Erimonpa - 05 Análisis Del Sistema de Producción [PDF]

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MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN Erik Giovany Montes Páez, M.Sc. Ingeniero de Petróleos UIS Especialista en Producción de Hidrocarburos Magíster en Ingeniería de Hidrocarburos [email protected]

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA, ABRIL DE 2018

PREGUNTAS INICIALES Construya una lista de variables que afectan la cantidad de fluido que puede producir un pozo.

Propiedades del fluido

Propiedades de la roca

VARIABLES Características del pozo

Características del sistema en superficie

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

PREGUNTAS INICIALES Dos pozos tienen exactamente la misma profundidad, el mismo tipo de tubería instalada y se encuentran a la misma distancia del tanque al cual debe llegar el fluido que producen. Sin embargo, uno de estos dos pozos fluye naturalmente mientras que el otro necesita que se le instale un sistema de levantamiento artificial. ¿Por qué?

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN El sistema de producción está constituido por cuatro elementos principales:

Fuente: Beggs, H. D. (1980). Production Optimization. Society of Petroleum Engineers.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

EJERCICIO Un pozo tiene un índice de productividad J=0,5Bls/día/psi, la presión de yacimiento es 2000psi y la presión del separador 200psi. En la tabla se reseñan las pérdidas de presión que se generan con el flujo a través de dos diámetros de tubería y la línea de flujo. Q (Bls/d)

DP LF (psi)

DP tbg 2-7/8” (psi)

DP tbg 2-7/8” (psi)

300

50

1000

800

600

100

1200

1000

900

200

1600

1300

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

EJERCICIO 2500

Pwf (psi)

2000 1500 1000 500 0

0

200 INFLOW

400

600 Q (Bls/d)

OUTFLOW (2-7/8")

800

1000

OUTFLOW (3-1/2")

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

1200

PRINCIPIO DE BERNOULLI La energía total de un fluido consta de tres componentes:

𝑉2𝜌 + 𝑃 + 𝜌𝑔𝑧 = 𝑐𝑡𝑒 2

Energía debida a la presión del fluido

Energía potencial (debida a la ubicación del fluido) Energía cinética (debida a la velocidad del fluido)

Daniel Bernoulli (1700-1782)

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

PRINCIPIO DE BERNOULLI La energía total de un fluido consta de tres componentes:

𝑉2𝜌 + 𝑃 + 𝜌𝑔𝑧 = 𝑐𝑡𝑒 2 Suposiciones del modelo: • El fluido se mueve en un régimen estacionario, o sea, la velocidad del flujo en un punto no varía con el tiempo. • Se desprecia la viscosidad del fluido (que es una fuerza de rozamiento interna).

• Se considera que el fluido está bajo la acción del campo gravitatorio únicamente.

Daniel Bernoulli (1700-1782)

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EJERCICIO 2

1

Determine la caída de presión que experimenta el agua al pasar por la estrangulación.

DATOS: Q = 100 m3/día D1 = 20cm D2 = 12cm

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CÁLCULO DE CAÍDAS DE PRESIÓN ∆𝑃 ∆𝐿

𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

∆𝑃 = ∆𝐿

∆𝑃 + ∆𝐿 𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛

∆𝑃 + ∆𝐿 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛

Equivale al gradiente de presión hidrostática. Suma de las pérdidas generadas por la fricción interna del fluido y la fricción que ocurre entre el fluido y la tubería. Incluye las pérdidas por cambios en diámetros, cambios de dirección del flujo, turbulencia, etc.

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𝑎𝑐𝑒𝑙𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛

EJERCICIO El pozo tiene un punto medio de perforados ubicado a 10.000ft de profundidad, un revestimiento de 9-5/8” y una tubería de producción de 3,5” y 8000ft de longitud. El crudo que produce el pozo tiene una gravedad API de 25º. El corte de agua del pozo es del 60%. Las pérdidas de presión por fricción en el casing se han cuantificado en 0,015psi/ft. Las pérdidas por fricción en el tubing son de 0,022psi/ft. Las pérdidas por aceleración en el estrangulador son del orden de 15psi. ¿Cuál es la presión de fondo fluyente que debe tener el pozo para que en cabeza se tengan 150psi?

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EJERCICIO Datos: Qo = 500 Bls/día Qw = 1500 Bls/día THP = 300 psi CHP = 100 psi Pwf = 1040 psi Pb = 500 psi Prof bomba = 5000 ft PMP = 6250 ft Prof total = 7000 ft API = 25° a) Determine el nivel b) ¿A qué profundidad se tiene gas libre? c) Construya la gráfica del comportamiento de la presión en tubing y anular. MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

FLUJO MULTIFÁSICO Es el movimiento simultáneo de gas y líquido a través de un medio poroso o una tubería. CONCEPTOS: Hold-up:

𝑞𝑙 𝐻𝐿 ó 𝜆𝐿 = 𝑞𝑙 + 𝑞𝑔

Velocidades superficiales:

𝑞𝑙 𝑉𝑆𝑙 = 𝐴𝑝

𝑉𝑆𝑔

𝑞𝑔 = 𝐴𝑝 Fuente: https://www.hzdr.de/

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

FLUJO MULTIFÁSICO

Fuente: https://www.youtube.com/watch?v=pkhVxqDg_fk MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

FLUJO MULTIFÁSICO Patrones de flujo en tuberías verticales:

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

FLUJO MULTIFÁSICO Patrones de flujo en tuberías horizontales:

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FLUJO MULTIFÁSICO Correlaciones de Flujo: • Poettmann y Carpenter (1952) • Baxendell y Thomas (1961) • Duns y Ros (1963) • Hagendorn y Brown (1965) • Orkiszewski (1967) • Dukler, Eaton y Flanigan (1969) • Beggs y Brill (1973) • Gray (1974) • Mukherjee y Brill (1985)

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

FLUJO MULTIFÁSICO Resumen de la metodología propuesta por Hagedorn y Brown. Hagedorn, A. R., & Brown, K. E. (1965). Experimental study of pressure gradients occurring during continuous two-phase flow in small-diameter vertical conduits. Journal of Petroleum Technology, 17(04), 475-484.

Adaptado por: Bohorquez, L. J. D., & Duarte, M. (2015). Algoritmo computacional para predecir el gradiente de presión en pozos verticales mediante la correlación de flujo multifásico de Hagedorn y Brown. Télématique: Revista Electrónica de Estudios Telemáticos, 14(2), 153174.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

MÉTODO DE GILBERT: CURVAS DE GRADIENTE Presión (P)

Profundidad (h)

Diámetro tubing (pulgadas) Caudal (Bls/día) Gravedad API del crudo

Base empírica: valores medidos de DP que permitieron encontrar familias de curvas que se pueden interpolar o extrapolar. Las caídas de presión dependen de diversos factores como: • Diámetro de la tubería • Caudal de líquido • Longitud de la tubería • Relación gas-líquido • Gravedad API del crudo • Presión de fondo fluyente (Pwf) • Presión en cabeza (Pwh)

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

MÉTODO DE GILBERT: CURVAS DE GRADIENTE 400

Diámetro Diámetro: tubing1,995” (pulgadas) Caudal: Caudal 50 (Bls/día) Bls/día Gravedad Gravedad APIAPI: del 35º crudo

Long. del tubing (h) Profundidad

h1

Presión (P) Pwf

EJEMPLO: Un pozo tiene instalada un tubing de 2 3 8” (OD), desde superficie hasta una profundidad de 4000’. La producción actual del pozo es de 25BOPD (35ºAPI), 25BWPD y una RGL de 200scf/STB. La presión en cabeza de pozo es de 400psi. ¿Cuál es la presión de fondo fluyente del pozo?

h2

ℎ2 = ℎ1 + 𝐿

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

MÉTODO DE GILBERT: CURVAS DE GRADIENTE EJERCICIO: Considerando los datos del ejemplo anterior: ftbg = 2 3 8” (OD) Ltbg = 4000’ BSW = 50% RGL = 200scf/STB. Pwf = 400psi. Y teniendo en cuenta que el yacimiento tiene una presión de 2600psi, la presión de burbuja es 50psi y el índice de productividad es 0,4Bls/día/psi, obtenga las curvas de oferta y demanda. Considere caudales de líquido de: 50, 200, 400, 800 y 1000 Bls/día

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

MÉTODO DE GILBERT: CURVAS DE GRADIENTE

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

MÉTODO DE GILBERT: CURVAS DE GRADIENTE OUTFLOW Pwf (psi)

25

1920

100

1600

200

1600

400

1640

500

1680

INFLOW Pwf (psi)

Qo (Bls/d)

2600

0

0

1040

Presión de fondo fluyente (psi)

Qo (Bls/d)

3000 2500 2000

1500 1000 500 0 0

200 400 600 800 1000 Producción de crudo (Bls/día) INFLOW

OUTFLOW

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

1200

MÉTODO DE GILBERT: CURVAS DE GRADIENTE INFLOW

1200

Pwh (psi)

25

980

100

840

200

700

400

400

500

260

800 600 400 200

OUTFLOW Pwh (psi)

1000

Presión en cabeza (psi)

Qo (Bls/d)

400

CONSTANTE

0 0

100 200 300 400 500 Producción de crudo (Bls/día) INFLOW

OUTFLOW

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

600

Presión de fondo fluyente (psi)

VERTICAL LIFT PERFORMANCE (VLP) METODOLOGÍA: 1. Construir el IPR (inflow) 2. Construir la curva de outflow 3. Hallar el punto de operación

Pyac Pwf1 Pwf2

Q1

Q2

Q3

Q4 Q5 Q6 AOF ……

Qn

Producción de líquido del pozo (Bls/día)

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

EJERCICIO Un pozo productor fue completado con una tubería de producción de 2 7/8” colgada justo sobre las perforaciones superiores de un estrato productor (5000’-5052’). El yacimiento tiene un fluido subsaturado a una presión Pe=2000psi. El pozo puede producir con un J=0,3Bls/día/psi. Se estima que la relación gas-aceite del pozo será de 300scf/STB y un corte de agua del 10%. Asumiendo que se requiere una presión en cabeza de pozo de 100psi, determine el caudal de aceite que puede producir el pozo.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL

El Análisis Nodal es una técnica que permite analizar la caída de presión y el estado de producción de un pozo mediante el análisis de dos subsistemas: “Aguas arriba” y “Aguas abajo”, definidos por un Nodo (Punto de referencia) que se ubica de acuerdo con la naturaleza del estudio deseado.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL 3 1 2 4

NODOS: 1. Separador 2. Choque en cabeza de pozo 3. Cabeza de pozo 4. Válvula de seguridad 5. Choque de fondo de pozo 6. Fondo de pozo 7. Completamiento 8. Yacimiento

5

6

7

8

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL

¿PARA QUÉ? El análisis nodal se realiza con el fin de conocer la respuesta que tiene el sistema de producción cuando se realiza una variación o combinación de los componentes, lo cual ayuda a determinar las características adecuadas del esquema de producción.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL

Uno de los grandes beneficios del Análisis Nodal es que permite realizar análisis de sensibilidad, es decir, evaluar la respuesta del sistema a la variación de los parámetros de diseño y de operación. MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL

Presión

El Análisis Nodal se basa en la construcción de dos curvas para un nodo. 1. La curva de aporte (inflow) es la descripción de la relación entre el caudal y la caída de presión a través de la formación y otros componentes hasta el nodo. 2. La curva de demanda (outflow) describe la relación entre el caudal la caída de presión desde el nodo hasta el separador.

Producción de líquido del pozo MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL RESUMEN DE LA METODOLOGÍA: 1. Determine cuáles son los componentes del sistema sobre los cuales desea hacer una sensibilidad. 2. Seleccione el componente que va a ser optimizado. 3. Seleccione el nodo que mejor representa el efecto de los cambios en los componentes seleccionados. 4. Desarrolle las ecuaciones representativas de la oferta y la demanda. 5. Seleccione los datos necesarios para calcular las pérdidas de presión en función de las tasas de flujo. 6. Determine el efecto del cambio de las características del componente seleccionado. 7. Determine la tasa de flujo que circula por el sistema, mediante la intersección de las curvas de oferta y demanda. 8. Repita el procedimiento para cada uno de los componentes a optimizar.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

FLUJO DESDE EL YACIMIENTO AL SEPARADOR Las pérdidas de presión pueden ser agrupadas en tres componentes principales: • Pérdidas de presión en el yacimiento y completamiento. • Pérdidas de presión en el tubing.

• Pérdidas de presión en superficie. Fuente: Production Technology II. Institute of Petroleum Engineering, - Heriot-Watt University. Edimburgo.2007. Cap.1.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

EJERCICIO Un pozo opera con una presión en cabeza de 200psi. Se tiene la opción de instalar una tubería de producción de 2-3/8” o una de 2-7/8”, de 3000ft de longitud que estaría colgada desde superficie hasta el punto medio de los perforados. Para el cálculo de las pérdidas de presión (ΔP, en psi) en la tubería de producción se ha planteado el siguiente modelo:

𝐿𝑡𝑏𝑔 ∆𝑃 = 4,7𝑎 𝑄𝑏 𝑑𝑡𝑏𝑔 El índice de productividad del pozo es 0,85Bls/día/psi y la presión de yacimiento es de 2000psi. ¿Cuánto produciría el pozo con cada una de las tuberías de producción?

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN LA LÍNEA DE FLUJO Presión (P) Diámetro (pulgadas) Caudal (Bls/día) Gravedad API

Estas son construidas a partir de la ecuación de Beggs & Brill para diferentes condiciones: • Diámetro de tubería • Caudal • Gravedad API del crudo • Corte de agua • Relación gas-líquido

Longitud (h)

Una opción que presenta buena aproximación es el uso de las curvas de gradiente horizontal.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

EJEMPLO Presión (P) Diámetro (pulgadas) Caudal (Bls/día) Gravedad API

Longitud (h)

DATOS: QL = 500Bls/día BSW = 0% Psep = 200psi RGL = 2000scf/STB fLF = 3” LLF = 1200ft ftbg = 3-½” Ltbg = 4000ft API = 35° Encuentre la Pwf necesaria para que los fluidos lleguen al separador cumpliendo las condiciones dadas.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN LA LÍNEA DE FLUJO Analice el sistema de producción que se describe a continuación: Un pozo posee una tubería de producción de 2 7/8” desde superficie hasta una profundidad de 5500’. En superficie, la línea de flujo de 2” (asuma que es completamente horizontal) mide 600m de longitud y conecta al pozo con un sistema de separación que opera a 300psi. El crudo que se produce en el campo tiene una gravedad API de 35º, se está extrayendo por flujo natural a una tasa de 500Bls/día. Desprecie la producción de agua. La relación gas-líquido es de 1000scf/STB. Determine la presión en fondo de pozo necesaria para que los fluidos lleguen al separador con la presión deseada.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

Análisis Nodal

ANÁLISIS NODAL

Yacimiento

Fondo de pozo Nodos Principales Cabeza de pozo

Separador

Nodos Funcionales

Tuberías ahusadas Choque de superficie

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN EL FONDO DE POZO

Presión de fondo de pozo

ftbg1 ftbg2

ftbg3

Q1

Q3 Q2 Qóptimo

Producción de líquido del pozo MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN EL FONDO DE POZO

Presión de fondo de pozo

ftbg1 ftbg2

ftbg3

IPR1 IPR2 Qóptimo Qóptimo futuro

Producción de líquido del pozo MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN EL FONDO DE POZO 1.

Se asumen valores de Pwf y se calculan los correspondientes flujos, para construir la curva IPR (Curva de inflow).

2.

Se asumen varias tasas de flujo y se obtienen las presiones de cabeza necesarias para transportar los fluidos a través de la línea de flujo horizontal hasta el separador utilizando la apropiada correlación de flujo multifásico (curvas de gradientes en flujo horizontal).

3.

Utilizando las mismas tasas asumidas anteriormente y sus correspondientes presiones de cabeza, se determinan las presiones a la entrada de la tubería (nodo de salida de flujo) empleando las correlaciones apropiadas para flujo multifásico (curva de gradientes en flujo vertical) (Curva de outflow)

4.

La intersección de estas dos curvas muestra la tasa de flujo posible para el sistema.

5.

Repetir cambiando algún aspecto del sistema (tamaño de las tuberías, presión del separador o la curva de IPR a través de un tratamiento de estimulación).

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN EL FONDO DE POZO EJEMPLO: Determine la capacidad de producción del pozo cuyas características se describen a continuación. • Presión de yacimiento: 3482 psi • Profundidad de la formación: 10.000 ft • Relación gas líquido: 400 scf/STB • Presión de burbuja: 3600 psi • Presión en cabeza de pozo requerida: 400 psi • Gravedad API: 35º • Corte de agua: 50%

• Se tiene una prueba de producción según la cual el pozo aporta 320STB/día con una presión de fondo fluyente de 3445psi. • Se tienen disponibles tres tamaños de tubería de producción: 2 3/8”, 2 7/8” y 3 ½”. Determine cuál es el tubing más adecuado para el pozo y cuál sería la producción obtenida. MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN EL FONDO DE POZO Caudal

Presión de fondo fluyente (psi)

Pwf (psi)

Ql (Bls/día)

3482

0

3000

3930

400

3200

---

---

2500

7464

600

3280

3160

---

2000

10442

800

3400

3200

---

1500

12866

1000

3500

3250

3130

1000

14735

1500

---

3400

3200

500

16050

2000

---

---

3290

2500

---

---

3400

0 16810 Tabla 1: Curva de inflow

Ql (Bls/día) ftbg= 2 3/8” ftbg= 2 7/8” ftbg= 3 1/2”

Tabla 2: Curvas de outflow

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN CABEZA DE POZO .

Outflow fLF1 Outflow fLF2

Presión

Outflow fLF3 Inflow ftbg3 Inflow ftbg2 Inflow ftbg1

IPR

Producción de líquido del pozo MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN CABEZA DE POZO EJEMPLO: Determine la capacidad de producción del pozo cuyas características se describen a continuación. • Presión de yacimiento: 3482 psi • Profundidad de la formación: 10.000 ft • Relación gas líquido: 400 scf/STB • Presión de burbuja: 3600 psi • Presión en separador requerida: 250 psi • Gravedad API: 35º • Corte de agua: 0%

• Se tiene una prueba de producción según la cual el pozo aporta 320STB/día con una presión de fondo fluyente de 3445psi. • Se tienen disponibles tres tamaños de tubería de producción: 2 3/8”, 2 7/8” y 3 ½”. • Se tienen disponibles dos tamaños de línea de flujo: 2” y 3”.

Determine cuál es el tubing y la línea de flujo adecuados para el pozo y cuál sería la producción obtenida. MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN CABEZA DE POZO 1.

Asuma varias tasas de flujo.

2.

Utilice la presión del separador y determine las presiones de cabeza necesarias para mover los fluidos a través de la línea de flujo. Estos valores representan la solución para el componente línea de flujo de problema (Curva de outflow).

3.

Asuma tasas de flujo y con las ecuaciones de productividad determine las correspondientes presiones de fondo en el yacimiento necesarias para producir dichas tasas.

4.

Con cada una de esas presiones de fondo y utilizando las correlaciones (o gráficas) determine las presiones de cabeza necesarias para mover los fluidos a través de la tubería de producción vertical (Curva de inflow).

5.

Grafique las presiones de cabeza obtenidas en el paso 2 versus las presiones de cabeza obtenidas en el paso 4 para obtener la tasa de flujo.

6.

Repetir modificando componentes.

NOTA: Se usa como nodo solución el tope del pozo porque considerando la solución en este punto la línea de flujo es aislada y por lo tanto es fácil mostrar el efecto de cambiar el tamaño de la línea.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN EL SEPARADOR

Presión

PSEP3

PSEP1 Inflow ftbg1,fLF1 PSEP2

Producción de líquido del pozo MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN EL SEPARADOR 1.

Asumir varias tasas de flujo.

2.

Comience en el fondo del pozo y determine la presión en el fondo fluyente necesaria para producir las tasas de flujo asumidas.

3.

Trabaje con los valores de Pwf obtenidos en el paso 2 como presiones de entrada a la tubería y determine las correspondientes presiones de cabeza a partir de una correlación para flujo multifásico vertical.

4.

Con las presiones de cabeza obtenidas en el paso 3, determine las correspondientes presiones de llegada al separador para cada tasa (Curva inflow).

5.

Grafique la presión en el separador versus la tasa. Dibuje la línea de valor de presión constante en el separador (curva outflow). La intersección de estas dos líneas muestra la tasa de flujo posible.

6.

Repita variando las dimensiones de los componentes del sistema.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

EJERCICIO • Un yacimiento tiene una presión de 3800psi y está ubicado a 6200’. • El crudo tiene una gravedad de 35ºAPI y una presión de burbuja de 50psi. • El pozo tiene instalada una tubería de 2 3/8”, desde superficie hasta la profundidad de los perforados. • El índice de productividad del pozo es de 0,5Bls/día/psi. • El pozo no produce agua. • La línea de superficie mide 1000’ y tiene un diámetro de 2”. PREGUNTA: ¿Cuál sería la presión que se debe tener en el separador para que el pozo produzca 1000Bls/día?

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN EL YACIMIENTO

Presión

PSEPARADOR

PR PwF Pwh

PSEPARADOR1 Q1

Q2

Q3

Q4

Producción de líquido del pozo MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN EL YACIMIENTO

Presión

PSEPARADOR

PWF

PWH

PSEPARADOR1 Q1

Q2

Q3

Q4

Producción de líquido del pozo MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN EL YACIMIENTO PSEPARADOR

Presión

PYAC PYAC2

PYAC3

QFUTURO

QHOY

Producción de líquido del pozo MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS NODAL

ANÁLISIS NODAL: NODO EN EL YACIMIENTO EJERCICIO: En la tabla se presentan las caídas de presión calculadas para los diferentes componentes de un sistema de producción. Caudal (STB/día)

DPLF (psi)

DPtbg (psi)

100

40

1000

200

60

1100

300

75

1250

400

90

1380

Considere que la presión de yacimiento es de 2000psi, que la presión del separador es 200psi y que J=0,5Bls/día/psi. a) ¿Cuánto produce el pozo? b) ¿Cuánto produciría el pozo si la presión de yacimiento cayera a 1800psi? MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

ANÁLISIS NODAL: NODO EN EL YACIMIENTO 1.

Se asumen varias tasas de flujo.

2.

Tomando un valor de presión de separador, se determinan las presiones en la cabeza requeridas para mover los fluidos hasta el separador utilizando las apropiadas correlaciones para flujo multifásico horizontal.

3.

Utilizando las presiones de cabezal obtenidas en el paso 2 determine los valores de la presión de fondo fluyente para las tasas asumidas haciendo uso de las correlaciones apropiadas para el flujo multifásico vertical.

4.

Con las presiones de fondo fluyendo obtenidas en el paso 3, determine los valores de Pr requeridos para cada tasa de flujo asumida a un valor de J cte. (curva de outflow). La ecuación para el caso de J constante es:

Pr = Pwf + (Q/J) NOTA: Se utiliza Pr como posición solución porque inmediatamente se puede determinar la tasa de flujo para otra presión promedio en el yacimiento. Sin embargo, esta solución asume que no existe cambio en la relación gas - petróleo, o agua del pozo.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

NODOS FUNCIONALES: TUBERÍAS AHUSADAS PSEPARADOR

Para resolver este tipo de problemas se toma el nodo solución en la posición de ahusamiento de la tubería. • Para el inflow, se comienza con la Pr, se calcula Pwf a partir de la ecuación de flujo en el yacimiento (IPR), y luego mediante los cálculos de flujo vertical se determina la presión existente por debajo de la restricción de la tubería. • Por otra parte, si se comienza con la Psep, se obtiene Pwh (presión en la cabeza del pozo) a partir de las correlaciones para flujo horizontal y se prosigue hasta el tope del ahusamiento utilizando la correlación para flujo vertical multifásico. PYACIMIENTO MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

NODOS FUNCIONALES: TUBERÍAS AHUSADAS 1.

Asuma varias tasas de flujo.

2.

Comenzando con la componente por encima del ahusamiento, asuma una Psep y un caudal, y obtenga las presiones en el cabezal para cada tasa de flujo asumida.

3.

Con las tasas asumidas y sus correspondientes Pwh, determine las presiones en el tope del ahusamiento (curva de outflow).

4.

Comience con la Pr para el componente ubicado por debajo del ahusamiento y obtenga las Pwf en el fondo del pozo utilizando la apropiada curva de IPR.

5.

Con los valores de Pwf obtenidos en el paso 4 para las tasas asumidas, determine las presiones por debajo del ahusamiento a partir de la apropiada correlación de flujo multifásico (curva inflow).

6.

Grafique las presiones por encima del ahusamiento versus las presiones por debajo del ahusamiento.

7.

La intersección de estas dos curvas de comportamiento en la conexión ahusada predice la tasa de flujo.

8.

Repita variando los componentes que desee analizar.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

NODOS FUNCIONALES: CHOQUE DE SUPERFICIE Pin

Pout

Un choque es una restricción instalada en la línea de producción, la cual origina una contrapresión en el pozo, impuesta mediante el equipo de superficie. Usualmente se emplea la ecuación de Gilbert: 435𝑅0,546 𝑄𝐿 𝑃𝑖𝑛 = 𝑆 1,89 Donde, Pin: Presión antes del choque (psi) R: Relación gas-líquido (10^3scf/STB) QL: Caudal de líquido (STB/día) S : Diámetro del choque (in/64)

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

NODOS FUNCIONALES: CHOQUE DE SUPERFICIE Pin

Pout

Nótese que la ecuación de Gilbert no incluye la presión a la salida del choque. Es decir, la ecuación es independiente de la presión aguas abajo. Gilbert desarrolló su ecuación a partir de información de campo y determinó que su ecuación era válida siempre y cuando la presión aguas abajo sea menos del 70% de la presión aguas arriba, es decir: 𝑃𝑜𝑢𝑡 < 0,7 𝑃𝑖𝑛

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS NODAL

NODOS FUNCIONALES: CHOQUE DE SUPERFICIE 1.

Asumir varias tasas de flujo.

2.

Partiendo de la presión del separador, determinar la presión a la salida del choque (POUT) mediante el uso de las ecuaciones o gráficas de flujo multifásico horizontal (curva outflow).

3.

Partiendo de la presión del yacimiento, calcular la Pwf correspondiente a cada tasa de flujo mediante las ecuaciones de productividad.

4.

Usando las correlaciones de flujo vertical, determinar la correspondiente presión en cabeza de pozo (PWH) para cada caudal (curva inflow).

5.

Para cada valor de caudal, establecer el diferencial de presión que existe entre estos dos valores (DPsist= PWH - POUT).

6.

Graficar DPsist contra el caudal (curva de desempeño del sistema).

7.

Ahora, para cada caudal determinar la PIN, usando la ecuación de Gilbert.

8.

Calcular el diferencial de presión que genera el choque (DPchoque= PIN - POUT).

9.

Graficar DPchoque contra el caudal (curva de desempeño del choque).

10. La intersección de estas dos curvas presenta el punto de operación.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

NODOS FUNCIONALES: CHOQUE DE SUPERFICIE EJERCICIO: En la tabla se presentan los datos de un sistema de producción (sin incluir el cálculo de choques). La relación gas-líquido del pozo es de 500scf/STB. Caudal (STB/día)

PWH (psi)

POUT (psi)

200

610

110

400

540

140

600

440

170

800

300

220

1000

100

280

1200

---

340

Determine cuál sería la producción del sistema si se instalaran choques de 16/64”, 24/64” y 32/64”. MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN