APLICACIÓN DEL ANALISIS NODAL PARA INCREMENTAR LA PRODUCCION DE UN POZO
FREDDY ALBERTO HERRERA DIAZ JOSE IVAN PEREZ ORTIZ
CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PRODUCCION TECNICO EN PRODUCCION VILLAVICENCIO 2012
APLICACIÓN DEL ANALISIS NODAL PARA INCREMENTAR LA PRODUCCION DE UN POZO
FREDDY ALBERTO HERRERA DIAZ JOSE IVAN PEREZ ORTIZ
Ingeniero DIEGO ARMANDO HERRERA Director De Investigación Y Proyecto De Grado
CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PRODUCCION TECNICO EN PRODUCCION VILLAVICENCIO 2012
NOTA DE ACEPTACION
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DIRECTOR DE PROYECTO
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VILLAVICENCIO-META 17 DE JUNIO DE 2012
DEDICATORIA Principalmente le agradezco a Dios, porque fue él quien me permtió estudiar, y también reconozco la ayuda de mi madre YANIRA ORTIZ José Iván Pérez Ortiz Esta dedicatoria es para mi mamá, quien fue la que siempre estuvo pendiente de mí, ella es BLANCA LIDIA, no puedo dejar de agradecer a mi esposa CINDY JULIETH MACIAS, quien con su compañía me anima día a día, y le dio luz a mis ojos con VALERIA Y TAMARA, mis hijas lindas del alma Freddy Alberto Herrera Díaz
AGRADECIMIENTOS Agradecemos a la institución COINSPETROL, con su planta de docentes, quienes con su paciencia y conocimiento forjaron nuestro camino e hicieron amable nuestro paso por este claustro académico
José Iván Pérez Ortiz Freddy Alberto Herrera Díaz
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN....................................................................................................................................9 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .................................................................................................... 10 JUSTIFICACION .................................................................................................................................. 11 OBJETIVOS ......................................................................................................................................... 12 OBJETIVO GENERAL....................................................................................................................... 12 ESPECIFICOS .................................................................................................................................. 12 ALCANCES Y LIMITACIONES .............................................................................................................. 13 METODOLOGIA ................................................................................................................................. 14 MARCO TEORICO .............................................................................................................................. 15 ¿QUÉ ES EL ANÁLISIS NODAL? ...................................................................................................... 15 INFLOW ......................................................................................................................................... 16 OUTFLOW...................................................................................................................................... 16 ELECCIÓN DEL NODO SOLUCIÓN .................................................................................................. 17 FONDO DEL POZO COMO NODO SOLUCIÓN ................................................................................ 18 ANÁLISIS INTEGRAL DEL POZO .......................................................................................................... 20 Generalidades ............................................................................................................................... 20 El Sistema Integral De Producción (SIP) ........................................................................................ 20 La Toma De Información: .............................................................................................................. 20 Pozo Fluyente................................................................................................................................ 20 Pozo............................................................................................................................................... 22 Árbol De Válvulas .......................................................................................................................... 23 Tubería De Descarga ..................................................................................................................... 23 Estrangulador ................................................................................................................................ 23 Separadores .................................................................................................................................. 23 IMPORTANCIA DE LA CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO Y EL EFECTO DE LA TEMPERATURA ............. 25 Análisis PVT ................................................................................................................................... 25
Importancia Del Muestreo ............................................................................................................ 26 Ventajas del Muestreo de Fondo .................................................................................................. 27 Desventajas Del Muestreo De Fondo ........................................................................................... 27 Alto Costo De Operación............................................................................................................... 27 Muestreo de Superficie para Pozos en Producción. ..................................................................... 28 Ventajas de los Métodos de Muestreo de Superficie ................................................................... 28 Desventajas de los Métodos de Muestreo de Superficie: ............................................................ 28 Flujo Del Yacimiento Al Pozo ........................................................................................................ 29 FLUJO EN TUBERÍA VERTICAL TUBERÍA DE PRODUCCIÓN TP ........................................................... 30 MÉTODOS PARA LA UTILIZACIÓN DE LAS CURVAS DE GRADIENTE .................................................. 32 Primer Método: (Pwf) ................................................................................................................... 32 Segundo Método: (Pth)................................................................................................................. 32 FLUJO EN TUBERÍA HORIZONTAL LINEA DE DESCARGA LD............................................................... 40 Comportamiento De Flujo Multifásico Horizontal. ....................................................................... 40 Ejemplo No. 2 : .............................................................................................................................. 42 Solución:........................................................................................................................................ 42 FLUJO EN ESTRANGULADORES ......................................................................................................... 44 CONTROL DEL FLUJO MEDIANTE ESTRANGULADORES:.................................................................... 46 METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS NODAL .............................................................................................. 48 Presión Estática Del Yacimiento.................................................................................................... 50 BIBLIOGRAFIA.................................................................................................................................... 55
INTRODUCCIÓN La planeación de la explotación de un pozo petrolero debe tomar en cuenta los factores técnicos, ecológicos y económicos, que de alguna manera puedan modificar las condiciones existentes.
La razón fundamental de someter un sistema integral de producción (SIP) a la técnica de análisis nodal es porque este involucra en sus cálculos todos los elementos del sistema, permite determinar el efecto de su variación de la capacidad de transporte y tener una imagen en conjunto del comportamiento del pozo. Desde la perspectiva de evaluación esto es posible; sin embargo en condiciones de diseño (sin restricciones económicas) es factible dimensionar el SIP en su conjunto para obtener la capacidad de transporte requerida, o bien, la capacidad de transporte óptima, teniendo como límite tan sólo la capacidad de afluencia del yacimiento.
Para saber si un pozo produce en forma apropiada, es necesario conocer su potencial, el cual se define como el gasto máximo que aportaría el pozo si se le impusieran las mejores condiciones, por lo que si un pozo no produce de la forma esperada, las causas de su baja productividad deben ser determinadas para establecer el método correctivo adecuado. La producción puede ser restringida por el comportamiento de un sólo componente del sistema, el efecto de cada componente sobre el sistema puede ser analizado en forma aislada y así optimizar económicamente el sistema.
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PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En la actualidad, se puede aplicar la técnica del análisis nodal utilizando simuladores del comportamiento de flujo en todo el sistema integral de producción (SIP), el principal beneficio del uso de estos simuladores es que se pueden generar distintos escenarios con los que se puede observar y determinar cuáles son las mejores condiciones de producción de un pozo, un sistema multipozos o hasta un campo petrolero. Con los simuladores se puede generar un análisis de sensibilidad para diferentes condiciones del sistema integral de producción (SIP), desde la variación de propiedades de los fluidos producidos, variación de los diámetros de la tubería de producción (T.P), línea de descarga (L.D) y estranguladores, variación de algunas condiciones del yacimiento, etc.
En general, el uso de los simuladores es de mucha utilidad para los ingenieros de producción, pero éstos deben de comprender que los resultados arrojados por el simulador estarán en función de la calidad de los datos de entrada.
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JUSTIFICACION La planeación de la explotación de un campo petrolero debe tomar en cuenta todos los factores técnicos, operativos, ecológicos y económicos que de alguna manera puedan afectar las condiciones existentes. Desde el punto de vista técnico, es de vital importancia disponer de información de buena calidad y efectuar el análisis del sistema integral de producción (SIP), que permita identificar con precisión los problemas que ocasionan la baja productividad de los pozos y diseñar las intervenciones o tratamientos más recomendables para optimizar la explotación.
En esta tesis se describen los conceptos que definen el comportamiento de flujo de los fluidos desde el yacimiento hasta el separador, pasando a través de posibles restricciones que se puedan presentar tanto en la tubería de producción (T.P) como en la línea de descarga (L.D).
También se describen los procedimientos que se tienen que realizar a un pozo o sistemas multipozos para efectuar el análisis nodal, con esta técnica se busca optimizar las instalaciones de producción con el objetivo de producir el gasto óptimo con la menor inversión económica posible. .
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OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL Aplicar el análisis nodal de manera simulada para determinar en qué medida aumenta y mejora la producción de un pozo de petróleo.
ESPECIFICOS Determinar el gasto al cual un pozo productor de aceite o gas, producirá considerando la geometría del pozo y las limitaciones de la terminación. Determinar bajo qué condiciones de flujo, el pozo dejará de producir naturalmente (pozo muerto), lo cual está relacionado con el tiempo de explotación. Seleccionar el momento más adecuado para la instalación de sistemas artificiales de producción. Optimizar el sistema para producir un gasto determinado. Evaluar cada componente del sistema para determinar si alguno de ellos está restringiendo la producción innecesariamente.
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ALCANCES Y LIMITACIONES El alcance de este trabajo es de facilitar información a los estudiantes de III semestre de la técnica de Producción y al personal interesado sobre el funcionamiento, las nuevas tecnologías aplicadas en la estrategia denominada análisis nodal.
La gran limitación es no contar con el conocimiento práctico ya que es uno de los principales factores que inciden para una mejor explicación del tema, debido a que la experiencia lo hace todo.
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METODOLOGIA En primera instancia vamos a recopilar información de diversas fuentes como son libros, internet, y asesorías de personas que conocen y son expertos en el tema, para una vez reunida, comencemos a seleccionar y clasificar su importancia. Se buscará información, y se propenderá por realizar una visita de campo, que nos posibilite conocer, de qué manera en la industria se reacciona, en el momento que los casos acontecen, y cómo se podría aplicar, estas estrategias en nuestra institución. Se determinará cuándo y de qué manera se realiza en un caso simulado y protegido el análisis nodal. Después se construirá el proyecto, se preparará y de socializará de forma que se aplique no como proyecto de grado, sino como oportunidad de vida. El producto final será una guía que nos preocuparemos para que se digitalice, y se socialice en la comunidad COINSPETROL.
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MARCO TEORICO ¿QUÉ ES EL ANÁLISIS NODAL? Hasta el momento se han tratado los temas del cálculo de las caídas de presión tanto en el yacimiento como en las tuberías de producción; ¿Pero cómo saber si el yacimiento o las tuberías instaladas están operando bajo las condiciones idóneas u óptimas? Esta es una pregunta fundamental para los ingenieros de producción, pues el objetivo de éstos debe ser obtener la máxima producción de cada uno de los pozos de un campo petrolero, con la menor inversión económica posible. Para conseguir este objetivo, él ingeniero de producción debe de utilizar herramientas técnicas para el análisis del sistema integral de producción (SIP), una de estas herramientas técnicas es el análisis nodal.
La razón fundamental de someter un SIP a la técnica de análisis nodal es porque éste involucra en sus cálculos todos los elementos del sistema, permite determinar el efecto de su variación de la capacidad de transporte y tener una imagen en conjunto del comportamiento del pozo. Desde la perspectiva de evaluación esto es posible; sin embargo en condiciones de diseño (sin restricciones económicas) es factible dimensionar el SIP en su conjunto para obtener la capacidad de transporte requerida o bien, la capacidad de transporte idónea, teniendo como límite tan sólo la capacidad de afluencia del yacimiento.
Las principales pérdidas de presión en el sistema integral de producción son las siguientes: Pérdidas de presión en el medio poroso. Representan entre el 10 y el 50% de las pérdidas totales. Pérdidas de presión en la tubería de producción (T.P). Representan entre el 30 y 80% de las pérdidas totales.
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Pérdidas de presión en la línea de descarga (L.D). Representan entre el 5 y 30% de las pérdidas totales.
El procedimiento para realizar análisis nodal a un sistema integral de producción, requiere primero seleccionar un nodo y después calcular la presión en éste, empezando con las presiones constantes que son usualmente Pr y Psep. El nodo puede ser seleccionado en cualquier punto del sistema.
Las expresiones para el cálculo de presión en el nodo pueden ser expresadas de la siguiente manera:
INFLOW r ( ) nodo P − ΔP componentes corriente abajo = P
OUTFLOW ( ) sep nodo P + ΔP componentes corriente arriba = P
Los dos criterios que se deben de satisfacer son los siguientes: El gasto de entrada en el nodo debe ser igual al gasto de salida Únicamente una presión puede existir en el nodo para un gasto determinado
El gasto y la presión que satisfacen los requerimientos previos pueden ser concluidos de la gráfica de Presión vs. Gasto en el nodo. La intersección de las curvas de inflow y outflow ocurre en el gasto que satisface los criterios anteriores.
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Este gasto será la capacidad de producción del sistema para un conjunto particular de componentes. Para investigar el efecto en los cambios de cualquier componente sobre la capacidad de producción de todo el sistema, nuevas curvas de inflow u outflow pueden ser generadas para cada cambio.
Si el cambio es hecho en un componente corriente abajo del nodo solución, es decir los cálculos de ΔP están en la ecuación de presión de la curva de inflow, la curva de outflow no sufrirá ningún cambio y por consiguiente no necesita ser recalculada, inversamente si el cambio es hecho en un componente corriente arriba del nodo, la curva de inflow permanecerá sin cambios. Esto nos permite aislar los efectos del cambio de cualquier componente en el SIP. Este método nos permite determinar si el SIP está funcionando correctamente y también para el diseño de nuevos sistemas.
ELECCIÓN DEL NODO SOLUCIÓN La elección del nodo solución para pozos fluyentes o inyectores depende del componente que se desee evaluar; esto es, que su análisis muestre convenientemente la respuesta del sistema a las condiciones dadas y a las que se establezcan como supuestas, de tal forma que se pueda identificar con certeza el problema y planear la solución técnica para su posterior ejecución.
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FONDO DEL POZO COMO NODO SOLUCIÓN Probablemente la posición más común como nodo solución es el fondo del pozo, el fondo del pozo se toma a la profundidad media del intervalo productor o en su caso a la profundidad media del intervalo disparado.
El sistema entero es dividido en dos componentes, el yacimiento es uno y el otro es el sistema total de tuberías (T.P + L.D). Suponiendo que no existe ninguna restricción en las tuberías, las únicas caídas de presión son dadas a continuación:
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ANÁLISIS INTEGRAL DEL POZO Generalidades Conocer la metodología del Análisis Nodal y realizar análisis nodales sencillos de pozos petroleros.
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.
La Toma De Información: Analizar las condiciones de producción. Buen diagnóstico para implementar la mejor decisión. Características de los yacimientos. Propiedades de los fluidos. Daño a la formación.
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 la tubería de producción
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(vertical), estrangulador, tubería de descarga (horizontal), hasta separador, conduciendo así, los fluidos producidos.
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.
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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.
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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.
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
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pueden ser estructuras cilĂndricas 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 MĂŠxico se cuentan con tanques de almacenamiento de 500,000 barriles.
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IMPORTANCIA DE LA CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO Y EL EFECTO DE LA TEMPERATURA
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. Análisis de Laboratorio PVT 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). Importancia de la caracterización del Fluido y el efecto de la Temperatura 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
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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.
Clases de Muestreo: Muestreo de Fondo del pozo a nivel medio de los disparos. Muestreo de Superficie: - Muestreo en Separador. - Muestreo en cabeza de pozo. 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 Muestreo de Fondo
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•
Fluidos de Yacimiento deben ser tomados lo más temprano posible, durante la vida productiva del yacimiento.
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 más representativos cuando se requieren estudios de precipitación de sólidos.
Desventajas Del Muestreo De Fondo Dificultad en la obtención de una muestra representativa cuando el yacimiento está saturado
Alto Costo De Operación El pozo debe ser acondicionado antes del muestreo (estrangulado o cerrado)
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No son convenientes en pozos de gas condensado
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.
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 Conocer el tipo de fluido que vamos a producir es de vital importancia ya que de ello depende: 28
Diseño de instalaciones. Uso de Registros de producción. Sistemas de Transporte. Análisis económicos.
Flujo Del Yacimiento Al Pozo 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
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FLUJO EN TUBERÍA VERTICAL TUBERÍA DE PRODUCCIÓN TP 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.
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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.
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.
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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
correspondiente.
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.
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de
presión
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FLUJO EN TUBERÍA HORIZONTAL LINEA DE DESCARGA LD 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.
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.
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.
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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 P wh para un diámetro de tubería de descarga de 3 pg.
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Solución:
Diámetro de la tubería de descarga = 3 pg. Entrando en la abscisa con un valor de presión de 100 lb/pg² y bajando verticalmente hasta intersecar 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 intersecar la curva de R = 1000 pie³/bl y subiendo hasta el eje de las presiones se lee un valor de 220 lb/pg² que es la presión solicitada
Ejemplo No. 2 : Considerando los siguientes datos: Diámetro de la línea de descarga = 3 pg Psep = 160 lb/pg² Pwh = 600 lb/pg² 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.
Solución: 1.- Suponer varios gastos.
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2.- Determinar la presión en la cabeza del pozo para cada gasto, y preparar una tabla como la siguiente:
Gastos supuestos (bl/día)
Pwh (lb/pg²)
3000
415
4000
565
5000
665
3.- Elaborar una gráfica de q vs Pwh. 4.- Con una presión en la cabeza de 600 lb/pg² se intersecta verticalmente la curva construida.
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FLUJO EN ESTRANGULADORES
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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.
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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 depósito de parafina. 3. Prevenir la conificación de agua o gas 4. Protección del equipo superficial 5. Explotar el yacimiento a un gasto más eficiente
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) df = Diámetro del estrangulador (64avos de pg.) A, B, C = Constantes que dependen de la correlación y que toman los valores siguientes:
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METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS NODAL 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.
Para resolver problemas de producción totales, los nodos son colocados entre los segmentos del sistema (conectores) definidos por ecuaciones o correlaciones
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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.
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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 contrapresión 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.
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BIBLIOGRAFIA
Brown K.E “The technology of Artificial Lift Methods”. Penn Well Books. Co., Volumen 4 (1984) Brown K.E “The technology of Artificial Lift Methods”. Penn Well Books. Co., Volumen 1 (1978) Garaicochea P.F., Bernal H.C. y López O.O. “Transporte de Hidrocarburos por Ductos”. Colegio de Ingenieros Petroleros de México. (1991) Beggs, H. D “Production Optimization using Nodal Analysis”.
OGCI
Publications. Tesis “Evaluación integral del comportamiento de un pozo petrolero”. Jorge Martínez Flores 1999.
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