6. Analisis Al SIP
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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
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INGENIERIA PETROLERA - PRODUCTIVIDAD DE POZOSTEMA VI ANÁLISIS INTEGRAL DEL POZO
OBJETIVO
Conocer la metodología del Análisis Nodal y realizar análisis nodales sencillos de pozos petroleros.
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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.
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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.
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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
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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
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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.
Sistema Integral del Pozo
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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.
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Sistema Integral del Pozo
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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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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.
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Sistema Integral del Pozo
PwsPwf
Pwh PsepPle
Líquido
1.- Yacimiento2.- Fondo del pozo 3.- Cabeza del pozo4.- Estrangulador superficial5.- Separador
1
2
3
4
5
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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.
Sistema Integral del Pozo
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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.
Sistema Integral del Pozo
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IMPORTANCIA DE LA CARACTERIZACIÓN DELFLUIDO Y EL EFECTO DE LA TEMPERATURA
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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
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• 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
Análisis de Laboratorio PVT
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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)
Importancia de la caracterización del Fluido y el efecto de la Temperatura
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Importancia de la caracterización del Fluido y el efecto de la Temperatura
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.
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Importancia de la caracterización del Fluido y el efecto de la Temperatura
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.
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Importancia de la caracterización del Fluido y el efecto de la Temperatura
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.
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Importancia de la caracterización del Fluido y el efecto de la Temperatura
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
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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.
Importancia de la caracterización del Fluido y el efecto de la Temperatura
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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.
Importancia de la caracterización del Fluido y el efecto de la Temperatura
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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.
Importancia de la caracterización del Fluido y el efecto de la Temperatura
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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
Importancia de la caracterización del Fluido y el efecto de la Temperatura
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
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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.
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Importancia de la Temperatura
Colesterol !
TPTP
Precipitationin Separador
Vencidades/Yacimiento
Líneas
Problemas
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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
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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
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FLUJO DEL YACIMIENTO AL POZO
Flujo en el Yacimiento
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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
Flujo en el Yacimiento
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Existen dos procedimientos que permiten evaluar el comportamiento de afluencia de la formación al pozo:
• El Índice de Productividad• La Ecuación de H. Darcy
Flujo en el Yacimiento
dxdp
μAk
q a
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Flujo en el Yacimiento
Pc
PcPb
Pb
Pws
Pws
q =JPws
A
BO
dpwfdq
IPRJ tan
mPwsJPws
IPJ1
tan
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Análisis Nodal
FLUJO EN TUBERÍA VERTICALTUBERÍA DE PRODUCCIÓN
TP
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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
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Flujo en la Tubería vertical
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
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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
Flujo en la Tubería vertical
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Flujo en la Tubería vertical
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.
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• 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.
Flujo en la Tubería vertical
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Flujo en la Tubería vertical
• 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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Flujo en la Tubería vertical
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
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Flujo en la Tubería vertical
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
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Flujo en la Tubería vertical
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
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Flujo en la Tubería vertical
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
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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
Flujo en la Tubería vertical
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Flujo en la Tubería vertical
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
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Flujo en la Tubería vertical
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
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Flujo en la Tubería vertical
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.
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Flujo en la Tubería vertical
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.
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Flujo en la Tubería vertical
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.
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Flujo en la Tubería vertical
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.
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Flujo en la Tubería vertical
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.
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Análisis Nodal
FLUJO EN TUBERÍA HORIZONTALLINEA DE DESCARGA
LD
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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.
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Flujo en la Línea de descarga
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.
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Flujo en la Línea de descarga
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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Flujo en la Línea de descarga
Patrones de Flujo en Tuberías Horizontales/Inclinadas
Flujo Segregado
Flujo Intermitente
Flujo Distribuido
Estratificado
Ondulado
Anular
Tapón
Bache
Burbuja
Niebla
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Flujo en la Línea de descarga
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.
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Flujo en la Línea de descarga
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.
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Flujo en la Línea de descarga
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.
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Flujo en la Línea de descarga
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.
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Flujo en la Línea de descarga
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
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Análisis Nodal
FLUJO EN ESTRANGULADORES
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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
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Flujo en Estranguladores
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Flujo en Estranguladores
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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Flujo en Estranguladores
30
20108
q (bpd)
p (psi)
RGL=cte
20
10
Diámetro deEstranguladoren 64 avos depulgada
gasto
Pwh
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Flujo en Estranguladores
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
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Flujo en la Línea de descarga
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
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Flujo en la Línea de descarga
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
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Flujo en la Línea de descarga
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
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METODOLOGÍA DEL ANÁLISISNODAL
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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.
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Nodos Solución
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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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.
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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
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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.
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Análisis Nodal
PRESIÓN DE FONDO: El yacimiento o capacidad del pozo – Sistema total de tuberías.
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Análisis Nodal
Eficiencia de flujo, y su relación con el gasto de producción
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Análisis Nodal
Comportamiento de afluencia a diferentes presiones estáticas
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Análisis Nodal
YACIMIENTO COMO NODO SOLUCIÓN
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Análisis Nodal
PRESIÓN EN LA CABEZA DEL POZO COMO NODO SOLUCIÓN
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Análisis Nodal
PRESIÓN EN LA CABEZA DEL POZO, COMO NODO SOLUCIÓN
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Análisis Nodal
EFECTO DE LA PRESIÓN DE SEPARACIÓN, COMO NODO SOLUCIÓN SOBRE EL GASTO MÁXIMO DEL SISTEMA.
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Análisis Nodal
EFECTO DEL ESTRANGULADOR, COMO NODO SOLUCIÓN SOBRE EL GASTO Y LA PRESIÓN EN LA BOCA DEL POZO.
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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.
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