6. Analisis Al SIP

2008-1TEPGIJAR

INGENIERIA PETROLERA - PRODUCTIVIDAD DE POZOSTEMA VI ANÁLISIS INTEGRAL DEL POZO

Tema VIAnálisis Integral

del Pozo

M. en I. Tomás Eduardo Pérez García

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


OBJETIVO

Conocer la metodología del Análisis Nodal y realizar análisis nodales sencillos de pozos petroleros.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


PRODUCTOS DEL APRENDIZAJE

Describir un sistema de producción.

Identificar la importancia de caracterizar un fluido.

Calcular presiones de fondo fluyendo a partir de presiones en la cabeza del pozo usando las curvas de gradiente de presión.

Describir el procedimiento para realizar el Análisis Nodal de un pozo.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


CONTENIDO

6.- Análisis Integral del Pozo. 6.1.-El Sistema Integral del Pozo.6.2.-Importancia de la caracterización del fluido y el efecto de la temperatura.6.3.-Flujo en el yacimiento. 6.4.-Flujo en tubería de producción. 6.5.-Flujo en línea de descarga. 6.6.-Flujo en el estrangulador.6.7.-Metodología del análisis nodal.

6.8.-Selección y ajuste de métodos de solución para cada elemento. 6.9.-Optimización del sistema. 6.10.-Aplicación práctica con el software comercial.

6.10.1 Diseño de Ductos

6.10.2 Pozos de aceite

6.10.3 Pozos de gas

6.10.4 Pozos con sistemas

artificiales.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


6.1.-El Sistema Integral del Pozo. 6.2.-Importancia de la caracterización del fluido y el efecto de la

temperatura.

6.3.-Flujo en el yacimiento.

6.4.-Flujo en tubería de producción.

6.5.-Flujo en línea de descarga.

6.6.-Flujo en el estrangulador.

6.7.-Metodología del análisis nodal.

6.8.-Selección y ajuste de métodos de solución para cada elemento.

6.9.-Optimización del sistema.

6.10.-Aplicación práctica con el software comercial.

CONTENIDO

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


El Sistema Integral de Producción (SIP) es el conjunto de elementos que transporta a los fluidos del yacimiento hasta la superficie, los separa en aceite, gas y agua y los envía a instalaciones para su almacenamiento y comercialización.

El Sistema Integral de producción define el comportamiento de flujo de fluidos desde el yacimiento hacia el fondo del pozo y posteriormente al cabezal del pozo hasta llegar al separador, pasando a través de posibles restricciones que pueden presentarse en la tubería de producción y en la línea de descarga.

Sistema Integral del Pozo

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


La toma de información es de vital importancia para poder analizar las condiciones de producción y así poder hacer un buen diagnostico.

Es necesario tener un cierto conocimiento acerca de: características de los yacimientos, propiedades de los fluidos, las condiciones de producción y el posible daño a la formación. A partir de esto pueden investigarse las causas de una baja productividad, identificando el o los problemas que afectan a los pozos y definir con precisión los tratamientos que permitan mejorar las condiciones de producción.


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Descripción:

Un pozo fluyente es aquel que, con la energía propia del yacimiento, es capaz de vencer las caídas de presión que ocurren a través del medio poroso, de las tuberías verticales y de descarga, estrangulador y separador.

Un pozo productor constituye solo una parte de llamado “Sistema Integral de Producción”, el cual comprende el yacimiento, el pozo y las instalaciones superficiales, la figura 1 muestra los componentes del Sistema Integral de Producción. Cada elemento del sistema afecta a los otros y para lograr una operación eficiente es necesario garantizar una compatibilidad mutua.


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Para analizar el comportamiento de un pozo fluyente terminado, determinar el gasto de producción y/o diagnosticarlo apropiadamente, es necesario analizar las tres áreas de flujo, las cuales se tiene que estudiar en forma separada y unirlas después, antes de tener una idea precisa del comportamiento de flujo del pozo productor; estas áreas son:

Flujo del yacimiento al pozo Flujo de tuberías.

•Flujo en tubería de producción.•Flujo en línea de descarga.

Flujo en estranguladores.


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


También los Elementos Superficiales y Subsuperficiales.

Todos estos términos estan conectados en una trayectoria común y juntos gobiernan el flujo de aceite, gas y agua desde el yacimiento hasta los Elementos Superficiales.


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



PwsPwf

Pwh PsepPle

Líquido

1.- Yacimiento2.- Fondo del pozo 3.- Cabeza del pozo4.- Estrangulador superficial5.- Separador

1

2

3

4

5

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Para tener pleno conocimiento del funcionamiento de un Sistema Integral de Producción, se debe contar con el concepto de cada uno de los componentes que lo conforman:

Yacimiento de hidrocarburos: Se entiende por yacimiento la porción de una trampa Geológica que contiene hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente. Los fluidos del yacimiento ocupan los poros o huecos de la roca almacén, están a alta presión y temperatura, debido a la profundidad a que se encuentra el yacimiento.

Pozo: Es un agujero o conducto que se hace a través de la roca, desde la superficie hasta llegar al yacimiento, en el cual se instalan sistemas de tuberías y otros elementos con el fin de establecer un flujo de fluidos controlados entre la formación productora (yacimiento) hasta la superficie.


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Árbol de válvulas: Es un arreglo (conjunto) de válvulas que permiten controlar el flujo de los hidrocarburos del pozo y de los fluidos que se inyectan al mismo.Tubería de descarga: Las tuberías son estructuras de acero, cuya finalidad es transportar el gas, aceite y en algunos casos agua desde la cabeza del pozo hasta el tanque de almacenamiento. Los costos específicos en el transporte tanto del aceite como del gas disminuye cuando la capacidad de manejo aumenta; esto se logra si el aceite, gas y agua se transportan en tuberías de diámetro óptimo, para su capacidad dada.Estrangulador: Es un aditamento que se instala en los pozos productores son el fin de establecer una restricción al flujo de fluidos. Es decir, permite tener un gasto deseado, además de prevenir la confinación de agua, producción de arena y sobre todo, ofrecer seguridad a las instalaciones superficiales.


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Separadores: son equipos utilizados para separar la mezcla de aceite y gas, y en algunos casos aceite, gas y agua que proviene directamente de los pozos. Los separadores se clasifican por la geometría en horizontales, verticales y esféricos, y por su finalidad, separar dos fases (gas y líquido) o tres fases (gas, líquido y agua).

Tanques de almacenamiento: son recipientes metálicos de gran capacidad la producción de fluidos de uno o varios pozos. Los tanques de almacenamiento pueden ser estructuras cilíndricas de almacenamiento en tierra firme, o bien un buque-tanque, usualmente utilizados en pozos costa afuera. En la industria petrolera, los tanques pueden tener una capacidad de almacenamiento que va desde los 100,000 hasta 500,000 barriles. En México se cuentan con tanques de almacenamiento de 500,000 barriles.


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


IMPORTANCIA DE LA CARACTERIZACIÓN DELFLUIDO Y EL EFECTO DE LA TEMPERATURA

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis PVT

Los Análisis PVT de los hidrocarburos del yacimiento, consisten en una serie de pruebas de laboratorio, las cuales se diseñan para obtener propiedades físicas requeridas dentro de un estudio de caracterización de yacimientos. Por lo general, los cálculos de balance de materia son muy utilizados en el estudio de yacimientos.

Importancia de la caracterización del Fluido y el efecto de la Temperatura

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


• Presión de burbujeo (pb).• Factor de volumen del aceite (Bo) y gas (Bg).

• Relación de gas disuelto en el aceite (Rs).• Factor de volumen total (Bt).• Compresibilidad isotérmica del aceite (Co) y del gas (Cg).• Viscosidad del aceite (o) y gas (g).• Factor de compresibilidad (z).


Análisis de Laboratorio PVT

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Describir los parámetros importantes a tener en cuenta en el Muestreo de Fluidos de yacimiento.

Análisis PVT Convencional – Pruebas y Reporte Final

Análisis PVT Composicional – Pruebas y Reporte Final (Para gas y condensado)


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Importancia del Muestreo

Obtener una muestra representativa de yacimiento es importante para realizar un estudio de fluidos exacto y útil para el desarrollo y explotación de los yacimientos de aceite y gas.

Las muestras usadas para estos estudios deben tener las mismas propiedades de los fluidos de yacimiento en las actuales condiciones de yacimiento.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Tipos de Muestreo:

•Muestreo de Fondo del pozo a nivel medio de los disparos.

•Muestreo de Superficie:

- Muestreo en Separador. Para saber si el fluido ya esta separado, realizar un recombinado y saber que condiciones tengo en

el yacimiento.

- Muestreo en cabeza de pozo.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Factores para la selección del Muestreo:

•Características del fluido de yacimiento.

•Características del yacimiento.

•Equipo mecánico usado en la terminación.

•Costos.

•Clase de Análisis requeridos.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Muestreo de Fondo

Fluidos de Yacimiento deben ser tomados lo más temprano posible, durante la vida productiva del yacimiento.

Yacimiento en una fase

Presión de Saturación

Yacimiento en dos fases

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Ventajas del Muestreo de Fondo:

• Acertada medición de las propiedades básicas del fluido cuando el fluido es totalmente desconocido (Pozos exploratorios).

• Es fácil la toma de una muestra representativa de Yacimiento cuando el yacimiento esta Bajosaturado.

• El fluido recuperado es Fluido in-situ, y se evita la recombinación de muestras.

• Fluidos mas representativos cuando se requieren estudios de precipitación de sólidos.


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Desventajas del Muestreo de Fondo:

• Dificultad en la obtención de una muestra representativa cuando el yacimiento esta saturado.

• Alto costo de operación.

• El pozo debe ser acondicionado antes del muestreo (estrangulado o cerrado).

• No son convenientes en pozos de gas condensado.


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Muestreo de Superficie para Pozos en Producción:

• En Separador, como muestras de gas y líquido para recombinar en el laboratorio.

• En Cabeza de pozo, como una muestra representativa de la corriente de Fondo.


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Ventajas de los Métodos de Muestreo de Superficie:• Fácil de realizar y menos costoso.• Facilita el estudio de diferentes muestras con diferentes

composiciones (RGA)• No es necesario cerrar el pozo• Facilita el manejo de las muestras en el laboratorio• Pueden ser usadas en estudios de Gas Condensado


Desventajas de los Métodos de Muestreo de Superficie:• Requerimiento de mayor cantidad de Cilindros.• Se requiere una muy acertada medición de RGA en Superficie.• Se requiere la recombinación de gas y aceite en el laboratorio

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Importancia de la Caracterización del Fluido

Conocer el tipo de fluido que vamos a producir es de vital importancia ya que de ello dependen los siguientes factores:

• Diseño de instalaciones.

• Uso de Registros de producción.

• Sistemas de Transporte.

• Análisis económicos.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Importancia de la Temperatura

Colesterol !

TPTP

Precipitationin Separador

Vencidades/Yacimiento

Líneas

Problemas

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


re

Pe

rAF

PAF PAF Pe

rw

Choke

Hydraulic Diameter

dH

Asphaltenes

Grains

PW

Asphaltene-Induced Formation Damage Caused by Drilling and Completion Fluids

Asphaltene-Induced Formation Damage Caused During Normal Production

Oil FlowOil

Bloqueo de poros por asfaltenos en un medio poroso

Depositación de asfaltenos en el senode una arena

Importancia de la Temperatura

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


DIAGRAMAS DE FASE PARA LOS DIFERENTES TIPOS DE YACIMIENTO:

Identificar los diferentes tipos de yacimiento.

Identificar las principales propiedades de los fluidos y como se comportan con respecto a la variación de la presión en el tiempo.

Importancia de la Caracterización del Fluido

C

CRICONDEBARA

PRESIÓN CRÍTICA

YACIMIENTO SATURADO

100% LÍQUIDO

E CRICONDETERMA

PUNTO CRÍTICO

YACIMIENTO CON CASQUETE

DE GAS

REGIÓN DE DOS FASES

0% LÍQUIDO

TcTctA

B

D

50%

Pb

1

2

P1

Temperatura

Pre

sión

Bo

p

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


FLUJO DEL YACIMIENTO AL POZO

Flujo en el Yacimiento

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Los factores que gobiernan el flujo de fluidos desde la formación al pozo:

• Condición roca• Condición fluidos• Condición Eficiencia de Flujo (daño o estimulación)• Condición Abatimiento de Presión• Condición Mecanismo de Empuje


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Existen dos procedimientos que permiten evaluar el comportamiento de afluencia de la formación al pozo:

• El Índice de Productividad• La Ecuación de H. Darcy


dxdp

μAk

q a

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Pc

PcPb

Pb

Pws

Pws

q =JPws

A

BO

dpwfdq

IPRJ tan

mPwsJPws

IPJ1

tan

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis Nodal

FLUJO EN TUBERÍA VERTICALTUBERÍA DE PRODUCCIÓN

TP

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Flujo en la Tubería vertical

Al pasar los fluidos del yacimiento a la tubería de producción, se consume la mayor parte de la presión disponible para llevarlos del yacimiento a las baterías de separación.

• Diseño del diámetro de TP (flujo por TP o Espacio anular).• Pronosticar cuando dejara de producir el pozo (vida fluyente) y

diseñar un sistema artificial de producción.• Obtener la presión de fondo fluyendo.

Programas de computoCurvas de gradiente

de presión

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Flujo multifásico

Δp =Δp(d, h, q, RGL, propiedades del fluido)

40% < Δp < 80%

a partir de la ecuación:

Donde Δp es la caída de presión.

f por correlaciones empíricas

• Hagedorn - Brown

• Beggs - Brill

1)90 (sen 90θ

d g 2ρv f

θ sen hgg

ρ ΔLΔP

ΔLΔP

ΔLΔP

ΔLΔP

ΔLΔP

c

2

cT

acfeT

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Una vez que los fluidos del yacimiento alcanzan el fondo del pozo, estos inician un recorrido a través de la tubería de producción:

Flujo monofásico una sola fase (Aceite o Gas)

Flujo multifásico dos fases simultáneamente (Aceite y Gas)

MONOFÁSICO BURBUJA TAPÓN TRANSICIÓN NEBLINA


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Métodos para la utilización de las curvas de gradiente

Existen dos métodos para utilizar las curvas de gradiente de presión

en problemas de pozos fluyentes:

Primer método: (Pwf)

• El diámetro de la tubería y la relación gas-aceite son conocidos y la presión en la cabeza del pozo se mantiene constante.

• Se suponen gastos de aceite.• Con el diámetro de tubería, el gasto supuesto, la relación gas-aceite,

la presión en la cabeza conocidos, se entra a las curvas de gradiente de presión correspondiente.

• Se obtiene la presión de fondo fluyendo.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


• Se repite el procedimiento para varios gastos.• Se grafican estos valores en una gráfica de presión vs. Gasto.

Segundo método: (Pth)

• El diámetro de la tubería y la relación gas-aceite son conocidos.• Se supone un gasto de aceite.• Con el gasto de aceite supuesto, se obtiene la presión de fondo

fluyendo correspondiente de la curva de IPR.• Con el diámetro de tubería, el gasto, la relación gas- aceite, la

presión de fondo fluyendo conocidos, se entra a las curvas de

gradiente de presión correspondiente.


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



• Se obtiene la presión en la cabeza del pozo.• Se repite el procedimiento para varios gastos.• Se grafican estos valores en una gráfica de presión vs. gasto.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



EJEMPLO (Primer método Pwf):

Calcular el gasto máximo que puede fluir por una tubería de producción de 2´´ D.I. de un pozo del cual se tienen los siguientes datos:

Profundidad de la T.P. = 5000 ft.

¿Cuál sería el gasto para Pth = 120 [psi]?

Pws = 2000 lb/pg2

qo = 350 bl/dia

Pwf = 1250 lb/pg2

R = 300 pie3/bl

Pwf < Pb

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Solución:

Se traza la curva de IPR, utilizando la curva de referencia de Vogel.

Pwf lb/pg2 2000 1750 1500 1250 1000 750 500 250 0qo bl/día 0 130 248 380 434 505 558 601 620

Comportamiento de Afluencia IPR

0

500

1000

1500

2000

2500

0 100 200 300 400 500 600 700

qo bl/día

Pw

f lb

/pg

2

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



qo Prof. Equivalente Prof. Equivalente Pwfa Pth a Pwf

(bpd) (ft) (ft) (lb/pg2)100 1900 6900 935200 1700 6700 930300 1600 6600 980400 1400 6400 1000500 1250 6250 1020600 1150 6150 1050700 1000 6000 1140

Utilizando las curvas de gradiente de presión, con gasto y diámetro de tubería conocidos, se determina la Pwf correspondiente para Pth = 120 [psi].

El proceso se presenta en la siguiente tabla:

Prof. Equivalente a Pwf=Prof. Equivalente a Pth + Prof de la TP

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



La intersección de la curva de Pwf con la curva de IPR, determina el gasto máximo que puede fluir hasta la superficie y la Pwf necesaria para vencer una contrapresiónde 120 lb/pg2 en la boca del pozo,

qo = 430 bpd

Pwf =1020 psi

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


EJEMPLO (Segundo método Pth):

Se calcula Pth para gastos que coincidan con las curvas de gradiente conocidas a partir de la Pwf correspondientes a cada gasto obtenida de la curva de IPR. Los pasos a seguir se presentan en la siguiente tabla:

* **

qo Pwf Prof. Equivalente Prof. Equivalente Ptha Pwf a Pth

(bpd) (lb/pg2) (ft) (ft) (lb/pg2)100 1800 9400 4400 400200 1600 8700 3700 330300 1370 7800 2800 250400 110 6750 1750 160500 770 5300 300 25

* Pwf se obtiene de la curva de IPR** Prof. equivalente a Pth = Prof. Equivalente a Pwf - Prof. de la TP


TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



La intersección de la curva de Pwf con la curva de IPR, determina el gasto máximo que puede fluir hasta la superficie y la Pwf necesaria para vencer una contrapresiónde 120 lb/pg2 en la boca del pozo,

qo = 480 bl/díaPwf =1020 lb/pg2

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



EN ESTA FIGURA SE MUESTRAN LOS GASTOS QUE LIMITAN EL FLUJO ESTABLE, SI EL POZO PRODUCE CON UN GASTO MENOR GENERALMENTE ESTARÁ OPERANDO CON CABECEO O FLUJO INESTABLE.

q1

q2

TEPG 2010-12010-1

2008-1TEPGIJAR



FLUJO ESTABLE

FLU

JO I

NE

ST

AB

LE EN LA ZONA DE FLUJO ESTABLE LAS CONDICIONES DE PRESION Y GASTO SON TALES QUE EL POZO APORTA UN GASTO BIEN DEFINIDO.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



EN ESTA FIGURA, SE MUESTRA LA CONDICIÓN EN LA CUAL LA CURVA DE FLUJO POR LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN CORTA A LA CURVA DE IPR EN DOS PUNTOS:

EN LA POSICIÓN 2 A LA DERECHA DEL GASTO LÍMITE EL FLUJO SERÁ ESTABLE, MIENTRAS QUE EN LA POSICIÓN 1 EL FLUJO SERÁ INESTABLE A MENOS QUE SE ESTRANGULE LA CABEZA DEL POZO.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



REDUCCIONES EN EL DIÁMETRO DEL TP PROVOCARÁN UN DESPLAZAMIENTO HACIA ARRIBA DE LA CURVA DE FLUJO POR LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN HASTA LLEGAR AL CASO EXTREMO MOSTRADO EN LA FIGURA DONDE EL POZO DEJARA DE FLUIR.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Se observa que las caídas de presión disminuyen al aumentar el gasto del líquido hasta un punto mínimo a partir del cual aumentan, debido a que a altos gastos de líquido las caídas de presión son principalmente causadas por la fricción dado que la velocidad de la mezcla es alta. Al disminuir el gasto la velocidad de la mezcla disminuyen y por ende las caídas de presión por fricción hasta un valor mínimo. A partir de este punto, la velocidad del líquido y la capacidad de arrastre van disminuyendo provocando perdidas de presión por efecto del colgamiento y al correspondiente aumento en la densidad de la mezcla hasta un flujo inestable.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Conforme se aumenta el diámetro de la tubería las caídas de presión van disminuyendo hasta un valor mínimo, después del cual aumentan considerablemente. Para diámetros grandes de tuberías de producción la velocidad del líquido con respecto a la velocidad del gas es menor por lo que el resbalamiento entre fases y el consecuente colgamiento del líquido provocan las mayores caídas de presión. Al reducir el diámetro los efectos anteriores se reducen hasta que para diámetros pequeños las velocidades aumentan. En esta etapa las perdidas de presión se deben principalmente a la fricción.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis Nodal

FLUJO EN TUBERÍA HORIZONTALLINEA DE DESCARGA

LD

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Flujo en la Línea de descarga

Comportamiento de Flujo Multifásico Horizontal.

La predicción de las pérdidas de presión en tuberías horizontales en las que existe flujo multifásico es de gran utilidad para resolver problemas operativos y optimizar la capacidad de transporte.

En la producción de campos en zonas terrestres o marinas es necesario dimensionar los diámetros de las líneas de conducción de las mezclas de aceite y gas para ser utilizadas durante un periodo importante de producción.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



La producción sale del pozo a través de las líneas de escurrimiento

o de descarga hasta el Cabezal de recolección y de ahí hasta la

Batería.

Con las pérdidas de presión predichas para la línea de conducción

existentes y dependiendo de las condiciones deseadas (presión de

separación o de la cabeza) determinar el gasto que el pozo puede

producir.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Los métodos y técnicas utilizadas para la predicción de las pérdidas

de presión en flujo multifásico horizontal también se aplican en la

determinación del tamaño de las líneas para:

• Inyección de glicol en gases húmedos para prevenir o controlar la formación de hidratos.

• Sistemas de tuberías en plantas industriales, incluyendo refinerías y sistemas de transporte de gas con agua o condensado, o gas con una mezcla multicomponente de gas, condensado y agua.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Patrones de Flujo en Tuberías Horizontales/Inclinadas

Flujo Segregado

Flujo Intermitente

Flujo Distribuido

Estratificado

Ondulado

Anular

Tapón

Bache

Burbuja

Niebla

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Ejemplo No. 1 :

Considerando los siguientes datos:

q0 = 1000 bl/día (100% aceite)

R = 1000 ft³/bl

Psep = 100 lb/pg²

Longitud de la tubería de descarga = 5000 ft

Calcular la presión de flujo en la boca del pozo Pwh para un diámetro de

tubería de descarga de 3 pg.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Solución:

Diámetro de la tubería de descarga = 3 pg. Entrando en la abscisa con

un valor de presión de 100 psi y bajando verticalmente hasta intersectar

con la curva de R = 1000 pie³/bl.

Se lee en el eje de las ordenadas una longitud equivalente de 2000 pies,

la que sumada a la longitud de la tubería de descarga es ahora 7000

pies.

Con esta profundidad y moviéndose ahora horizontalmente hasta

intersectar la curva de R = 1000 pie³/bl y subiendo hasta el eje de las

presiones se lee un valor de 220 psi que es la presión solicitada.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Ejemplo No. 2 :

Considerando los siguientes datos:

diámetro de la línea de descarga = 3 pg

Psep = 160 psi

Pwh = 600 psi

Longitud de la tubería de descarga = 4500 pies

R = 5000 pies³/bl

Encontrar el gasto posible de flujo a través de la tubería de descarga.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Solución:

1.- Suponer varios gastos.

2.- Determinar la presión en la cabeza del pozo para cada gasto, y preparar una tabla como la siguiente:

Gastos supuestos (bpd) Pwh (psi)

3000 415

4000 565

5000 665

3.- Elaborar una gráfica de q vs Pwh.

4.- Con una presión en la cabeza de 600 psi se intersecta verticalmente la curva construida.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



5.- Se lee horizontalmente hacia la izquierda hasta intersectar el eje de las abscisas y se lee el gasto de producción real de 4350 bl/día.

0

100

200

300

400

500

600

700

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

qo bpd

Pw

h lb

/pg

2

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis Nodal

FLUJO EN ESTRANGULADORES

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Flujo en Estranguladores

La mayoría de correlaciones de flujo multifásico a través de estranguladoresson validas únicamente para el caso de Flujo Crítico.

Los estranguladores que se instalan en la boca del pozo para el control de laproducción se basan en el principio de Flujo Crítico.

Presión corriente arriba

Presión corriente abajo

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Si existe flujo sónico a través del estrangulador la presión corriente arriba es independiente de la presión corriente abajo es decir la que prevalece en el sistema de recolección (línea de descarga, separadores, bombeo y tanques de almacenamiento.

Se infiere que el control de la producción se logrará cuando las variaciones de la presión en el sistema de recolección no se reflejen en la formación productora provocando fluctuaciones de la producción.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



30

20108

q (bpd)

p (psi)

RGL=cte

20

10

Diámetro deEstranguladoren 64 avos depulgada

gasto

Pwh

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



CONTROL DEL FLUJO MEDIANTE ESTRANGULADORES:

1. Mantener un gasto de producción adecuado

2. Mantener una contrapresión suficiente para prevenir la entrada de arena y en algunas ocasiones también sirve para regular la el deposito de parafina.

3. Prevenir la conificación de agua o gas

4. Protección del equipo superficial

5. Explotar el yacimiento a un gasto más eficiente

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



La forma general de las ecuaciones desarrolladas por los investigadores que han desarrollado correlaciones y mejoras sucesivas para el cálculo del flujo en estranguladores es:

p1 = Presión corriente arriba (lb/pg2)

qL = Producción de liquido (bl/día)

R = Relación Gas Aceite (pie3/bl)

d = Diámetro del estrangulador (64avos de pg.)

A, B, C = Constantes que dependen de la correlación y que toman los valores siguientes:

C

BL

dRAq

p

1

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



CORRELACIÓN A B C

Gilbert 10.0 0.546 1.89

Ros 17.40 0.500 2.00

Baxendell 9.56 0.546 1.93

Achong 3.82 0.650 1.88

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR



Determinar la Pwh que requiere el pozo para poder fluir a un gasto de 480 BPD, con un diámetro de estrangulador de 39/64 pg y una RGA de 300 pie3/bl con el método de Gilbert.

289.1

546.0

1

/5.10739

30048010pglbP

dRAq

p

wh

C

BL

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


METODOLOGÍA DEL ANÁLISISNODAL

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Nodos Solución

El Sistema de análisis nodal ha sido aplicado para analizar el comportamiento de sistemas compuestos por componentes iterativos, primero: circuitos eléctricos, después: sistemas complejos de redes de tuberías sistemas de bombeo etc.

Su aplicación a sistemas de pozos productores fue propuesta por Gilbert, y aplicado por Nind y Brown.

El propósito del Análisis Nodal es analizar los componentes de sistemas físicos (como son pozos de aceite o gas, líneas de descarga, redes de tuberías, etc.) para predecir la capacidad de flujo del sistema y optimizar dichos componentes.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Nodos Solución

Para resolver problemas de producción totales, los nodos son colocados entre los segmentos del sistema (conectores) definidos por ecuaciones o correlaciones.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Nodos Solución

El análisis nodal se emplea para obtener el efecto que sobre el gasto tendrían las siguientes acciones:

• Disminuir la presión de separación.• Eliminar válvulas o conexiones inapropiadas• Colocar separadores a boca de pozo:• Separar con la presión necesaria para transportar el aceite hasta la

central de recolección.• Separar a baja presión y bombear el aceite hasta la central de

recolección.• Diseñar la tubería de producción• Diseñar la línea de descarga• Determinar el gasto de producción, considerando la geometría del

pozo y su terminación.• Determinar las condiciones de flujo a las que un pozo se agotará• Instalar un sistema artificial de producción.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Nodos Solución

El método de análisis nodal requiere de la elección de un nodo llamado nodo solución. La elección del nodo solución para pozos fluyentes o inyectores depende del componente que se va a evaluar.

Condiciones Dadas vs. Condiciones Supuestas

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Nodos Solución

Presión estática del yacimiento: Determinar el gasto de flujo para diferentes presiones promedio del yacimiento.

Presión de fondo fluyendo: El yacimiento o capacidad del pozo vs. Sistema total de tuberías.

Presión en la cabeza del pozo: Tubería de producción y comportamiento de afluencia vs. línea de descarga y presión del separador.

Presión en el estrangulador: Aunque su función es separar los efectos de contra-presión de la superficie con el yacimiento, prácticamente responde de igual forma que en la cabeza del pozo.

Presión en el separador: Diseño de la presión de separación, diseño del SAP Bombeo neumático, diseño de la presión en la red de BN.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis Nodal

PRESIÓN DE FONDO: El yacimiento o capacidad del pozo – Sistema total de tuberías.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis Nodal

Eficiencia de flujo, y su relación con el gasto de producción

TEPG 2010-12010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis Nodal

Comportamiento de afluencia a diferentes presiones estáticas

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis Nodal

YACIMIENTO COMO NODO SOLUCIÓN

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis Nodal

PRESIÓN EN LA CABEZA DEL POZO COMO NODO SOLUCIÓN

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis Nodal

PRESIÓN EN LA CABEZA DEL POZO, COMO NODO SOLUCIÓN

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis Nodal

EFECTO DE LA PRESIÓN DE SEPARACIÓN, COMO NODO SOLUCIÓN SOBRE EL GASTO MÁXIMO DEL SISTEMA.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis Nodal

EFECTO DEL ESTRANGULADOR, COMO NODO SOLUCIÓN SOBRE EL GASTO Y LA PRESIÓN EN LA BOCA DEL POZO.

TEPG 2010-1

2008-1TEPGIJAR


Análisis Nodal

Optimizar el proceso de producción influye directamente en:

1. Los costos de operación y mantenimiento,

2. La vida productiva del yacimiento,

3. El factor de recuperación.

TEPG 2010-1

Documents

6. Analisis Al SIP