resultados experimentales de la presente invención de la simulación CFD.

Etapas de análisis en la CFD:

> Etapa de pre-procesamiento

• Definición del dominio de simulación: De acuerdo a las características físicas del problema se deberá acotar el dominio que se simulará.

• Generación de la geometría: De acuerdo al dominio de simulación se genera la geometría real y la nueva geometría propuesta para el análisis de comparación.

• Generación de malla: Discretización espacial óptima del dominio de simulación, es necesario hacer un estudio de sensibilidad para llegar al mallado óptimo. • Definición de condiciones de frontera: Se definen elementos de pared, entradas de flujos, salida de flujo.

• Configuración de simulación: Se definen los siguientes elementos en general:

^■ Tipo de solucionador (Basado en la presión o basado en la densidad).

■ Definición si es estudio transitorio.

^■ Definición de unidades.

^■ Definición de los tipos de modelos: Multifase, energía, intercambio de calor, especies, etc.

^■ Definición del modelo de turbulencia: Estos pueden ser con tratamiento en la pared.

^■ Definición de materiales: Existen una gran cantidad de materiales (líquido o gases) en la base de datos, sin embargo, se pueden definir propiedades específicas.

• Definición de condiciones iniciales y de frontera: Es necesario definir datos como son presión, velocidad, temperatura de acuerdo al problema a resolver.

• Configuración de monitores: Para llevar un control del tiempo y convergencia de la solución, se definen los monitores más convenientes como: residual, pasos de tiempo, iteraciones, velocidades promedio ponderadas, etc.

• Configuración de pasos de tiempos variables o fijos.

· Configuración de pasos de tiempo de escritura.

> Etapa de procesamiento

En base al método de volúmenes finitos se obtiene un sistema de ecuaciones que modela matemáticamente el problema. La simulación se inicia y las ecuaciones son resueltas en forma iterativa, dando la solución en cada uno de los elementos de la malla y en cada paso de tiempo (fijo o variable) y salvando los datos a cada paso de tiempo de escritura definido. Las ecuaciones que se utilizan en la solución son las que gobiernan principalmente la transferencia de masa, cantidad de movimiento y energía.

> Etapa de post-procesamiento

· Respaldo del cálculo de cada variable definida para cada elemento de malla y para cada paso de tiempo de escritura.

• Visualización de flujo y los aspectos relacionados mediante contornos, vectores, líneas de flujo, Figuras, estadísticas, etc. En forma resumida, estas tareas pueden denominarse genéricamente como tareas de pre-procesamiento, procesamiento y post-procesamiento, Figura 4.

EJEMPLOS

Se presentan dos ejemplos relacionados con el sistema con cabezales de geometría oblicua de recolección de la producción de pozos de flujos multifásicos para mejorar el comportamiento de afluencia e incrementar su producción, objeto de la presente invención y descritos anteriormente, sin que estos limiten su alcance técnico:

EJEMPLO 1 : En este ejemplo se validaron los resultados experimentales del sistema con cabezales de geometría oblicua de la presente invención con el código libre denominado“OpenFOAM”.

Variables y/o parámetros analizados: Las variables o parámetros que se analizaron para llevar a cabo la evaluación del comportamiento de flujo en los modelos de simulación desarrollados para un cabezal con la geometría convencional (acometidas perpendiculares (90°) del tubo colector) y para un cabezal con acometidas oblicuas para ángulo de inclinación de 45°, en diferentes secciones del sistema, fueron los siguientes:

Velocidad de la mezcla.

- Tasa de disipación de energía cinética turbulenta (Épsilon).

Generación de energía cinética turbulenta (Kappa).

Presión.

El análisis del comportamiento de estos parámetros se realizó con base a la variación espacial y temporal. La evaluación del comportamiento de las variables señaladas permitirá contar con la información necesaria y suficiente para saber si el desplazamiento de los fluidos mejora y si se tiene una menor turbulencia y disipación de energía al cambiar el ángulo de arribo de las acometidas al cabezal de perpendicular (90°) a oblicuo (45°), así mismo el comportamiento de la presión permitirá conocer la caída de presión que se pueda tener en el cabezal, ya que entre mayor sea la presión en las acometidas y longitud de cabezal, será mayor la caída de presión en tales elementos. Localización de puntos para el análisis del comportamiento de las variables y/o parámetros evaluados. Se definieron principalmente tres regiones para determinar el comportamiento del flujo tanto en las acometidas como en el cabezal: 1 En cada una de las cuatro acometidas a 30 centímetros antes de su integración a la parte superior del cabezal (variación temporal de las variables).

2. A través de la longitud del cabezal desde 0 hasta 10 metros (variación espacial de las variables).

3. En la salida del cabezal a 9 metros de longitud (variación temporal de las variables).

En las Figuras 5 y 6 se identifican las regiones de análisis señaladas para el cabezal convencional con acometidas a 90° y para el cabezal oblicuo con acometidas a 45° de inclinación antes de su interconexión con el cabezal, respectivamente.

Premisas y consideraciones para ei análisis y desarrollo de ios modelos de simulación: Se establecieron las siguientes premisas y consideraciones para el desarrollo de los modelos:

- Dos geometrías de los pozos de arribo al cabezal: convencional y oblicuo.

- Dos ángulos de inclinación en las acometidas que se integral al cabezal: 90° y 45°.

- Acometidas con diámetro de 6 pulgadas.

- Cabezal de 16 pulgadas con arribo vertical descendente del fluido.

- Presión de salida del cabezal: 755, 139 Pascaies.

- Dos fases: agua y nitrógeno.

- Cabezal con 4 acometidas.

- Modelo numérico: Método de volumen de fluidos (VOF)

- Modelo de turbulencia: Kappa-Épsilon

- Propiedades de los fluidos:

Líquido (Agua): Viscosidad Cinemática = 1.002 e-06 m ² /s

Densidad = 998.43 kg/m ³

Gas (Nitrógeno a 20 °C): Viscosidad Cinemática = 2.2889767156 e -06 m ² /s.

Densidad= 8.70 kg/m ³ .

- Mallado: Tipo de elementos: Tetraedros

Número de elementos de la malla:

90° = 106,023 elementos

45°= 97, 171 elementos

- Condiciones dependientes del tiempo:

Estado de flujo = Estacionario.

Paso de tiempo = Variable.

Tiempo de simulación = 60 segundos.

Pasos de tiempo de escritura de datos: 0.5 segundos.

Tiempo de cómputo:

Geometría 90° (76 horas con 6 procesadores; 24 horas con 18 procesadores).

Geometría 45° (130 horas con 6 procesadores; 40 horas con 18 procesadores).

- Velocidades de los fluidos de alimentación a la entrada de cada acometida constante en el tiempo.

- Los flujos de alimentación de líquido y gas para cada acometida se muestran en la Tabla 1.

Planteamiento de casos de estudios: Se establecieron dos casos de estudio, el primero denominado caso base y el segundo denominado caso propuesto, los cuales consideran lo siguiente:

Caso Base: Cabezal convencional con 4 entradas de acometidas perpendiculares (90°).

Caso Propuesto: Cabezal oblicuo con 4 entradas de acometidas a un ángulo de 45°.

Resultados del análisis y evaluación del comportamiento de las variables analizadas: Se presenta de manera cuantitativa el comportamiento de las variables velocidad de la mezcla, disipación de energía, turbulencia y presión. Se muestra la variación espacial de dichas variables en las secciones transversales de cada una de las acometidas localizadas a 30 centímetros antes de su incorporación al cabezal, a lo largo del eje longitudinal del cabezal y en una sección transversal a la salida del cabezal. Las Figuras 7 a la 22 muestran la diferencia del comportamiento de cada una de las variables en los puntos señalados para un cabezal convencional con arribo de acometidas a 90° y para un cabezal con arribo de acometidas oblicuas a 45° de inclinación.

En las Figuras 7 a la 22, se muestra con línea continua la representación de la variación temporal de la variable para la geometría con la acometida a 90° y con línea punteada la variación temporal de la variable para la geometría con la acometida a 45°. La variación de cada variable se considera a partir del segundo 15, esto debido a que ya se tiene un flujo desarrollado. En la leyenda se indica el valor promedio de la variable.

Sección transversal de cada una de las acometidas. 30 centímetros antes de su incorporación al cabezal.

Acometida 1. En las Figuras 7, 8, 9 y 10 se visualizan el comportamiento de la velocidad de la mezcla, disipación de energía cinética turbulenta, generación de energía cinética turbulenta y presión en la acometida 1 , respectivamente.

En las Figuras 7 a 10 se observa un mejor comportamiento para las acometidas de 45° respecto a las de 90° en las variables de velocidad (Figura 7) y presión (Figura 10), para la velocidad se tiene un incremento del 5 % aproximadamente y para la presión una disminución de 0.3 %, sin embargo con las acometidas de 90° se presenta una menor disipación de energía cinética turbulenta del orden del 20% (Figura 8) y una menor turbulencia del orden del 12% en promedio aproximadamente (Figura 9) con respecto al cabezal con acometidas a 45°.

Acometida 2. Las Figuras 11 , 12, 13 y 14 muestran el comportamiento de la velocidad de la mezcla, disipación de energía cinética turbulenta, generación de energía cinética turbulenta y presión en la acometida 2, respectivamente.

En las Figuras 11 a 14 se puede observar que en promedio también existe un mejor desplazamiento de los fluidos en la acometida 2 con ángulo de 45°, incrementándose la velocidad de la mezcla con respecto a la acometida de 90° en un 22.7 % (Figura 11 ), de igual manera con la acometida de 45° se tiene una mucho menor disipación de energía hasta en un 68.8 % menos con respecto a la acometida de 90° (Figura 12), así mismo la turbulencia también se redujo con la acometida de 45° ya qué esta disminuyó en un 53.7 % con respecto a la acometida de 90° (Figura 13) y finalmente con la acometida de 45° se tiene ligeramente una menor presión con respecto a la acometida de 90° (Figura 14).

Acometida 3. Las Figuras 15, 16, 17 y 18 ilustran el comportamiento de la velocidad de la mezcla, disipación de energía cinética turbulenta, generación de energía cinética turbulenta y presión en la acometida 3, respectivamente.

En las Figuras 15 a 18 se observa que en promedio se tiene un mejor desplazamiento de los fluidos en la acometida 3 con ángulo de 45°, incrementándose la velocidad de la mezcla con respecto a la acometida de 90° en un 8.5 % (Figura 15), además con el ángulo de 45° en esta acometida se tiene una mucho menor disipación de energía hasta en un 63 % menos con respecto a la acometida de 90 ^Q (Figura 16), asimismo la turbulencia también se redujo con la acometida de 45° ya qué esta disminuyó en un 64.5 % con respecto a la acometida de 90° (Figura 17) y finalmente con la acometida de 45° se tiene ligeramente una menor presión con respecto a la acometida de 90° (Figura 18).

Acometida 4. En las Figuras 19, 20, 21 y 22, se presenta el comportamiento de la velocidad de la mezcla, disipación de energía cinética turbulenta, generación de energía cinética turbulenta y presión en la acometida 4, respectivamente.

En las Figuras 19 a 22 al igual que en el comportamiento de las otras tres acometidas, se observó que en promedio se tiene un mejor desplazamiento de los fluidos en la acometida 4 con ángulo de 45°, incrementándose la velocidad de la mezcla con respecto a la acometida de 90° en un 30 % (Figura 19), además con el ángulo de 45° en esta acometida se tiene una mucho menor disipación de energía hasta en un 46 % menos con respecto a la acometida de 90° (Figura 20), así mismo la turbulencia también se redujo con la acometida de 45° ya qué esta disminuyó en un 51 % con respecto a la acometida de 90° (Figura 21), y finalmente con la acometida de 45° se tiene ligeramente una menor presión con respecto a la acometida de 90° (Figura 22).

Longitud del cabezal.

En las Figuras 23, 24, 25 y 26, se presenta el comportamiento de la velocidad de la mezcla, disipación de energía cinética, energía cinética turbulenta y presión a través de la longitud del cabezal (0 a 10 metros). Para cada variable se integran las Figuras de comportamiento a los 38, 42, 46, 50, 54 y 58 segundos como puntos en el tiempo y se puede observar la tendencia del comportamiento de los fluidos en cada parámetro analizado, en las Figuras no se consideran promedios por no ser representativos del comportamiento de las variables a través de toda la longitud del cabezal.

En las Figuras 23 a 26 se observa que se tiene un mejor desplazamiento de los fluidos a través de la longitud del cabezal con acometidas de 45° que con entradas a 90°, ya que se presenta una mayor velocidad en todos los puntos graficados con respecto al tiempo (Figura 23), por otra parte se tiene, en general una mayor disipación de energía cinética con acometidas de 90° que con acometidas de 45° respecto al tiempo (Figura 24), así mismo la turbulencia en algunas zonas es mayor para la acometida de 45° y en otras es mayor la de 90° (Figura 25) y finalmente la presión es ligeramente más baja con acometidas de 45° que con acometidas de 90° (Figura 26).

Cabe destacar que para el caso particular de las variables de la tasa de disipación de energía cinética turbulenta y de la generación de la energía cinética turbulenta, en las Figuras 24 y 25, respectivamente, se observan unos picos que representan la entrada del flujo de cada acometida. Se observa claramente que con la acometida de 45° la turbulencia generada es mucho menor que la generada con la de 90°, con lo que es claro el beneficio que nos da dicha geometría.

Salida del cabezal (9 metros).

En las Figuras 27, 28, 29 y 30, se visualiza el comportamiento de la velocidad de la mezcla, disipación de energía cinética turbulenta, generación de energía cinética turbulenta y presión a la salida del cabezal a los 9 metros de longitud.

Las Figuras 27 a 30 indican que en promedio en el tiempo se tiene un mejor desplazamiento de los fluidos a la salida del cabezal (9 metros) con acometidas a 45° de inclinación que con acometidas a 90°, la velocidad de la mezcla es ligeramente mayor con acometidas a 45° (Figura 27), por otra parte con el ángulo de 45° disminuye la disipación de energía en un 13.6 % con respecto al cabezal con acometidas a 90° (Figura 28), así mismo la turbulencia dentro del cabezal también se redujo con acometidas de 45° en un 8.2 % (Figura 29) y finalmente con acometidas de 45° se tiene ligeramente una menor presión en el cabezal con respecto a acometidas de 90° (Figura 30).

En la Tabla 2, se presenta un resumen de los resultados promedio de las variables analizadas en cada punto de monitoreo para los dos casos estudiados, así mismo se muestra la variación que se tuvo en el comportamiento de cada variable en el cabezal con acometidas de 45° con respecto al cabezal con acometidas a 90°.

En resumen, de los resultados obtenidos solamente en la acometida 1 no se tuvo ningún beneficio en la disipación de energía cinética y en la generación de turbulencia, aunque si ligeramente en la velocidad y la presión, pero prácticamente en las demás acometidas y en la salida del cabezal se presenta un mejor desplazamiento de los fluidos y una menor caída de presión al observarse una menor disipación de energía cinética y menor turbulencia, por lo tanto, de los análisis realizados se concluye que con el cambio del ángulo de inclinación de 90 ^Q a 45 ^Q en la entrada e interconexión de acometidas o ramales a cabezales de recolección de hidrocarburos, se mejora el desplazamiento y movilidad de los fluidos en este, tanto en las acometidas, como en el cabezal en toda su longitud transversal y a la salida del mismo, de tal manera que la geometría propuesta incidirá directamente en mejorar el comportamiento del flujo y la productividad de los pozos.

EJEMPLO 2: En este ejemplo se validaron los resultados experimentales del sistema con cabezales de geometría oblicua de la presente invención con el código comercial denominado“ANSYS-Fluent”.

Introducción general: Con el propósito de demostrar el incremento de la producción de los cabezales de recolección de hidrocarburos al modificar el ángulo de arribo de los ramales, se llevaron a cabo simulaciones empleando la herramienta de dinámica de fluidos computacional (CFD por sus siglas en inglés) contenida en el software Ansys Fluent, para lo cual el dominio del modelo físico se simuló en 3 dimensiones, de acuerdo con las siguientes consideraciones:

- Modelación de cabezales con ángulos de arribo de los pozos, tanto convencional como oblicuo, a 90° y 30° con respecto al eje longitudinal del cabezal, respectivamente.

- Condición de flujo bifásico, constituido de líquido (agua) y gas (nitrógeno).

- Estado de flujo turbulento en régimen transitorio, con condiciones de frontera variables en función del tiempo.

Modelo matemático: Para transformar el modelo físico al espacio computacional se utilizó el método matemático de Discretización de Volumen Finito. Para conservar la trayectoria de interfaces se aplicó el Modelo de trayectoria de interfaces conocido como Volumen de Fluido (VOF por sus siglas en inglés) explícito basado en presiones; además se supuso que los fluidos son inmiscibles, continuos, estratificados y de trayectoria impenetrable entre las interfaces líquido y gas. El comportamiento del flujo dentro del cabezal se analizó con el modelo de Turbulencia Kappa-Épsilon Realizable, con funciones de pared escalables. Este modelo satisface las ecuaciones de continuidad, momento, conservación de la masa y de energía para flujos turbulentos bifásicos con alto número de Reynolds. Datos para la simulación: Las propiedades de los fluidos son los mismos ya mencionados en el Ejemplo 1 de este documento, considerando un tiempo de simulación de 24 segundos.

Condiciones de operación: Derivado de la falta de herramientas computacionales para el acoplamiento entre los regímenes de flujo transitorio unidireccional y tridimensional, para cada pozo se generaron dos curvas de presión en función del gasto, una para líquido y otra para gas. Estas curvas contienen los rangos de producción de cada pozo, de tal manera que incluyen todo el espectro de producción, desde el límite superior hasta el inferior.

Posteriormente, con la finalidad de obtener las variables de entrada conforme a los requerimientos del software de simulación, estas curvas se transformaron en ecuaciones, en términos de velocidad contra presión; es decir, se calcula la velocidad conforme se presentan fluctuaciones de presión dentro del rango establecido.

Partiendo del comportamiento turbulento del fluido dentro del cabezal y considerando que la simulación es en régimen transitorio con condición de fronteras también transitorias, se procedió a calcular la velocidad de entrada de cada fase en función de la presión ponderada en la cara de entrada de cada pozo, este cálculo se repite para cada incremento de tiempo de simulación, obteniéndose una velocidad para el líquido y otra para el gas.

Para introducir las condiciones de entrada transitorias de la velocidad en función de la presión pondera, se realizaron programas de cálculo acordes al lenguaje de programación de ANSYS-Fluent; estos programas se introdujeron al software como condiciones de frontera transitorias, impuestas mediante Funciones Definidas por el Usuario (UDF, por sus siglas en inglés), representando con esto, la variabilidad de los flujos de entrada al sistema conforme al comportamiento de la presión en el cabezal de recolección.

Resultados de las simulaciones: Los resultados obtenidos de las simulaciones CFD en 3D con el software Ansys Fluent, del comportamiento del fluido turbulento dentro del cabezal, comparando ángulos de los pozos de arribo de 90° contra 30°, muestran la ventaja que representa la geometría de cabezales con ángulo oblicuo.

- Primero, se identificó la zona donde el flujo es más estable dentro del cabezal de recolección.

- Posteriormente, se obtuvieron las velocidades y fracciones de volumen, referidas con respecto al tiempo y al espacio en la zona estable.

- Después, se determinaron los gastos de líquido y gas en condiciones estándar.

- Finalmente, se obtuvo el flujo del líquido en BPD que aporta cada geometría, 90° contra 30°.

Zona Estable: Con el propósito de obtener la información más representativa de las velocidades y fracciones de volumen, se identificó la zona con mayor estabilidad del flujo, quedando acotada con 1 50m de longitud sobre el eje longitud del cabezal, después de la última acometida (Figura 31).

Además, se definieron puntos de muestreo localizados a diferentes alturas de la sección transversal del cabezal, establecidas a cierto porcentaje del diámetro interno del cabezal (D): 5%D, 10%D, 13%D, 16%D, 20%D, 25%D, 30%D y 50%D, medido a partir de la parte inferior del tubo.

La Figura 31 muestra la zona donde se determinó que el flujo del fluido es más estable en ambas geometrías es de 1.5m de longitud, también se observan los puntos de muestreo con líneas de colores a diferentes alturas de la sección transversal del cabezal. La línea amarilla muestra el centro del eje longitudinal del cabezal.

Velocidades v fracción de volumen: Posteriormente, como parte de los trabajos de pos-procesamiento de resultados en Ansys Fluent, se determinaron para los cabezales de 90° y 30° las magnitudes de las velocidades y fracciones de volumen en la zona estable, para cada punto de muestreo. Esta actividad se repitió para los tiempos de simulación seleccionados de 20, 21 , 22, 23 y 24 segundos, de tal manera que se conformaron cuatro matrices de 35 columnas cada una (2 variables, 2 geometrías, 7 puntos de muestreo y 5 tiempos). Después, se procedió a calcular el valor promedio de las columnas de la matriz, y se clasificó la información con respecto a la geometría, los tiempos de simulación y los puntos de muestreo para las variables de velocidad y fracción de volumen, como se muestra en la Tabla 3 para 90° y 30°, respectivamente.

Adicionalmente en esta tabla está la columna Promedio, que contiene el promedio de los valores promedio de los puntos de muestreo desde 5% hasta 30%, se observa que todos los valores promedio de la velocidad de la geometría de 30° son mayores que los de 90°. La medición sobre el eje central (50%D) no se incluyó, debido a que la producción de líquido en muy baja con respecto al gas.

Gasto de fluidos en condiciones estándar y BPD: Se calcularon los gastos del líquido y del gas en condiciones estándar. La Tabla 4 resume los valores del flujo del líquido (BPD), calculado para cada tiempo, en cada localización analizada. La Tabla 4 contiene la columna Suma del rango de 5% al 30%. Se observa que para todos los casos la sumatoria de flujo que le corresponde a la geometría de 30° es mayor que la de 90°.

Finalmente, como resultado de la diferencia derivada de restar el flujo entre ambas geometrías conlleva a un incremento de flujo (BPD) del 22.71 % a favor de la geometría de 30°, tal como se observa en la Tabla 5, con lo cual se demuestra que existe un incremento de la producción de los cabezales de recolección de hidrocarburos al modificar el ángulo de arribo de las acometidas. Cabe señalar que el porcentaje del incremento obtenido puede variar en función de las condiciones de operación del sistema y propiedades de los fluidos manejados en el estudio. Las principales ventajas de este nuevo sistema que considera una geometría con acometidas oblicuas son: (a) Reducir la turbulencia, disipación de energía y caída de presión en el cabezal colector y facilitar el desplazamiento de los fluidos no solo en los ramales o acometidas, sino en el cabezal o tubo colector, con lo cual se podrá incrementar la producción de hidrocarburos al tener un aumento en la velocidad de los fluidos (b). Mitigar o eliminar el efecto negativo que provoca el choque transversal de las corrientes con el cabezal y entre corrientes, disminuir la turbulencia en el colector, la fricción generada por el choque de los fluidos con las paredes de la tubería y evitar la intermitencia en el ingreso de la producción de cada corriente al múltiple de recolección. Lo anterior, permitirá promover la continuidad del flujo de la producción de los pozos a la batería de separación, la cual puede llegar a ser muy significativa en algunos campos (c). Aprovechar al máximo el potencial de producción de los pozos de aceite, de gas y condensado, al minimizar la contrapresión que para su incorporación a cabezales de recolección representan las corrientes de mayor presión, mediante la modificación de los cabezales de recolección, lo cual representaría una inversión relativamente baja respecto al beneficio que significaría el incremento en la producción.

Tabla 1.- Flujos de alimentación de líquido y gas en cada acometida.

Tabla 3. Valores promedio de la velocidad y fracción de volumen del nitrógeno.

Tabla 4. Valores del flujo de líquido (bpd) para las geometrías de 90° y 30°.

Tabla 5. Incremento de producción en la geometría de 30°.