Maggiolo, R[1]. - Optimización de la Producción Mediante Análisis Nodal

Optimización de la Producción mediante Análisis Nodal

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Programa de cursos 2008

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reprodu

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Ing. Ricardo Maggiolo

OOppttiimmiizzaacciióónn ddee llaaPPrroodduucccciióónn mmeeddiiaannttee

AAnnáálliissiiss NNooddaall Dictado por:

Msc. Ricardo Maggiolo

Del 07 al 11 de Julio de 2008 Instalaciones del Hotel El Condado

Lima - Perú


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OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN MEDIANTE ANÁLISIS NODAL

INTRODUCCIÓN

Las compañías productoras de petróleo y gas realizan continuamente grandes esfuerzos por agregar valor a sus corporaciones y mejorar así sus resultados financieros. Estos esfuerzos están dirigidos a mediano y largo plazo a maximizar el factor de recobro de los yacimientos y a corto plazo a acelerar el recobro de las reservas recuperables, la primera es una meta de años para el equipo multidisciplinario de personas que laboran en la Optimización Integrada del Yacimiento, la segunda es el día a día del equipo multidisciplinario de personas que laboran en la Optimización Total del Sistema de Producción. Esta última, aunque es un subproceso de la primera, constituye el “Núcleo del Negocio” (“Core Business”) de la Corporación ya que permite maximizar la producción total diaria de hidrocarburos y/o el beneficio neto (M$$$) producto de la venta de los mismos. Una de las técnicas mas utilizadas para optimizar sistemas de producción, dada su comprobada efectividad y confiabilidad a nivel mundial, es el Análisis Nodal; con la aplicación de esta técnica se adecua la infraestructura tanto de superficie como de subsuelo, para reflejar en el tanque el verdadero potencial de producción de los pozos asociados a los yacimientos del sistema total de producción. En otras palabras, se logra cerrar la brecha existente entre la producción real de los pozos y la producción que debería exhibir de acuerdo a su potencial real de producción. El Análisis Nodal básicamente consiste en detectar restricciones al flujo y cuantificar su impacto sobre la capacidad de producción total del sistema. Existen en el mercado varios simuladores comerciales que permiten aplicar dicha técnica, entre los más conocidos se tienen, por ejemplo: PERFORM-PIPESOFT2 de IHS, PIPESIM-PIPESIM GOAL y NET de Schlumberger (BJ), PROSPER-GAP de Petroleum Expert, WELLFLO-FIELDFLO-ReO de Weatherford (EPS), etc. El presente curso tiene como objetivo: Describir y aplicar una metodología para optimizar Sistemas de Producción de Hidrocarburos utilizando la técnica del Análisis Nodal. Para el cumplimiento de este objetivo se estructuró un contenido programático de cuatro capítulos: en el capítulo 1 se describe el sistema de producción haciendo énfasis en el balance de energía requerido entre el yacimiento y la infraestructura instalada para establecer la capacidad de producción del pozo. Adicionalmente se describe el principio fundamental de funcionamiento de los métodos de levantamiento artificial. En el capítulo 2 se detallan las ecuaciones y modelos matemáticos simplificados para cuantificar la capacidad de aporte de fluidos de las formaciones productoras incluyendo el daño a la formación y la forma de completación del pozo (empaque con grava, cañoneo convencional, etc.), se ilustra el uso de las mismas a través de ejemplos numéricos.



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En el capítulo 3 se describen algunas correlaciones de flujo multifásico en tuberías para cuantificar las pérdidas y transformación de la energia en las diferentes tuberías instaladas tanto en el pozo como en la superficie. Se ilustra el uso de las correlaciones a través de ejemplos numéricos. En el capítulo 4 se determina la capacidad de producción de pozos que producen por flujo natural, por levantamiento artificial por gas y por bombeo electro-sumergible. En el capítulo 5 se describe la metodología de optimización donde después de cotejar el comportamiento actual del pozo se optiman los componentes del sistema tanto en superficie como en el subsuelo. Finalmente se describen diferentes escenarios de optimización del sistema incluyendo la distribución óptima de gas en un sistema de “gas-lift”. A pesar de que solo se utilizará un simulador comercial como herramienta de optimización, no se sacrificará la generalidad de la aplicación de la metodología con otros simuladores disponibles en el mercado. La siguiente figura señala el marco de referencia donde se aplicará la metodología de optimización.

Expansión líquida

Expansión gas en solución

Expansión de una capa de gas

VOLUMÉTRICO

P

T

P

T

Expansión de un acuífero

Cf = - 1/V . dV/dP

V = Cf . V . P

Marco de referencia



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CONTENIDO

CAPÍTULO 1 EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

1.1 El Sistema de producción y sus componentes 1.2 Proceso de producción

Recorrido de los fluidos en el sistema 1.3 Capacidad de producción del sistema.

Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo. Balance de energía y capacidad de producción Optimización del sistema Métodos de producción: Flujo natural y Levantamiento artificial

CAPÍTULO 2 COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FORMACIONES PRODUCTORAS

2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento. Estados de flujo Flujo de petróleo

Flujo No-Continuo o Transitorio (Unsteady State Flow Flujo Continuo o Estacionario (Steady State Flow): Ecuación de Darcy para flujo continuo Flujo Semi-continuo (Pseudo-steady State Flow): Índice de productividad Eficiencia de flujo (EF) IPR (Inflow Performance Relationships). Ejercicios

Flujo de petróleo y gas en yacimientos saturados Ecuación y Curva de Vogel para yacimientos saturados

Flujo de petróleo y gas en yacimientos sub-saturados Ecuación de Vogel para yacimientos subsaturados

2.2 Flujo de fluidos en la completación Tipos de completación Hoyo desnudo Cañoneo convencional Empaque con grava Caída de presión en la completación Ecuaciones de Jones, Blount y Glaze Ejercicios Curva de oferta de energía o afluencia de fluidos que el yacimiento entrega en el fondo del pozo

CAPÍTULO 3 FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS

3.1 Flujo de fluidos en el pozo y en la línea de flujo Algoritmo para calcular las pérdidas de presión del fluido. Ecuación general del gradiente de presión dinámica Cálculo de la presión requerida en el cabezal Cálculo de la presión requerida en el fondo del pozo



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3.2 Consideraciones teóricas del flujo multifásico en tuberías

Cálculo del factor de fricción Definiciones básicas: factor Hold-Up, densidad y viscosidad bifásica, etc. Patrones de flujo

3.3 Descripción de correlaciones de flujo multifásico en tuberías

Correlación de Hagedorn & Brown Correlación de Duns & Ros Correlación de Orkiszewski Correlación de Beggs and Brill Ejemplos numéricos Ejemplos con curvas de gradiente ya graficadas

3.4 Construcción de Curva de Demanda de energía Rangos característicos de la curva de demanda

CAPÍTULO 4 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA

4.1 Capacidad de producción del pozo en flujo natural Tasa de producción posible o de equilibrio. Ejercicio Uso de reductores para controlar la producción del pozo en FN Ecuaciones para estimar el comportamiento de estranguladores o reductores

4.2 Capacidad de producción del pozo de Levantamiento Artificial por Gas Curva de rendimiento del pozo de LAG

4.3 Capacidad de producción del pozo con bombeo electrocentrífugo sumergible (BES)

Curva de rendimiento del pozo en función de las RPM del motor CAPÍTULO 5 OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

5.1 Cotejo del comportamiento actual del pozo Selección y Ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo Selección y Ajuste de las correlaciones de Flujo Multifásico en Tuberías Cotejo del Comportamiento actual de Producción

5.2 Optimización del sistema de producción Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de energía y

fluidos del Yacimiento. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda de energía

para levantar fluidos del Yacimiento. Casos de estudio con utilizando un simulador de análisis nodal.



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CAPÍTULO I

El Sistema de Producción 1.1 El Sistema de producción y sus componentes El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las líneas de flujo en la superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos. 1.2 Proceso de producción El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. En la figura se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial. Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep.

YACIMIENTOYACIMIENTOCOMPLETACIÓN

Pestática promedio (Pws)PRESIÓN DE ENTRADA: Pestática promedio (Pws)PRESIÓN DE ENTRADA:

Pseparador (Psep)

PRESIÓN DE SALIDA:

Pseparador (Psep)

PRESIÓN DE SALIDA:

LINEA DE FLUJO

OP

OZ

LINEA DE FLUJO

OP

OZOP

OZOP

OZ

PwsPwfsPwf

Pwh Psep



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Recorrido de los fluidos en el sistema Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el

yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño,

S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (o). Mientras mas grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo aumentando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.

Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan

la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobrecompactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf.

Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la

tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.

Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de

flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo.

En las siguientes figuras se presentan los componentes del sistema de una manera mas detallada así como el perfil de presión en cada uno de ellos.



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Componentes del Sistema y Perfil de presiones

La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado en el componente.



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1.3 Capacidad de producción del sistema. La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos hasta la superficie. La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, Psep: Pws – Psep = Py + Pc + Pp + Pl Donde: Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR). Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze). Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical). Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal) Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del pozo, separador, etc. Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida en la salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep. Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo:



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Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - Py – Pc Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + Pl + Pp

Pws

PsepPsepPsep

PwsPwsNODO En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo: Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – py – pc - Pp Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + Pl

Pws

PsepPsepNODO

Pws



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Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo: Curvas VLP / IPR.

La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR (“Inflow Performance Relationships”) y la de demanda es la VLP (“Vertical Lift Performance”)

VLP

IPR

Pwf qliq. ¿Como realizar el balance de energía? El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica o gráficamente. Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen, el ensayo y error es necesario ya que no se puede resolver analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el calculo de las P’s en función del caudal de producción.



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Pyacimiento Pcompletación

Ppozo Plínea

Donde: qo= Tasa de producción, bbpd. o= Viscosidad, cps Factor volumétrico del petróleo, by/bn. re= Radio de drenaje, pies. rw= Radio del pozo, pies. S= Factor de daño, adim. Ko= Permeabilidad efectiva al petróleo, md. h= Espesor de arena neta petrolífera, pies. = Coeficiente de velocidad para flujo turbulento, 1/pie. o= Densidad del petróleo, lbm/pie3 rp= Radio de la perforación, pulg. rc= Radio de la zona triturada alrededor del túnel perforado, pulg. Lp= Longitud del túnel perforado, pies. Kp= Permeabilidad de la zona triturada, md. TPP= Densidad de tiro, tiros/pie. hp= Longitud del intervalo cañoneado, pies. g= Aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg2 gc= Constante gravitacional, 32,2 pie/seg2. lbm/lbf. g/gc= Conversión de maas en fuerza, 1 lbf/lbm. At= Area seccional de la tubería, pie2. Z= Longitud del intervalo de tubería, pies.m= Densidad de la mezcla multifásica gas-petróleo, lbm/pie3 = Angulo que forma la dirección de flujo con la horizontal. fm= Factor de fricción de Moody de la mezcla multifásica gas-petróleo, adim. Vm= Velocidad de la mezcla multifásica gas-petróleo,pie/seg.

LgLLm HH 1Densidad:

tAoBoq,

Vm

86400

6155 tA

gBsRRGPoq

86400Velocidad:

h.Ko,

S,)rw/re(LnBo.o.qoPws007080

750 qo .

Kp.Lp10 3- .,

)rprc

Ln(.Bo.o

qo 2 . Lp 2

)rc1

-rp1

(. o.Bo 2..10 14-.30,2

007080

Psep)( Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

n

22

1

) Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

m

22

1

TPP2 . hP2 TPP . hP

(

Pyacimiento Pcompletación

Ppozo Plínea

LgLLm HH 1Densidad: LgLLm HH 1Densidad:

tAoBoq,

Vm

86400

6155 tA

gBsRRGPoq

86400Velocidad:

tAoBoq,

Vm

86400

6155 tA

gBsRRGPoq

86400tAoBoq,

Vm

86400

6155 tA

gBsRRGPoq

86400Velocidad:

h.Ko,


750 qo .

Kp.Lp10 3- .,

)rprc

Ln(.Bo.o

qo 2 . Lp 2

)rc1

-rp1

(. o.Bo 2..10 14-.30,2

007080

Psep)( Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

n

22

1

) Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

m

22

1

TPP2 . hP2 TPP . hP

(

h.Ko,


750 qo .

Kp.Lp10 3- .,

)rprc

Ln(.Bo.o

qo 2 . Lp 2

)rc1

-rp1

(. o.Bo 2..10 14-.30,2

007080

Psep)( Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

n

22

1

) Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

m

22

1

(

h.Ko,


750 qo .

Kp.Lp10 3- .,

)rprc

Ln(.Bo.o

qo 2 . Lp 2

)rc1

-rp1

(. o.Bo 2..10 14-.30,2

007080

Psep)( Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

n

22

1

) Z. gc 2

Vm .m +

d. gc 2

Vm .m .fm +

gc

sen .m.g

144

Z

m

22

1

TPP2 . hP2 TPP . hPTPP . hP

(



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Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan. La figura muestra el procedimiento paso a paso: YACIMIENTOCOMPLETACIÓN

Pws

LINEA DE FLUJO

OP

OZOP

OZ

2.- Se repite el paso anterior para otros valores asumidos de ql, y se construye la curva de Oferta de energía del Sistema.

Como estimar la Capacidad de Producción del Sistema ?

PwfsPwf

1.- Dado un valor de ql en superficie se determina Pwfs y Pwf a partir de la Pws, luego se tabula y grafica Pwf vs. ql.

ql Pwfs Pwf

ql

Pwf

Oferta

Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello permitirá computar Py y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (Pc) y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujo multifásico en tuberías que permitan predecir aceptablemente Pl y Pp.

Demanda

3.- Similarmente para cada valor de ql en superficie se determina Pwh y Pwf a partir de la Psep y se construye la curva de Demanda.

PsepPwh

PwfPwfPwfPwf

Pwh Pwf

ql

Pwf

Capacidad de Producción del Sistema.

ql = ?



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- Optimización Global del Sistema Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es optimizar globalmente el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en superficie como en el subsuelo, para ello es necesario la realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema.

Qliq.

Pwf

AUMENTANDOOFERTA

La técnica puede usarse para optimizar la completación del pozo que aun no ha sido perforado, o en pozos que actualmente producen quizás en forma ineficiente. Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que a pesar de que la misma no modifica la capacidad de producción del sistema, si interviene en el tiempo de ejecución del simulador. El nodo debe colocarse justamente antes (extremo aguas arriba) o después (extremo aguas abajo) del componente donde se modifica la variable. Por ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal o en el separador que en el fondo del pozo. La técnica comercialmente recibe el nombre de Análisis Nodal (“Nodal Systems Analysis”TM) y puede aplicarse para optimar pozos que producen por flujo natural o por levantamiento artificial

Marca registrada por Dowell-Schlumberger

DEMANDADEMANDA

OFERTAOFERTA

DISMINUYENDO

LA DEMANDA

q3q3q1q1q1 q2q2

PwsPws

PsepPsepPsep

Pwfcrit. Pwfcrit.

Ing. de YacimientoIng. de Producción qL = J ( Pws - Pwf )sinergiaIng. de YacimientoIng. de Producción qL = J ( Pws - Pwf )sinergia



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- Métodos de producción: Flujo Natural y Levantamiento Artificial Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y conjunto de tuberías: línea y tubería de producción) sin necesidad de utilizar fuentes externas de energía en el pozo, se dice entonces que el pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL. A través del tiempo, en yacimientos con empuje hidráulico, los pozos comienzan a producir con altos cortes de agua la columna de fluido se hará mas pesada y el pozo podría dejar de producir. Similarmente, en yacimientos volumétricos con empuje por gas en solución, la energía del yacimiento declinará en la medida en que no se reemplacen los fluidos extraídos trayendo como consecuencia el cese de la producción por flujo natural.

Pws

20 %

30 %

50 %

NO FLUYE

Empuje Hidráulico

0 %

Qliq.

Pwf % AyS

q1 q2 q3

Pwf NO FLUYE

Pws1

Pws2

Pws3

Pws4

Empuje por gas en solución

Qliq.

RGL

(pcn/bn)

400 600 800 1000

q2q3 q1

Cuando cesa la producción del pozo por flujo natural, se requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la demanda; la utilización de esta fuente externa de energía en el pozo con fines de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina método de LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.

LAG

qL

q

BOMBEO

NO FLUJO

DISMINUYENDO DEMANDA EN LA VÁLVULA

AUMENTANDO OFERTA EN LA DESCARGA DE

LA BOMBA

qL

Demanda (“Outflow” )

Oferta (“Inflow”)



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Entre los métodos de Levantamiento Artificial de mayor aplicación en la Industria Petrolera se encuentran: el Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo Electro-Centrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo Hidráulico tipo Jet ( B.H.J). El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción: migración de finos, arenamiento, conificación de agua ó gas, etc.

qliq

Pwf

IPR

qliq

Pwf

IPR

Pwf

IPRqliqPwf



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- Principio de funcionamiento de cada método de producción: A través de recursos audiovisuales presentados por la compañía Weatherford se explicaran el principio de levantamiento/funcionamiento de cada método. El ingeniero de producción debe participar en el desarrollo del plan de explotación del yacimiento para realizar una adecuada selección del método o métodos de levantamiento en los pozos, acorde con la estrategia de explotación establecida.



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CAPÍTULO II

Comportamiento de afluencia de formaciones productoras 2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento. Estados de flujo. La simulación del flujo de fluidos en el yacimiento debe considerar la composición de los fluidos presentes, y las condiciones de presión y temperatura para establecer si existe flujo simultáneo de petróleo, agua y gas, las heterogeneidades del yacimiento, etc. Para describir el flujo de fluidos en el yacimiento a través del tiempo, se debe utilizar el modelaje matemático de yacimientos y las soluciones numéricas de la ecuación de difusividad obtenidas con los simuladores comerciales (Familia Eclipse, por ejemplo). La simulación numérica de yacimientos es materia que no será tratada en este curso. La capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo se cuantificará en este curso a través de modelos matemáticos simplificados como por ejemplo: la ecuación de Vogel, Fetckovich, Jones Blount & Glace, etc. Área de drenaje

Con fines de simplificar la descripción del flujo de fluidos en el yacimiento se considerará el flujo de petróleo negro en la región del yacimiento drenada por el pozo, comúnmente conocida como volumen de drenaje, y adicionalmente, se asumirá homogéneo y de espesor constante (h) por lo que en lo sucesivo se hablará de área de drenaje del yacimiento.

Flujo de petróleo en el yacimiento

El movimiento del petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece un gradiente de presión en el área de drenaje y el caudal o tasa de flujo dependerá no solo de dicho gradiente, sino también de la capacidad de flujo de la formación productora, representada por el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena neta petrolífera (Ko.h) y de la resistencia a fluir del fluido representada a través de su viscosidad (o). Dado que la distribución de presión cambia a través del tiempo es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de drenaje al abrir a producción un pozo, y en cada uno de ellos describir la ecuación que regirá la relación entre la presión fluyente Pwfs y la tasa de producción qo que será capaz de aportar el yacimiento hacia el pozo.



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Estados de flujo:

Existen tres estados de flujo dependiendo de cómo es la variación de la presión con tiempo:

1. Flujo No Continuo: dP/dt ≠ 0 2. Flujo Continuo: dP/dt = 0 3. Flujo Semicontinuo: dP/dt = constante

1) Flujo No-Continuo o Transitorio (Unsteady State Flow):

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo, (dP/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta cuando se abre a producción un pozo que se encontraba cerrado ó viceversa. La medición de la presión fluyente en el fondo del pozo (Pwf) durante este período es de particular importancia para las pruebas de declinación y de restauración de presión, cuya interpretación a través de soluciones de la ecuación de difusividad, permite conocer parámetros básicos del medio poroso, como por ejemplo: la capacidad efectiva de flujo (Ko.h), el factor de daño a la formación (S), etc. La duración de este período normalmente puede ser de horas ó días, dependiendo fundamentalmente de la permeabilidad de la formación productora. Dado que el diferencial de presión no se estabiliza no se considerarán ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo.

Transición entre estados de flujo

Después del flujo transitorio este período ocurre una transición hasta alcanzarse una estabilización ó pseudo-estabilización de la distribución de presión dependiendo de las condiciones existentes en el borde exterior del área de drenaje.

2) Flujo Continuo o Estacionario (Steady State Flow):

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área

de drenaje no cambia con tiempo, (dP/dt = 0). Se presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande, ó asociado a un gran acuífero, de tal forma que en el borde exterior de dicha área existe flujo para mantener constante la presión (Pws). En este período de flujo el diferencial de presión a través del área de drenaje es constante y está representado por la diferencia entre la presión en el radio externo de drenaje, Pws a una distancia re del centro del pozo, y la presión fluyente en la cara de la arena, Pwfs a una distancia rw ó radio del pozo; ambas presiones deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones ó cañoneo. Para cada valor de este diferencial (Pws-Pwfs), tradicionalmente conocido como “Draw-down”, se establecerá un caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo.



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.- Estado de flujo continuo de un líquido (Pws constante en el límite exterior)

.- Estado de flujo semicontinuo de un líquido (Pws constante en el límite exterior)



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Ecuaciones de flujo para estado continuo.

A continuación se presenta la ecuación de Darcy para flujo radial que permite estimar la tasa de producción de petróleo que será capaz de aportar un área de drenaje de forma circular hacia el pozo productor bajo condiciones de flujo continuo.

Ecuación 1.1

dpBoo

Kro

qoaSrwreLn

hKq

Pws

Pwfs

o

.')/(

.00708,0

Donde: qo = Tasa de petróleo, bn/d K = Permeabilidad absoluta promedio horizontal del área de drenaje, md h = Espesor de la arena neta petrolífera, pies Pws = Presión del yacimiento a nivel de las perforaciones, a r=re, lpcm Pwfs = Presión de fondo fluyente al nivel de las perforaciones, a r=rw lpcm re = Radio de drenaje, pies rw = Radio del pozo, pies S = Factor de daño físico, S>0 pozo con daño, S<0 pozo estimulado, adim. a’qo = Factor de turbulencia de flujo (insignificante para alta Ko y bajas qo)

este término se incluye para considerar flujo no-darcy alrededor del pozo.

o = Viscosidad de petróleo a la presión promedio [ (Pws + Pwfs)/2)], cps Bo = Factor volumétrico de la formación a la presión promedio, by/bn. Kro = Permeabilidad relativa al petróleo (Kro=Ko/K), adim. Ko = Permeabilidad efectiva al petróleo (Ko=Kro.K), md.

Ko, h, o, Bo, S

rw, Pwfs

re, Pws

qo, RGP



22



2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) Simplificaciones de la ecuación de Darcy:

La integral de la ecuación 1.1 puede simplificarse para yacimientos sub-saturados con presiones fluyentes en el fondo del pozo, Pwfs, mayores que la presión de burbuja, Pb. Primeramente para presiones mayores a la presión de burbuja el producto o.Bo es aproximadamente constante y por lo tanto puede salir de la integral. En segundo lugar, dado que no existe gas libre en el área de drenaje, toda la capacidad de flujo del medio poroso estará disponible para el flujo de petróleo en presencia del agua irreductible Swi, es decir, el valor de Kro debe ser tomado de la curva de permeabilidades relativas agua-petróleo a la Swi, este valor es constante y también puede salir de la integral. Normalmente el término de turbulencia a’qo solo se considera en pozos de gas donde las velocidades de flujo en las cercanías de pozo son mucho mayores que las obtenidas en pozos de petróleo. Bajo estas consideraciones la ecuación 1.1, después de resolver la integral y evaluar el resultado entre los límites de integración, quedará simplificada de la siguiente manera:

Ecuación 1.2

SrwreLnBoo

PwfsPwshKoqo

)/(.

.00708,0

La misma ecuación puede obtenerse con la solución P(r,t) de la

ecuación de difusividad bajo ciertas condiciones iniciales y de contorno, y evaluándola para r=rw. En términos de la presión promedia en el área de drenaje Pws, la ecuación quedaría después de utilizar el teorema del valor medio:

Ecuación 1.3 SrwreLnBoo

PwfsPwshKoqo

5,0)/(.

.00708,0

Propiedades del petróleo

Las propiedades del petróleoo y Bo se deben calcular con base al análisis PVT, en caso de no estar disponible, se deben utilizar correlaciones empíricas apropiadas. En el CD anexo se presentan, en una hoja de Excel, algunas de las correlaciones más importantes que se utilizaran en este curso para el cálculo de la solubilidad del gas en el petróleo (Rs), factor volumétrico del petróleo (Bo), la viscosidad (o) y densidad del petróleo (o) para presiones tanto por encima como por debajo de la presión de burbuja. La Tabla 2.1 muestra las correlaciones mencionadas.




Tabla 1.1 Propiedades del petróleo

23 Ing. Ricardo Maggiolo

Bo

, R

s,

o y

o ,

par

a p

etró

leo

sat

ura

do

(P

< ó

= P

b).

Sta

ndin

g

Sta

ndin

g

od

: sin

gas

en

solu

ció

n

o :

con

gas

en

solu

ció

n

Con

:a

= 10

.715

(Rs+

100)

- 0.

515

b =

5.4

4 (R

s+15

0) -

0.33

8

Beg

gs &

Ro

bins

on

Co=

Com

Bo

, o

y

o ,

par

a p

etró

leo

su

bsa

tura

do

(P

>Pb

).

pre

sibi

lida

d de

l pet

róle

o (a

pro

x. 1

5 x

10 -

6 lp

c -1

)

ob y

Bob

=

o y

Bo

@ P

=P

b

o =

1.0

008

o

b +

0.00

1127

(P

-Pb)

(0.

038 o

b 1.

59 -

0.0

0651

7 o

b 1.

8148

)

ob= o

@ P

=Pb

Kar

toa

tmod

jo y

Sch

mid

t

Vic

tor P

opán

(Z)

Bg

(bls

/pcn

) =

0.0

0503

*Z.T

(ºR

) / P

(lpc

a)

g(lb

s/pc

) = 2

.7

g . P

(lpca

)/Z.T

(ºR

)

Fac

tor

Z, B

g y

g p

ara

el g

as.

20

48

1

41

21

81

00

00

91

00

12

50

.

x.

.

)(

Pg

Rs

)F

(ºT

.A

PI

.

lpc

a

21

25

10

00

12

09

75

90

.

og

)F

(ºT

.R

s.

.B

o

.1

T1

01

016

3.

1)

API

020

23

.0

032

4.

3(.

od

b

.a

od

o

.1

82

5.

3

g7

85

.1

)R

(ºT

.1

0).

lpc

a(

P.

34

44

00

.1

Z

e)

Pb

P.(

Co

.B

ob

Bo

Pb

Rs

Pb

Bo

Pb

oe

)P

bP

.(C

o

0.

ob

Bo

./

Rs

..

.g

oo

615

50

764

04

62

Pb

oRs

Bo

Bo

, R

s,

o y

o ,

par

a p

etró

leo

sat

ura

do

(P

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Sta

ndin

g

Sta

ndin

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en

solu

ció

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gas

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solu

ció

n

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= 10

.715

(Rs+

100)

- 0.

515

b =

5.4

4 (R

s+15

0) -

0.33

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Com

Bo

, o

y

o ,

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leo

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pre

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Bob

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Bo

@ P

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1.0

008

o

b +

0.00

1127

(P

-Pb)

(0.

038 o

b 1.

59 -

0.0

0651

7 o

b 1.

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Kar

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00

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.

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Pg

Rs

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09

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Pb

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Co

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Bo

Pb

Rs

Pb

Bo

Pb

oe

)P

bP

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o

0.

ob

Bo

./

Rs

..

.g

oo

615

50

764

04

62

Pb

oBo Rs



24



2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) 3) Flujo Semi-continuo (Pseudo-steady State Flow):

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo pero a una tasa constante, (dP/dt = cte). Se presenta cuando se seudo-estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento finito de tal forma que en el borde exterior de dicha área no existe flujo, bien sea porque los límites del yacimiento constituyen los bordes del área de drenaje o por que existen varios pozos drenando áreas adyacentes entre sí. Las ecuaciones homólogas a las anteriores pero bajo condiciones de flujo semicontinuo son las siguientes:

Ecuación 1.4

SrwreLnBoo

PwfsPwshKooq

5,0)/(.

.00708,0

En términos de la presión promedia en el área de drenaje Pws, la

ecuación quedaría:


PwfsPwshKoqo

75,0)/(.

.00708,0

Este es el estado de flujo mas utilizado para estimar la tasa de producción de un pozo que produce en condiciones estables.

Uso importante de las ecuaciones

Para estimar el verdadero potencial del pozo sin daño, se podrían utilizar las ecuaciones 1.2 y 1.5 asumiendo S=0 y compararlo con la producción actual según las pruebas, la diferencia indicaría la magnitud del daño ó seudodaño existente.

Modificación de las ecuaciones para los casos donde la forma del área de drenaje no sea circular:

Los pozos difícilmente drenan áreas de formas geométricas definidas, pero con ayuda del espaciamiento de pozos sobre el tope estructural, la posición de los planos de fallas, la proporción de las tasas de producción de pozos vecinos, etc. se puede asignar formas de áreas de drenaje de los pozos y hasta, en algunos casos, la posición relativa del pozo en dicha área. Para considerar la forma del área de drenaje se sustituye en la ecuación 1.5 el término “Ln (re/rw)" por “Ln (X)” donde X se lee de la tabla 2.2 publicada por Mathews & Russel, el valor de “X” incluye el factor de forma desarrollado por Dietz en 1965.



25



Tabla 2.2 Factores “X” de Mathews & Russel



26



2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) A continuación se definen algunas relaciones importantes muy utilizadas en Ingeniería de Producción, para representar la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento: Indice de productividad

Se define índice de productividad (J) a la relación existente entre la tasa de producción, qo, y el diferencial entre la presión del yacimiento y la presión fluyente en el fondo del pozo, (Pws- Pwf). Para el caso de completaciones a hoyo desnudo, la Pwf es igual a Pwfs, luego (Pws- Pwf)= (Pws- Pwfs) De las ecuaciones 1.2 y 1.5 se puede obtener el índice de productividad, despejando la relación que define al J, es decir: Para flujo continuo:


hKo

PwfsPws

qolpcbpdJ

)/(.

.00708,0)/(

Para flujo semi-continuo:


hKo

PwfsPws

qolpcbpdJ

75,0)/(..

..00708,0)/(

En las relaciones anteriores la tasa es de petróleo, qo, ya que se había asumido flujo solo de petróleo, pero en general, la tasa que se debe utilizar es la de líquido, ql, conocida también como tasa bruta ya que incluye el agua producida. Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/lpc: Baja productividad: J < 0,5 Productividad media: 0,5 < J < 1,0 Alta Productividad : 1,0 < J < 2,0 Excelente productividad: 2,0 < J

Eficiencia de flujo (EF)

Cuando no existe daño (S=0) el índice J reflejará la verdadera productividad del pozo y recibe el nombre de Jideal y en lo sucesivo se denotara J’ para diferenciarlo del índice real J. Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal, matemáticamente: EF= J/ J’



27



2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) IPR (Inflow Performance Relationships)

La curva IPR es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. Es decir para cada Pwfs existe una tasa de producción de líquido ql, que se puede obtener de la definición del índice de productividad: ql= J.(Pws- Pwfs) o también Pwfs = Pws - ql/ J Obsérvese que la representación gráfica de Pwfs en función de ql es una línea recta en papel cartesiano. La IPR representa una foto instantánea de la capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo en un momento dado de su vida productiva y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo por reducción de la permeabilidad en la cercanías del pozo y por el aumento de la viscosidad del crudo en la medida en que se vaporizan sus fracciones livianas.

Ejercicio para ilustrar el cálculo de J, EF, qo y Pwfs.

Un pozo de diámetro 12 ¼” y bajo condiciones de flujo semicontinuo drena un área cuadrada de 160 acres de un yacimiento que tiene una presión estática promedio de 3000 lpcm y una temperatura de 200 °F, el espesor promedio del yacimiento es de 40 pies y su permeabilidad efectiva al petróleo es de 30 md. La gravedad API del petróleo es de 30° y la gravedad especifica del gas 0,7. La presión de burbuja es de 1800 lpcm y de una prueba de restauración de presión se determinó que el factor de daño es 10. Se pregunta: 1) ¿Cuál seria la tasa de producción para una presión fluyente de 2400

lpcm? 2) ¿El pozo es de alta, media o baja productividad? 3) Si se elimina el daño, a cuanto aumentaría el índice de

productividad? 4) ¿Cuánto es el valor de la EF de este pozo? 5) ¿Cuánto produciría con la misma presión fluyente actual si se elimina

el daño? 6) ¿Cuál seria Pwfs para producir la misma tasa actual si se elimina el

daño? Nota: Utilice para las propiedades de los fluidos las correlaciones indicadas en la hoja de “Correl_PVT” y para el Bo con P>Pb use una compresibilidad del petróleo de 15x 10-6 lpc-1.



28



2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación)

Solución : De la tabla 1.2 para un área de drenaje cuadrada con el pozo en el centro se tiene el siguiente factor de forma: ( re/rw)= X = 0,571 A1/2/rw es decir, que el re equivalente si el área fuese circular seria: re equiv. = 0,571 A1/2 = 0,571x (43560x160) 1/2 = 1507 pies (Área circular = 164 acres) Con el valor de la Pb se obtiene la solubilidad de gas en el petróleo Rs,utilizando la correlación de Standing que aparece en la Tabla1.1, luego se evalúan el factor volumétricoBo y la viscosidad o tanto a Pws como a Pb para luego promediarlos. Los resultados obtenidos son los siguientes: Rs = 311 pcn/bn Bo = 1,187 by/bn o = 0,959 cps Después de obtener los valores de las propiedades se aplican la ecuación para determinar qo, J, EF,y Pwfs.

1) 1075,0))24/25,12/(1507(187,1.959,0

1800300040.30.00708,0

Ln

qo = 260 bpd

2) J = 0,433 bpd/1pc, luego es de baja productividad 3) J’ = 1,03 bpd/1pc 4) EF = 0,42 5) q1 = 618 bpd 6) Pwfs = 2790 1pcm



29



2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) Flujo de petróleo y gas en yacimientos saturados

En yacimientos petrolíferos donde la presión estática, Pws, es menor que la presión de burbuja, Pb existe flujo de dos fases: una liquida (petróleo) y otra gaseosa (gas libre que se vaporizo del petróleo). El flujo de gas invade parte de los canales de flujo del petróleo disminuyendo la permeabilidad efectiva Ko, a continuación se describen las ecuaciones utilizadas para obtener la IPR en caso de tener flujo bifásico en el yacimiento. La ecuación general de Darcy establece que:

Pws

Pwfs

ooo dpBKrSrwreLn

Khqo ./

)/(

00708,0

Asumiendo que se conoce Pws, S=0, el limite exterior es cerrado y Pws <Pb, la ecuación general quedaría (Flujo semicontinuo):

dpoBo

Kro

rwreLn

Khq

Pws

Pwfs

o

4/3)/(

0810.7 3

uoBo

Kro : Es una función de presión y adicionalmente Kro es una función

de la saturación de gas. Un gráfico típico de dicho cociente v.s presión se observa en la figura que se muestra a continuación.

Ilustración

uoBo

Kro

Areadp

oBo

KroPws

Pwfs

PwsPwfs



30



2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) Trabajo de Vogel

Dado un yacimiento con K, h, re, rw, curvas de permeabilidades relativas y análisis PVT conocidos, se podrían calcular para cada valor Pwfs el área bajo la curva de Kro/o.Bo desde Pwfs hasta Pws y estimar la tasa de producción qo con la ecuación anterior. De esta forma en un momento de la vida productiva del yacimiento se puede calcular la IPR para yacimientos saturados. Inclusive a través del tiempo se podría estimar como varía la forma de la curva IPR a consecuencia de la disminución de la permeabilidad efectiva al petróleo por el aumento progresivo de la saturación gas, en el área de drenaje, en la medida que se agota la energía del yacimiento. Para obtener la relación entre la presión del yacimiento y el cambio de saturación de los fluidos es necesario utilizar las ecuaciones de balance de materiales. Este trabajo de estimar curvas IPR a distintos estados de agotamiento del yacimiento fue realizado por Vogel en 1967 basándose en las ecuaciones presentadas por Weller para yacimientos que producen por gas en solución, lo más importante de su trabajo fue que obtuvo una curva adimensional válida para cualquier estado de agotamiento después que el yacimiento se encontraba saturado sin usar información de la saturación de gas y Krg. La siguiente ilustración indica esquemáticamente el trabajo de Vogel

qmax1

Pws1

(q , Pwf)

2

max PwsPwfs8.0

PwsPwfs2.0.1

qq

1.

1.q/qmax

PwfPws

qmax1qmax1

Pws1Pws1

(q , Pwf)

2

max PwsPwfs8.0

PwsPwfs2.0.1

qq

1.

1.q/qmax

PwfPws

1.

1.q/qmax

PwfPws

1.

1.q/qmax

PwfPws

1.q/qmax

PwfPws

q/qmax

PwfPwsPwfPws



31



2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) Ecuación y Curva de Vogel para yacimientos saturados

Como resultado de su trabajo Vogel publicó la siguiente ecuación para considerar flujo bifásico en el yacimiento:

2

8.02.01max/

Pws

Pwfs

Pws

Pwfsqqo

La representación gráfica de la ecuación anterior es la curva IPR adimensional presentada por Vogel, y que se muestra a continuación:

Validez de la ecuación de Vogel

La solución encontrada ha sido ampliamente usada en la predicción de curvas IPR cuando existen dos fases (líquido y gas) y trabaja razonablemente según Vogel para pozos con porcentajes de agua hasta 30%.

Ejercicio para ilustrar el uso de la ecuación de Vogel

Dada la siguiente información de un pozo que produce de un yacimiento saturado: Pws= 2400 lpc qo= 100 b/d Pwf= 1800 lpc Pb = 2400 lpc.

Calcular la tasa esperada para Pwf = 800 lpc



32



Solución : Primero se debe resolver la ecuación de Vogel para obtener el qomax

2

8.02.01

max

Pws

Pwf

Pws

Pwf

qoqo

Sustituyendo:

bpdqo 250

2400

18008.0

2400

18002.01

100max

2

Luego para hallar qo para Pwf = 800 lpc se sustituye Pwf en la misma ecuación de Vogel:

bpdqo 2112400

8008.0

2400

8002.01250

2

Construcción de la IPR para Yacimientos Saturados

Para construir la IPR para yacimientos saturados se deben calcular con la ecuación de Vogel varias qo asumiendo distintas Pwfs y luego graficar Pwfs v.s. qo. Si se desea asumir valores de qo y obtener las correspondientes Pwfs se debe utilizar el despeje de Pwfs de la ecuación de Vogel, el cual quedaría:

max/80811125.0 qoqoPwsPwfs Esta curva representa la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento hacia el pozo en un momento dado. Como ejercicio propuesto construya la IPR correspondiente al ejercicio anterior.

La siguiente figura muestra la IPR resultante.

C U R V A S D E O F E R T A VALORES Jreal= 0,188 Jideal= 0,188 Jfutura= 0,188

ASUMIDOS EF= 1,00 EF= 1,00 EF= 1,00

Pwf / Pws ql IPR Real ql IPR Ideal ql IPR Futura0 2400 0 2400 0 2400

1,00 0 2400 0 2400 0 24000,90 43 2160 43 2160 43 21600,80 82 1920 82 1920 82 19200,70 117 1680 117 1680 117 1680 0

0,60 148 1440 148 1440 148 1440 0,2

0,50 175 1200 175 1200 175 1200 0,4

0,40 198 960 198 960 198 960 0,6

0,33 211 800 211 800 211 800 0,8

0,20 232 480 232 480 232 480 1

0,10 243 240 243 240 243 2400,00 250 0 250 0 250 0

qmax-qb= 250 qmax-qb= 250 qmax-qb= 250qmax= 250 qmax= 250 qmax= 250

CURVAS DE OFERTA EN EL FONDO DEL POZO

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 50 100 150 200 250 300

ql (bpd)

Pw

f (lp

c)

IPR Real

IPR Ideal

IPR Futura

Pwf_prueba



33



2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) Flujo de gas y petróleo en yacimientos sub-saturados

En yacimientos subsaturados existirá flujo de una fase liquida (petróleo) para Pwfs> Pb y flujo bifásico para Pwfs < Pb. En estos casos la IPR tendrá un comportamiento lineal para Pwfs mayores o iguales a Pb y un comportamiento tipo Vogel para Pwfs menores a Pb tal como se muestra en la siguiente figura.

Nótese que la tasa a Pwfs= Pb se denomina qb Ecuación de Vogel para yacimientos subsaturados

Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existen ecuaciones particulares:

En la parte recta de la IPR, q ≤ qb ó Pwfs ≥ Pb, se cumple: )(. PwfsPwsJq de donde, J se puede determinar de dos maneras: 1) Si se conoce una prueba de flujo (Pwfs, ql) donde la Pwfs > Pb.

)(

)(

pruebaPwfsPws

pruebaqJ

2) Si se dispone de suficiente información se puede utilizar la ecuación

de Darcy:

SrwreLnoBo

hKoJ

75.0/

.00708,0

Pwfs ≥ Pb

Pwfs ≤ Pb

qmax

Pws

Pb qb, Pb

qb



34



2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación)

En la sección curva de la IPR, q < qb ó Pwfs > Pb, se cumple:

2

8,02,01maxPb

Pwfs

Pb

Pwfsqbqqbq

)(. PbPwsJqb

8,1

.max

PbJqbq

La primera de las ecuaciones es la de Vogel trasladada en el eje X una distancia qb, la segunda es la ecuación de la recta evaluada en el último punto de la misma, y la tercera se obtiene igualando el índice de productividad al valor absoluto del inverso de la derivada de la ecuación de Vogel, en el punto (qb, Pb). Las tres ecuaciones anteriores constituyen el sistema de ecuaciones a resolver para obtener las incógnitas J, qb y qmax. Introduciendo las dos últimas ecuaciones en la primera y despejando J se obtiene:

2

8,02,018,1 Pb

Pwfs

Pb

PwfsPbPbPws

qJ

El valor de J, se obtiene con una prueba de flujo donde la Pwfs esté por debajo de la presión de burbuja, una vez conocido J, se puede determinar qb y qmax quedando completamente definida la ecuación de q la cual permitirá construir la curva IPR completa. Otra manera de calcular el índice de productividad es con la ecuación de Darcy cuando se dispone de suficiente información del área de drenaje del yacimiento. A continuación se presentan dos ejercicios para ilustrar el uso de la ecuación de Vogel para yacimientos subsaturados.



35



Ejercicio usando la ecuación de Darcy

Dada la información de un yacimiento subsaturado: Pws = 3000 lpc h = 60 pies Pb = 2000 lpc re = 2000 pies o = 0,68 cps rw = 0,4 pies Bo = 1,2 md. Ko = 30 md. Calcular: 1.- La tasa de flujo (qb) a una Pwfs= Pb. 2.- La qmax total. 3.- La q para una Pwf = a) 2500 lpc y b) 1000 lpc Solución: 1) Inicialmente se aplica la ecuación de Darcy:

075.04.0/200068.02.1

200030006010)30(08.7

4/3/

1008.7 33

LnSrwreLnBouo

PwfsPwsKhqb

evaluando se obtiene dbqb /2011

Luego ...... lpcbpdPbPws

qbJ /011.2

20003000

2011

2) Aplicando la ecuación de qmax en función de J se tiene:

bpd

JPbqbq 4245

8.1

2000011.22011

8.1max

3.a) bdpPwfsPwsJqo 100525003000011.2

3.b) dosustituyenPb

Pwfs

Pb

Pwfsqbqqbqo

2

8.02.01max

dbqo /35752000

10008.0

2000

10002.01)20114245(2011

2

Si se desea obtener la curva IPR se asumen otros valores de Pwfs y se calculan sus correspondientes qo para luego graficar Pwfs vs. qo.



36



Ejercicio usando los resultados de una prueba de flujo.

Dada la información de un yacimiento subsaturado: Pws = 4000 lpc Pb = 3000 lpc y qo = 600 b/d para una Pwfs = 2000 lpc. Calcular: 1.- La qmax. 2.- La qo para Pwfs= 3500 lpc. 3.- La qo para Pwfs= 1000 lpc. Procedimiento: Para resolver este problema, primero se determina el índice de productividad utilizando la solución obtenida para J al resolver el sistema de ecuaciones para la parte curva de la IPR ya que Pws>Pb y Pwfs<Pb, luego con J se aplica la ecuación de qb y la de qmax

1) lpcbpdJ /324.0

3000

20008.0

3000

20002.01)8.1/3000(30004000

600

2

bpdlpclpcbpdPbPwsJqb 324)30004000(/324.0

dbJpb

qbq /8648.1

)3000(324.0324

8.1max

2) bpdlpclpcbpdPwfPwsJqo 162)35004000(./324.0

3) dbqo /7803000/10008.03000/10002.01324864324 2

Igualmente, si se desea obtener la curva IPR se asumen otros valores de Pwfs y se calculan sus correspondientes qo para luego graficar Pwfs vs. Qo.

Nota importante

Para cada tasa producción, q, existe una caída de presión en el yacimiento representada por Py = Pws-Pwfs



37



En resumen

Para cada presión fluyente en el fondo del pozo (en la cara de la arena) el área de drenaje del yacimiento quedará sometida a un diferencial de presión que dependerá de la energía del yacimiento (Pws-Pwfs), este diferencial provocará el flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo y la mayor o menor tasa de producción aportada dependerá fundamentalmente del índice de productividad del pozo. La IPR se considerará en lo sucesivo como una curva de oferta de energía o afluencia de fluidos que el yacimiento entrega al pozo (Pwfs v.s. q).



38



2.2 Flujo de fluidos en la completación Descripción La completación representa la interfase entre el yacimiento y el pozo, y a

través de ella el fluido sufre una pérdida de presión la cual dependerá del tipo de completación existente:

Tipo de completación Ilustración

1) Hoyo desnudo: son completaciones donde existe una comunicación directa entre el pozo y el yacimiento, normalmente se utilizan en formaciones altamente consolidadas y naturalmente fracturadas.

2) Cañoneo convencional: son completaciones donde se perfora ó cañonea la tubería de revestimiento, el cemento y la formación productora para crear túneles que comuniquen el pozo con el yacimiento, normalmente se utilizan en formaciones consolidadas.



39



2.2 Flujo de fluidos en la completación (continuación….)

3) Empaque con grava: son completaciones donde se coloca un filtro de arena de granos seleccionados (grava) por medio de una tubería ranurada para controlar la entrada de arena al pozo, normalmente se utilizan en formaciones poco consolidadas. El empaque puede realizarse con la tubería de revestimiento perforada ó con el hoyo desnudo.

Caída de presión en la completación

A continuación se presenta la manera de calcular la pérdida de presión en cada tipo de completación:

1) Caída de presión en completaciones a hoyo desnudo

En este tipo de completaciones la caída de presión es cero ya que la comunicación entre el yacimiento y el pozo es directa, luego: Pc= Pwfs – Pwf = 0 → Pwf= Pwfs

2) Caída de presión en completaciones con cañoneo convencional

La ecuación presentada por Jones, Blount y Glaze puede ser utilizada para evaluar la pérdida de presión a través de la completación con cañoneo convencional.

bq + qa= Pwf-PwfsPc 2 La completación se dice, con base a la experiencia, que no es restrictiva cuando la caída de presión a través del cañoneo está entre 200 a 300 lpc. Antes de definir los coeficientes “a” y “b” se deben describir algunas premisas establecidas por los autores.



40



2.2 Flujo de fluidos en la completación (continuación) Premisas para las ecuaciones de Jones, Blount y Glaze

Se ha demostrado que alrededor del túnel cañoneado, durante una perforación normal, existirá siempre una zona triturada o compactada que exhibe una permeabilidad sustancialmente menor que la del yacimiento. A fin de analizar los efectos de este cañoneo y su efecto restrictivo sobre la capacidad de flujo se han realizado varias suposiciones basándose en el trabajo de numerosos autores. La siguiente figura muestra que mediante un giro de perforación de 90° el túnel cañoneado puede ser tratado como un pozo miniatura sin daño.

Otras suposiciones

1. La permeabilidad de la zona triturada o compactada es: a) El 10% de la permeabilidad de la formación, si es perforada en

condición de sobre-balance. b) El 40% de la permeabilidad de la formación si es perforada en

condición de bajo-balance. Mcleod especificó un rango de valores pero se trabajara con estos promedios.

2. El espesor de la zona triturada es de aproximadamente 1/2 pulgada. 3. El pequeño pozo puede ser tratado como un yacimiento infinito: es

decir, Pwfs permanece constante el límite de la zona compacta, de este modo se eliminan el “-3/4” de la ecuación de Darcy para la condición de flujo radial semicontinuo.



41



2.2 Flujo de fluidos en la completación (continuación) Ecuación de Jones, Blount & Glaze para cañoneo convencional

La ecuación de Jones, Blount & Glaze establece que

bq + qa= Pwf-PwfsPc 2 Donde:

Lp

)rc

1-

rp

1( oBo10302

= a 2

214- ..,

y

KpLp 08

)rp

rc(ooB

= b..007,0

Ln

con Kp

10 332=

2011

10

,

,

(Firoozabadi y Katz, presentaron una correlación de en función de K,

ver gráfico en la próxima página)

q = tasa de flujo/perforación, b/d/perf = factor de turbulencia, pie-1 Bo= factor volumétrico del petróleo, by/bn o = densidad del petróleo, lb/pie3 Lp = longitud del túnel cañoneado, pie o = viscosidad del petróleo, cp. Kp = permeabilidad de la zona triturada, md. (Kp= 0.1 K para cañoneo con sobrebalance y Kp= 0.4 K para cañoneo con bajobalance) rp = radio del túnel cañoneado, pie rc = radio de la zona triturada, pie



42



2.2 Flujo de fluidos en la completación (continuación) Ecuación de Jones, Blount & Glaze para cañoneo convencional (continuac…)

Sustituyendo a y b la ecuación de Jones, Blount & Glaze quedaría:

KpLp0,00708

)rp

rc(oo

+ q Lp

)rc

1-

rp

1( oBo10302

=Pc 22

214-

..

Ln...

.....,

La información acerca de los cañones de perforación debe ser solicitada a la contratista de servicio quienes podrían suministrar la longitud estimada de la perforación Lp ya corregida y adaptada a las condiciones del cañoneo. La gráfica presentada por Firoozabadi y Katz de vs. K, es la siguiente:



43



2.2 Flujo de fluidos en la completación (continuación)

Ejercicio propuesto para calcular Pc en una completación con cañoneo convencional

Dada la siguiente información de un pozo cañoneado convencionalmente: K = 5 md Pws = 3500 1pc Ty = 190°F Pb = 2830 1pc re = 1500 pies h = 25 pies g = 0,65 rw = 0,36 pies Densidad de tiro = 2 tpp Ø hoyo = 8,75 RGP = 600 pcn/bl Bo = 1,33 by/bn hp = 15 pie Ø casing = 5-1/2" Pwh = 200 1pc o = 0,54 cp °API = 35 Ø tubería = 2-3/8" OD Perforado con sobrebalance utilizando cañón de casing de 4" (diámetro de la perforación= 0,51", longitud de la perforación = 10,6 pulg.) Determine la pérdida de presión a través de la completación para una tasa de producción de 100 bpd.

3) Caída de presión en completaciones con empaque con grava

La ecuación presentada por Jones, Blount y Glaze puede ser utilizada para evaluar la pérdida de presión a través del empaque:

bq + qa= Pwf-PwfsPc 2 Al igual que en el caso anterior la completación, con base a la experiencia, es óptima cuando la caída de presión a través del cañoneo está entre 200 a 300 lpc. Antes de definir los coeficientes “a” y “b” se deben describir algunas premisas establecidas por los autores.

Premisas para las ecuaciones de Jones, Blount y Glaze

Los fluidos viajan a través de la formación a la región cercana que rodea el pozo, entran por las perforaciones de la tubería de revestimiento hacia el empaque de grava y luego pasar el interior del "liner" perforado o ranurado. Las siguientes premisas se consideran para utilizar las ecuaciones de Jones, Blount & Glaze:



44



2.2 Flujo de fluidos en la completación (continuación) 1) Tipo de flujo a través del empaque: Se asume que el flujo a través del empaque es lineal y no radial, de allí que se utiliza la ecuación de Darcy para flujo lineal.

2) Longitud lineal de flujo “L”: es la distancia entre la pared del “liner” ranurado y la pared del hoyo del pozo. En las siguientes figuras se indica la longitud “L” lineal del flujo a través del empaque.

3) Permeabilidad de la grava: La grava posee una permeabilidad sustancialmente mayor que la del yacimiento, el tamaño de las ranuras de la tubería ó “liner” ranurado depende de la grava utilizada y el tamaño de los granos de grava debe ser seleccionado según el tamaño promedio de los granos de arena de la roca de yacimiento. Para cada tamaño de grava existe un estimado de su permeabilidad suministrado por el proveedor , por ejemplo: Tamaño Permeabilidad 20-40 Mesh 100.000,0 md 40-60 Mesh 45.000,0 md



45




Ecuación de Jones, Blount & Glaze para completaciones con empaque con grava

La ecuación de Jones, Blount & Glaze establece que

bq + qa= Pwf-PwfsPc 2

Donde:

A

Lo.Bo..10089=a

2

-13 .., y

AKg101271

LBoo=b

3- ..,

.. con

K

10 471=

550g

7

,

., (según Firoozabadi y Katz)

Nótese que aquí se utiliza la ecuación de para formaciones no consolidadas

q = Tasa de flujo, b/d Pwf = Presión fluyente en el fondo del pozo, 1pc Pwfs= Presión de fondo fluyente del pozo a nivel de la cara

de la arena, lpc = Coeficiente de turbulencia para grava, pie-1. Bo = Factor volumétrico de formación, by/bn o = Densidad del petróleo, lbs/pie 3 L = Longitud de la trayectoria lineal de flujo, pie A = Área total abierta para flujo, pie2 (A = área de una perforación x densidad de tiro x

longitud del intervalo perforado). Kg = Permeabilidad de la grava, md. (Para 20-40 mesh 100 Darcies y para 40-60 mesh 45

Darcies) Sustituyendo “a” y “b “ la ecuación de Jones, Blount & Glaze quedaría:

q AK10 1271

LBoo + q

A

LoBo10 089= Pc

g3-

22

2-13

...,

......,



46




Ejercicio propuesto para calcular Pc

Dada la siguiente información de un pozo con empaque con grava: Pwh = 280 1pc Pws = 3500 1pc Dw = 8000 pies Ko = 170 md h = 25' pies re = 1500 pies Ø hoyo = 12-1/4" Ø revestidor = 9-5/8" Ø "liner" = 5-1/2" OD rw = 0,51 pies Ø tubería = 4" Tamaño de grava 40-60 (45000 md) g = 0,65 °API=35 T = 190°F RGP = 600 pcn/bl Bo = 1,33 b/bn Densidad de tiro=4 tpp (perf 0,51") hp = 15 pies Pb = 2380 1pc o = 0,54 cps AyS= 0 % Determine: 1) La caída de presión a través del empaque de grava para una

tasa de 500 bpd 2) Cual será la tasa de producción para generar una caída de

presión a través del empaque de 200 1pc.

Nota importante

Debe recalcarse que las completaciones con empaques con grava se utilizan en formaciones no consolidadas y de allí el interés en mantener suficiente área abierta al flujo. En formaciones compactadas el interés no está solamente en el área abierta a flujo, sino también en la longitud del túnel cañoneado, ambas tienen sus efectos sobre la caída de presión a través de la completación.



47



Curva de oferta de energía o afluencia de fluidos que el yacimiento entrega en el fondo del pozo (Pwf v.s. q)

Para obtener la curva de oferta de energía en el fondo del pozo, Pwf vs ql, se le debe sustraer a la IPR para cada tasa de producción, la caída de presión que existe a través de la completación, es decir: Pwf (oferta) = Pwfs - Pc donde Pc se estima por las ecuaciones sugeridas por Jones, Blount & Glaze bien sea para cañoneo convencional o para empaque con grava, y Pwfs es la presión fluyente obtenidas en los cálculos de la IPR. La siguiente figura muestra la grafica de Pwf y Pwfs en función de la tasa de producción q.

Ilustración

Pwf vs q, Oferta en el fondo del pozo

Pc

Pwfs vs q, Oferta en la cara de la arena

P, lpc

q, bpd



48



CAPÍTULO 3

Flujo Multifásico en Tuberías

El estudio del flujo multifásico en tuberías permite estimar la presión requerida en el fondo del pozo para transportar un determinado caudal de producción hasta la estación de flujo en la superficie. El objetivo del presente del capitulo es determinar, mediante correlaciones de flujo multifásico en tuberías (FMT), la habilidad que tiene un pozo para extraer fluidos del yacimiento.

Flujo de fluidos en el pozo y en la línea de flujo

Durante el transporte de los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador en la estación de flujo existen pérdidas de energía tanto en el pozo como en la línea de flujo en la superficie. Las fuentes de pérdidas de energía provienen de los efectos gravitacionales, fricción y cambios de energía cinética. Algoritmo para calcular las pérdidas de presión del fluido.

1. Determinar un perfil de temperaturas dinámicas tanto en la línea como en el pozo.

(Ecuación de Ramey en el pozo, por ejemplo) 2. Dividir tanto la línea de flujo como la tubería de producción en secciones de 200

a 500 pies de longitud. 3. Considerar el primer tramo y asignar P1= Psep y asumir un valor de P2a 4. Calcular P y T promedio para el tramo y determinar las propiedades de los

fluidos: petróleo, agua y gas. 5. Calcular el gradiente de presión dinámica (P/Z) utilizando la correlación de

FMT mas apropiada. 6. Calcular: P = Z.[P/Z] y P2c = P1 + P; luego compararlo con P2a, si

satisface una tolerancia pre-establecida se repite el procedimiento para el resto de los intervalos hasta el fondo, de lo contrario se repiten los cálculos en el mismo intervalo tomando como asumido el último valor de P2 calculado

P en la línea de flujo= Pl =

n

i iZ

PZ

1

.

P en el pozo = Pp =

m

i iZ

PZ

1

.

Donde “n” representa el número de secciones de la línea de flujo y “m” representa el número de secciones de la tubería en el pozo.

3 12

Psep



49



Cálculo de la presión requerida en el cabezal

Una vez conocida para una determinada tasa de producción las pérdidas de energía en la línea de flujo, Pl, se puede obtener la presión requerida en el cabezal, Pwh, de la siguiente manera: Pwh = Psep + Pl

Cálculo de la presión requerida en el fondo del pozo

Similarmente, una vez conocida para una determinada tasa de producción las pérdidas de energía en el pozo, Pp, se puede obtener la presión requerida en el fondo, Pwf, de la siguiente manera: Pwf = Pwh + Pp

Ecuación general del gradiente de presión dinámica

El punto de partida de las diferentes correlaciones de FMT es la ecuación general del gradiente de presión la cual puede escribirse de la siguiente manera (ver deducción en el anexo A):

Grad.total (lpc/pie) = )( Z gc 2

V +

d gc 2

V fm +

gc

sen g

144

1=

Z

P

.

.

.

.... 22

Siendo:

gc

sen g =)elevZ

P(

144

.. = gradiente de presión por gravedad (80-90%).

d g 2

V fm=)

Z

P(

cfricc. )(144

2 = gradiente de presión por fricción (5-20%).

Z g 2

V =)

Z

P(

cacel. )(144

2

= gradiente de presión por cambio de energía

cinética ó aceleración. La componente de aceleración es muy pequeña a menos que exista una fase altamente compresible a bajas presiones (menores de 150 lpcm).

En las ecuaciones anteriores: = ángulo que forma la dirección de flujo con la horizontal, ( =0º para flujo horizontal e =90º en flujo vertical) = densidad de la mezcla multifásica, lbm/pie3 V = velocidad de la mezcla multifásica, pie/seg. g = aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg2 g/g = constante para convertir lbm a lbf fm = factor de fricción de Moody, adimensional. d = diámetro interno de la tubería, pie. Es indispensable el uso de un simulador de flujo multifásico en tuberías en el computador ya que el cálculo es iterativo en presión y en algunos casos más rigurosos iterativos en temperatura y presión.



50



Correlaciones de flujo multifásico mas utilizadas en tuberías

Entre las correlaciones para flujo multifásico que cubren amplio rango de tasa de producción y todos los tamaños típicos de tuberías se encuentran, para flujo horizontal: Beegs & Brill, Duckler y colaboradores, Eaton y colaboradores, etc. y para flujo vertical: Hagedorn & Brown, Duns & Ros, Orkiszewski, Beggs & Brill, Ansari, etc.

3.2 Consideraciones teóricas del flujo monofásico y multifásico en tuberías A continuación se presentan algunas consideraciones teóricas requeridas para comprender el cálculo del flujo monofásico y multifásico en tuberías, para luego describir las correlaciones de Hagedorn & Brown y la de Beggs & Brill. Cálculo del Factor de Fricción

El cálculo del gradiente de presión por fricción requiere determinar el valor del factor de fricción, fm. El procedimiento requiere evaluar si el flujo es laminar o turbulento. Para ello es necesario calcular el número de Reynolds.

No. de Reynolds

Está definido como:

..

Re

VdN

En unidades prácticas ….

..0,1488

Re

VdN

Donde: d = diámetro interno de la tubería, pie. V = velocidad de la mezcla multifásica, pie/seg. = densidad de la mezcla multifásica, lbm/pie3 = viscosidad del fluido Existe flujo laminar si el número de Reynolds es menor de 2100 en caso contrario es turbulento.



51



Consideraciones teóricas del flujo multifásico en tuberías (continuación…)

n en

Laminar. término del gradiente de fricción (ecuación de

rcy Weisbach).

Ecuación de Poiseuille

Factor de friccióFlujo

Para determinar el factor de fricción en flujo laminar, se utiliza una expresión analítica derivada igualando el gradiente de presión de Poiseuille con el Da

dL32

(Obtenida integrando el perfil

dPdV

2

de velocidad para este tipo de flujo en bos capilares horizontales)

Combinando esta ecuación con la componente de fricción, se tiene:

tu

Rem N

64

dv

64ff

En adelante se considerara el factor de fricción de Moody con la letra “f” únicamente.

n en

o. as

lisas.

ara predecir el

las ecuaciones más utilizadas en sus ngos de aplicabilidad son:

rew, Koo y McAdams5

Factor de friccióFlujo TurbulentTuberí

Numerosas ecuaciones empíricas han sido propuestas pfactor de fricción bajo condiciones de flujo turbulento. En el caso de tuberías lisasra D :

3000 < NRe < 3x106

lasius6

32.0ReN5.00056.0 f

B

NRe < 105

,

la edad de la tubería y del medio ambiente a la cual esta xpuesta.

onsideraciones teóricas del flujo multifásico en tuberías (continuación…)

25.0ReN316.0 f

Como las paredes internas de una tubería no son normalmente lisases necesario utilizar ecuaciones que consideren la rugosidad de la pared interna de la tubería. En flujo turbulento, la rugosidad puede tener un efecto significativo sobre el factor de fricción. La rugosidad de la pared es una función del material de la tubería, del método del fabricante,e

C



52



n en

o.

rugosas.

to, sino a su valor relativo al diámetro terno de la tubería, /d.

relación para tubería de pared completamente rugosa es la siguiente:

Factor de friccióFlujo TurbulentTuberías

El análisis dimensional sugiere que el efecto de la rugosidad no es debido a su valor absoluin El experimento de Nikuradse genera las bases para los datos del factor de fricción a partir de tuberías rugosas. Su cor

d

2Log274.1

f

1

La región donde el factor de fricción varía con el número de Reynolds y la rugosidad relativa es llamada la región de transición o

ared parcialmente rugosa.

una ecuación empírica para describir la variación e f en esta región:

p Colebrook propuso d

fN

7.18

d

2Log274.1

f

1

Re Note que para números de Reynolds grandes correspondientes a flujo completamente turbulento esta ecuación puede reducirse a la cuación de Nikuradse.

e de un proceso e ensayo y error por lo que puede expresarse como:

e La ecuación propuesta por Colebrook, para f requierd

2

sRe

cfN

7.18

d

2Log274.1f

Valores de f son supuestos (fs) y luego calculado (fc), hasta que ellos se aproximen dentro de una tolerancia aceptable. El valor inicial para fs, puede ser obtenido a partir de una de las ecuaciones explicitas para

bería lisa.

onsideraciones teóricas del flujo multifásico en tuberías (continuación…)

tu

C



53



Ecuaciones explícitas de f

Ecuación de Jain Una ecuación explícita para determinar el factor de fricción fue propuesta por Jain y comparada en exactitud a la ecuación de Colebrook. Jain encontró que para un rango de rugosidad relativa entre 10-6 y 10-2, y un rango de número de Reynolds entre 5x103 y 108, los errores estaban dentro de 1% comparada a los valores obtenidos usando la ecuación de Colebrook. La ecuación da un error máximo de 3% para números de Reynolds tan bajos como 2000. La ecuación es:

2

9.0ReN

25.21

dlog214.1f

Zigrang y Sylvester11, en el año 1985 presentan una ecuación explícita para determinar el factor de fricción:

2

ReRec N

13

7.3dlog

N

02.5

7.3dLog2f

Valores típicos y recomendados para , . La rugosidad absoluta para tuberías de acero al carbón, con el cual se fabrican la mayoría de las tuberías utilizadas para el transporte de crudo en la industria petrolera, está en el orden de:

= 0,0007 pulgadas para tuberías nuevas, y

= 0,0015 pulgadas para tuberías usadas.

A continuación se presenta un ejemplo considerando flujo monofásico para ilustrar el uso de las ecuaciones anteriores. Ejemplo con flujo monofásico: Calcular el cambio de presión en un pozo de inyección de agua. Los siguientes datos son conocidos: Prof. = 9000 pies; qw = 20000 bls/día; di = 5 pulg. = -90º; w = 62.4 lbm/pie3; w = 1 cp.

= 0.00005 pies La velocidad promedio en la tubería es:



54



seg/pies 532.9

)86400(12

5

4

)615.5()20000(v

2

Número de Reynolds:

5Re 10688.3

1488

0.1

)25()5323.9()4.62(

N

Como NRe > 2000 Flujo Turbulento. La rugosidad relativa para la tubería es:

00012.0

12500005.0

d

El factor de fricción: Usando Colebrook.

2

5c0138717.010688.3

7.1800012.02Log274.1f

0152899.0f

1c

0151886.0f2c

0151955.0f

3c

015195.0f4c

Luego, el gradiente de presión sin considerar el efecto de aceleración

)125(174.322

)5323.9(4.62015195.0

174.32

)90(Sen4.62174.32

144

1

Z

P 2

lpc/pie 4110.02133.34.62144

1

Z

P

El cambio de presión es,

90000223.04333.0P lpc 36997.2007.3899P

Note que el cambio de presión consiste de una pérdida de presión debida a la fricción de 200.7 lpc y un aumento debido al cambio de elevación de 3899.7 lpc.



55



Discusión de las ecuaciones para flujo monofásico. Es necesario analizar la ecuación de gradiente de presión dinámica para flujo de una sola fase para entender cada término antes de modificarlos para flujo bifásico. El componente que considera el cambio de elevación es cero para flujo horizontal únicamente. Se aplica para fluidos compresibles e incompresibles tanto para flujo vertical como inclinado. Para flujo corriente abajo (inyección), el seno del ángulo es negativo y la presión hidrostática incrementa en la dirección de flujo. La componente que considera pérdidas de presión por fricción se aplica para cualquier tipo de flujo a cualquier ángulo de inclinación. Siempre causa caída de presión en la dirección de flujo. En flujo laminar las perdidas por fricción son linealmente proporcionales a la velocidad del fluido. En flujo turbulento las perdidas por fricción son proporcionales a Vn, donde 1.7 n 2. La componente de aceleración es cero en tuberías de área constante y para flujo incompresible. Para cualquier condición de flujo en el cual ocurre un cambio de velocidad, tal como en el caso de flujo compresible, una caída de presión ocurrirá en la dirección que incrementa la velocidad. Si bien el flujo de una sola fase ha sido extensamente estudiado, todavía se considera un factor de fricción determinado empíricamente para cálculos de flujo turbulento. La dependencia de este factor de fricción en tuberías rugosas, los cuales generalmente deben ser estimados, hace los cálculos de gradiente de presión sujetos a apreciables errores. Definiciones básicas para flujo multifásico. El conocimiento de la velocidad y de las propiedades de los fluidos tales como densidad, viscosidad y en algunos casos, tensión superficial son requeridos para los cálculos de gradientes de presión. Cuando estas variables son calculadas para flujo bifásico, se utilizan ciertas reglas de mezclas y definiciones únicas a estas aplicaciones. A continuación se presentan las definiciones básicas para flujo bifásico y la forma de calcular estos parámetros. Hold-Up de líquido. La fracción de líquido es definido como la razón del volumen de un segmento de tubería ocupado por líquido al volumen total del segmento de tubería.



56



tubería de segmento del Volumen

tubería de segmento un en líquido de Volumen HL

El hold up es una fracción que varía a partir de cero para flujo monofásico de gas a uno para flujo de líquido únicamente. El remanente del segmento de tubería es ocupado por gas, el cual es referido como un hold up de gas o fracción ocupada por gas.

Lg H1H

Fracción de líquido sin deslizamiento. Hold up sin deslizamiento, algunas veces llamado contenido de líquido de entrada, es definido como la razón del volumen de líquido en un segmento de tubería dividido para el volumen del segmento de tubería, considerando que el gas y el líquido viajaran a la misma velocidad (no slippage).

m

sL

gL

LL v

v

qq

q

Donde qg y qL son las tasas de flujo de gas y líquido en sitio, respectivamente. El hold up de gas sin deslizamiento (no slip) es definido:

gL

gLg qq

q1

Es obvio que la diferencia entre el hold up de líquido y el hold up sin deslizamiento es una medida del grado de deslizamiento entre las fases de gas y líquido. Densidad de líquidos. La densidad total de líquido puede calcularse usandoun promedio ponderado por volumen entre las densidades del petróleo y del agua, las cuales pueden ser obtenidas de correlaciones matemáticas, para ello se requiere del cálculo de la fracción de agua y de petróleo a través de las tasas de flujo en sitio.

wwooLFF

wwoo

oo

o BqBq

BqF

owFF 1



57



Densidad Bifásica. El cálculo de la densidad bifásica requiere conocer el factor hold up de líquido, con o sin deslizamiento.

1.- ggLLs HH

2.- ggLLn

3.- g

2gg

L

2LL

k HH

y LgLLs H1H

2LgLL

2m

f

1

La primera de las ecuaciones es usada por la mayoría de los investigadores para determinar el gradiente de presión debido al cambio de elevación. Algunas correlaciones son basadas en la suposición que no existe deslizamiento y por eso usan la segunda de las ecuaciones para calcular la densidad bifásica. Las últimas ecuaciones son presentada por algunos investigadores (Hagedorn & Brown, por ejemplo) para definir la densidad utilizada en las perdidas por fricción y número de Reynolds. Velocidad. Muchas de las correlaciones de flujo bifásico están basadas en una variable llamada velocidad superficial. La velocidad superficial de una fase fluida esta definida como la velocidad que esta fase exhibiría si fluyera solo ella a través de toda la sección transversal de la tubería.

La velocidad superficial del gas viene dada por: A

qv

gsg

La velocidad real del gas es calculada con: g

gsg HA

qv

Donde A es el área transversal de la tubería.

La velocidad superficial del líquido viene dada por: A

qv L

sL

La velocidad real del líquido es calculada con: L

LL HA

qv



58



En unidades de campo se tiene: Para el líquido

t

wwoo

sL A

BqBqV

86400

615,5

y para el gas

t

gsoL

sg A

BRqRGLqV

86400

Donde las unidades son: Vsl y Vsg: pie/seg qo y qw: bn/d bn: barriles normales Bo y Bw: b/bn At: pie2 5,615 convierte barriles a pie3 86400 convierte días a segundos

La velocidad superficial bifásica viene dada por: sgsLm vvv

La velocidad de deslizamiento (slip) es definida como la diferencia entre las velocidades reales del gas y del líquido.

L

sL

g

sgLgs H

v

H

vvvv

Viscosidad.



59



La viscosidad del fluido, es usada para calcular el número de Reynolds y otros números adimensionales usados como parámetros de correlación. El concepto de una viscosidad bifásica es además incierto y es definida de forma diferente por varios autores. La viscosidad de una mezcla de agua-petróleo es generalmente calculada usando la fracción de agua y del petróleo como un factor de peso:

wwooLFF

La siguiente ecuación ha sido usada para calcular una viscosidad bifásica.

ggLLm (sin deslizamiento)

gL H

gH

Ls (con deslizamiento)

Tensión Superficial. Cuando la fase líquida contiene agua y petróleo se utiliza:

wwooLFF

Donde: o: Tensión en la superficie de petróleo. w: Tensión en la superficie de agua.



60



Patrones de Flujo. La diferencia básica entre flujo de una sola fase y bifásico es que en este último la fase gaseosa y líquida pueden estar distribuidas en la tubería en una variedad de configuraciones de flujo, las cuales difieren unas de otras por la distribución especial de la interfase, resultando en características diferentes de flujo tales como los perfiles de velocidad y hold up. La existencia de patrones de flujo en un sistema bifásico dado depende de las siguientes variables:

Parámetros operacionales, es decir, tasas de flujo de gas y líquido. Variables geométricas incluyendo diámetro de la tubería y ángulo de inclinación. Las propiedades físicas de las dos fases, tales como; densidades, viscosidades y

tensiones superficiales del gas y del líquido. La determinación de los patrones de flujo es un problema central en el análisis de flujo bifásico. Realmente todas las variables de diseño de flujo son frecuentemente dependientes del patrón de flujo existente. Las variables de diseño son la caída de presión, el hold up de líquido, los coeficientes de transferencia de calor y masa, etc. En el pasado, existieron desacuerdos entre los investigadores de flujo bifásicos en la definición y clasificación de los patrones de flujo. Algunos detallaron tantos patrones de flujo como fueron posibles; mientras otros trataron de definir un grupo con un mínimo de patrones de flujo. El desacuerdo fue principalmente debido a la complejidad del fenómeno de flujo y al hecho que los patrones de flujo fueron generalmente determinados subjetivamente por observación visual. También, los patrones de flujo son generalmente reportados para cualquier inclinación o para un estrecho rango de ángulos de inclinación. Un intento para definir un grupo aceptable de patrones de flujo ha sido dado por Shoham (1982). Las diferencias son basadas en datos experimentales adquiridos sobre un amplio rango de inclinación, es decir, flujo horizontal, flujo inclinado hacia arriba y hacia abajo y flujo vertical hacia arriba y hacia abajo. Patrones de flujo para Flujo Horizontal y cercanamente Horizontal. Los patrones de flujo existente en estas configuraciones pueden ser clasificados como: Flujo Estratificado (Stratified Smooth y Stratified Wavyt). Abreviado como “St”, ocurre a tasas de flujo relativamente bajas de gas y líquido. Las dos fases son separadas por gravedad, donde la fase líquida fluye al fondo de la tubería y la fase gaseosa en el tope. Este patrón es subdividido en Stratified Smooth (SS), donde la interfase gas-líquido es lisa, y Stratified Wavy (SW), ocurre a tasas de gas relativamente altas, a la cual, ondas estables se forman sobre la interfase.



61



Flujo Intermitente (Flujo Tapón y Flujo de Burbuja Alargada). Abreviado como “I”, el flujo intermitente es caracterizado por flujo alternado de líquido y gas, plugs o slugs de líquido, los cuales llenan el área transversal de la tubería, son separados por bolsillos de gas, los cuales tienen una capa líquida estratificada fluyendo en el fondo de la tubería. El mecanismo de flujo es el de un rápido movimiento del tapón de líquido ignorando el lento movimiento de la película de líquido a la cabeza del tapón. El líquido en el cuerpo del tapón podría ser aireado por pequeñas burbujas las cuales son concentradas en el frente del tapón y al tope de la tubería. El patrón de flujo intermitente es dividido en patrones de flujo Slug (SL) y de burbuja alongada (EB). El comportamiento de flujo entre estos patrones es el mismo con respecto al mecanismo de flujo, y por eso, generalmente, ninguna distinción se realiza entre ellos.

Flujo Anular (A). Flujo anular ocurre a muy altas tasas de flujo de gas. La fase gaseosa fluye en un centro de alta velocidad, la cual podría contener gotas de líquido arrastradas. El líquido fluye como una delgada película alrededor de la pared de la tubería. La película al fondo es generalmente más gruesa que al tope, dependiendo de las magnitudes relativas de las tasas de flujo de gas y líquido. A las tasas de flujo más bajas, la mayoría de líquido fluye al fondo de la tubería, mientras las ondas inestables aireadas son barridas alrededor de la

eriferia de la tubería y moja ocasionalmente la pared superior de la tubería. Este flujo curre en los lím Wavy, Slug y Anular.

po ites de transición entre los flujos Stratified Burbujas Dispersas.



62



A muy altas tasas de flujo de líquido, la fase líquida es la fase continua, y la gaseosa es la dispersa como burbujas discretas. La transición a este patrón de flujo es definida por la condición donde burbujas son primero suspendidas en el líquido, o cuando burbujas alargadas, las cuales tocan el tope de la tubería, son destruidas. Cuando esto sucede, la mayoría de las burbujas son localizadas cerca de la pared superior de la tubería. A tasas de líquido mayores, las burbujas de gas son más uniformemente dispersas en el área transversal de la tubería. Bajo condiciones de flujo de burbuja disperso, debido a las altas tasas de flujo de líquido, las dos fases están moviéndose a la misma velocidad y el flujo es considerablemente homogéneo.

Patrones de flujo para Flujo Vertical y Fuertemente Inclinado. En este rango de ángulos de inclinación, el patrón estratificado desaparece y un nuevo

odelo de flujo es observado: el Churn Flow. Generalmente los patrones de flujo son más métricos alrededor de la dirección axial, y menos dominados por gravedad. Los patrones e flujo existentes son Flujo Burbuja (Bubbly Flow y Flujo low, Churn Flow, Flujo Anular.

msid de Burbuja Dispersa), Slug F Flujo Burbuja. Como en el caso horizontal, la fase gaseosa es dispersa en pequeñas burbujas discretas en una fase líquida continua, siendo la distribución aproximadamente homogénea a través de la sección transversal de la tubería. Este patrón es dividido en Flujo Bubbly ocurre a tasas

lativamente bajas de líquido, y es caracterizado por deslizamiento entre ses de gas y líquido. El Flujo de Burbuja Dispersa en cambio, ocurre a sas relativamente altas de líquido, logrando esta fase arrastrar las urbujas de gas de tal forma que no exista deslizamiento entre las fases.

refatab



63



Flujo Slug (Tapón “Sl”).--> Este patrón de flujo en tuberías verticales es simétrico alrededor del eje de la tubería. La mayoría de la fase gaseosa esta localizada en bolsillos de gas en forma de una gran bala denominada “Taylor Bubble” con un diámetro casi igual al diámetro de la tubería. El flujo consiste de sucesivas burbujas separadas por tapones de líquido. Una delgada película líquida fluye corriente abajo entre la burbuja y la pared de la tubería. La película penetra en el siguiente tapón líquido y crea una zona de mezcla aireada por pequeñas burbujas de gas.

<--Flujo Churn (Transición “Ch”). Este patrón de flujo es caracterizado por un movimiento oscilatorio, este tipo de flujo es similar al Slug Flow, los límites no están bien claros entre las fases. Ocurre a mayores tasas de flujo de gas, donde el tapón de líquido en la tubería llega a ser corto y espumoso.

Flujo Anular (Neblina “An”)--->. En flujo vertical, debido a la simetría de flujo el espesor de la película líquida alrededor de la pared de la tubería es aproximadamente uniforme. Como en el caso horizontal el flujo es caracterizado por un rápido movimiento de gas en el centro. La fase líquida se mueve más lenta como una película alrededor de la pared de la tubería y como gotas arrastradas por el gas. La interfase es altamente ondeada, resultando en un alto esfuerzo de corte interfacial. En flujo vertical corriente abajo, el patrón anular existe también a bajas tasas de flujo en la forma de “falling film”. El patrón tapón en flujo corriente abajo es similar al de flujo corriente arriba, excepto que generalmente la burbuja Taylor es inestable y localizada excéntricamente al eje de la tubería. La burbuja Taylor podría ascender o descender, dependiendo de las tasas de flujo relativa de las fases.



64



Descripción de correlaciones de flujo multifásico en tuberías.

Existen muchas correlaciones empíricas generalizadas para predecir los gradientes

de presión. Dichas correlaciones se clasifican en:

Las correlacione Tipo A, que consideran que no existe deslizamiento entre las fases y

no establecen patrones de flujo, entre ellas: Poettman & Carpenter, Baxendell &

Thomas y Fancher & Brown.

Las correlaciones Tipo B, que consideran que existe deslizamiento entre las fases,

pero no toman en cuenta los patrones de flujo, dentro de ésta categoría la Hagedorn &

Brown.

Las correlaciones Tipo C, que consideran que existe deslizamiento entre la fases y los

patrones de flujo, entre ellas: Duns & Ros, Orkiszweski, Aziz & colaboradores,

Chierici & colaboradores, y Beggs & Brill.

Correlación de Hagedorn & Brown.

Desarrollaron una correlación general par un amplio rango de condiciones. Los

aspectos principales de dichas correlación son:

i. La ecuación de gradiente de presión incluyen el término de energía cinética y

considera que existe deslizamiento entre las fases.

ii. No considera los patrones de flujo.

iii. El factor de fricción para flujo bifásico se calcula utilizando el diagrama de Moody.

iv. La viscosidad líquida tiene un efecto importante en las pérdidas d presión que ocurre

en el flujo bifásico.

v. El factor de entrampamiento líquido o fracción del volumen de la tubería ocupado por

líquido es función de cuatro (4) números adimensionales: número de velocidad

líquida, número de velocidad del gas, número del diámetro de la tubería y el número

de la viscosidad líquida (introducidos por Duns & Ros).



65



Según los autores:

Hg2

V

dg2

Vf

144

1

H

P

c

2mm

c

2mfm

mT

Cálculo de m y f:

LgLLm H1H

LgLL

2LgLL

s

2m

f H1H

1

vi. Cálculo de HL:

Se determina LB:

d

V2218.0071.1LB

2m

Donde LB debe ser 0.13.

Si m

sg

V

V < LB, existe patrón de burbuja, entonces:

s

sg2

s

m

s

mL V

V4

V

V1

V

V15.01H

Siendo Vs = 0.8 pie/seg.

Si m

sg

V

V > LB HL es función de los números adimensionales:



66



4

1

L

LsLV938.1NLV

4

1

L

LsgV938.1NGV

2

1

L

Ld872.120ND

4

1

L3

L

L1

15726.0NL

Con:

wwooLFF y

wwooLFF

vii. Con NL se obtiene a partir de la figura de CNL.

Coeficiente Número de Viscosidad Líquida según Hagedorn & Brown



67



viii. Con el factor

14.2

380.0

ND

NLNGV y usando la siguiente figura se obtiene .

Factor de Corrección Secundario según Hagedorn & Brown

ix. Con el factor

ND

CNL

7.14

P

NGV

NLV1.0

575.0 se obtiene

LH

a partir de la siguiente fig.




Luego,

LL

HH

x. Cálculo de fm (factor de fricción de Moody):

Conocido d

, se calcula:

m

mmRe

Vd1488N

tp

con LL H1H gLm

Con la figura de Moody y N se obtiene fm. tpRe




69



Observación: si el patrón es de burbuja la fase predominante es la líquida, luego se tiene:

L

LLRe

Vd1488N

tp

con L

sL

H

VVL

y el gradiente de presión por fricción se convierte en:

c

2Lm

f gd2

VLf

Z

P

xi. Cálculo del gradiente de energía cinética, EK.

Hg2

VEK

c

2mm

o

dzg2

V

dZ

dPEK

c

2mm

acc

Dicho gradiente es despreciable cuando la presión promedio es mayor de 150 lpc,

2m

2m

2m 21

VVV

2

1sg1sL2

m VVV1

a P1 y T1 y 22sg2sL

2m VVV

12 a P2 y T2.

Correlación de Duns & Ros.

Los autores consideran que existe deslizamiento entre las fases y establecen patrones de

flujo. Esta correlación es aplicable para un amplio rango y condiciones de flujo.

Según los autores:



70



EK1

HP

HP

H

P fE

T

Siendo:

Pg144

VVEK

c

nsmsg

con 1gLns

i. Determinación del patrón de flujo.

ii. Se determina L1 y L2 a partir de la figura de L vs ND de Ros:

2

1

L

Ld872.120ND



71



iii. Se calcula LS y LM:

NLV3650LS y 75.0NLV8475LM

Con 4

1

L

LsLV938.1NLV

y 4

1

L

LsgV938.1NGV

iv. Con las siguientes fronteras se determina el patrón de flujo:

0 NGV , patrón burbuja. NLVLL 21

NLVLL 21 NGV LS, patrón tapón.

LS < NGV LM, patrón de transición.

NGV > LM, patrón neblina.

v. Determinación de los gradientes de presión según los patrones de flujo.

vi. Patrón Burbuja, la fase continua es la líquida.

144H

P m

E

con LgLLm H1H

s

sLs2

smsmL V2

VV4VVVVH

4

1

L

L

s

938.1

SV

con

2321NLV1

'FNLVFFS NGV

y ND

FF'F 4

33



72



Donde F1, F2, F3 y F4 se obtienen a partir de la siguiente figura, en función de NL.

dg2144

VVf

H

P

c

msLLm

f

con 3

21m f

fff

Donde:

f1 = factor de fricción de Moody, en función de la rugosidad relativa, d

y del

número de Reynolds para el patrón burbuja.

L

sLLRe

Vd1488N

b



73



f2 = se obtiene a partir de la siguiente figura, en función de sL

32

sg1

V

NDVf .

sL

sg13 V50

Vf1f

Observación: el término EK es insignificante.

vii. Patrón Tapón, la fase continua sigue siendo la líquida, pero existe más cantidad de

gas.

144H

P m

E

con LgLLm H1H y

s

L V2H

sLs

2smsm VV4VVVV

con

4

1

L

L

s

938.1

SV




y

27

6982.0

5

NLVF1

'FNGVF1S

con F 66 FND0029.0'

Los valores de F5, F6 y F7 se obtienen a partir de la siguiente figura, en función de NL.

fH

P

= se calcula de igual manera que para el patrón de burbuja.

Observación, en este patrón de flujo el termino EK no se considera.

viii. Patrón de Neblina, en este patrón la fase continua es el gas. Para este patrón, la

ecuación del gradiente de presión total es:

EK1144

HP

HP

H

P fE

T




75



El gradiente de presión por elevación se expresa por la ecuación correspondiente.

Duns & Ros supone que no existe deslizamiento en este tipo de patrón, por la cual la

densidad de la mezcla que lleva la componente gravitacional se puede calcular por:

1gLm

El gradiente de presión por fricción está basado sólo en la fase gaseosa por ser ésta la

fase continua, luego:

dg2

Vf

H

P

c

2sgg

f

El factor de fricción f se halla en función del número de Reynolds.

g

sggRe

dV1488N

Duns & Ros durante sus experimentos, observaron que en las paredes de las tuberías se

formaba una película de líquido, lo que permitía el avance del gas además de hacer

variar la rugosidad de la tubería. Este proceso es gobernado por el Número de Weber.

L

2sgg

we

V454N

El valor de puede ser muy pequeño, pero d

no puede ser menor que 10-3.

Luego el procedimiento para calcular f es el siguiente:

viii.1 Calcular los números adimensionales de Weber y viscosidad líquida.



76



viii.2 Calcular d

:

Si < 0.005, entonces: NNwe

dV

0749.0

d 2sgg

L

Si 0.005, entonces: NNwe

dV

NN386.0

d 2sgg

302.0weL

viii.3 Si 10-3 < d

< 0.05, f se obtiene del grafico de Moody o con ecs.

Si d

0.05.

73.1

2 d267.0

d27.0Log4

1f

El término de energía cinética viene dado por la siguiente ecuación:

Pg144

VVSLVEK

c

sggLsg

ix. Patrón Transición, el gradiente de presión total viene dado por .

EK1

HP

HP

H

P fE

T



77



El gradiente de presión por elevación viene dado por:

NEBLINATAPÓN EEE H

PB

H

PA

H

P

Con:

sm

s

LL

NGVLA

y sm

s

LL

LNGVB

Donde:

TAPÓNEH

P

= gradiente de presión por elevación en el patrón tapón.

NEBLINAEH

P

= gradiente de presión por elevación en el patrón neblina.

El gradiente de presión por fricción se obtiene de la siguiente forma:

NEBLINATAPÓN fff H

PB

H

PA

H

P

TAPÓNfH

P

= gradiente de presión por fricción en el patrón tapón.

NEBLINAfH

P

= gradiente de presión por fricción en el patrón neblina.

El gradiente de presión por aceleración se desprecia en este tipo de patrón de flujo.



78



Correlación de Orkiszewski.

El autor considera deslizamiento entre las fases y existen cuatro patrones de flujo. El

autor cambio los trabajos de Griffith, Griffith & Wallis y Duns & Ros.

i. Patrón de Burbuja, los límites para este patrón:

m

sg

V

V < LB donde

d

V2218.0071.1LB

2m

Siendo:

LB 0.13

sLsgm VVV

Donde:

t

wwwooo

sL A

BfqBfqV

86400

615.5

t

gsoL

sg A

BRqRGLqV

86400

La ecuación de gradiente de presión total es:

144

HP

HP

H

P fE

T

El gradiente de presión por elevación viene dado por la ecuación:



79



c

m

E g

g

H

P

con H1H LgLLm

El valor de HL se calcula con la siguiente ecuación:

s

sg2

s

m

s

mL V

V4

V

V1

V

V1

2

11H

Suponiendo, Vs = 0.8 pies/seg según Griffith.

El gradiente de presión por fricción se obtiene por la ecuación:

dg2

HVf

H

P

c

2

L

sLL

f

.

Donde f es el factor de fricción de Moody, el cual es función de la rugosidad relativa,

d

, y el número de Reynolds, NRe:

LL

sLLRe H

Vd1488N

El gradiente de presión por aceleración (efecto de la energía cinética) se considera

despreciable por ser la fase líquida la predominante en el patrón burbuja.

ii. Patrón Tapón, los límites para este patrón:

m

sg

V

V > LB y NGV < LS



80



Con NLV3650LS

4

1

L

LsLV938.1NLV

y 4

1

L

LsgV938.1NGV

El gradiente de presión total viene dado por la ecuación

144

HP

HP

H

P fE

T

La densidad de la mezcla para el gradiente de presión por elevación se expresa por:

L

bm

sggbsLLm VV

VVV

Donde:

dgCCV 21b

Vb, se halla mediante un procedimiento de ensayo y error, ya que Vb es función de C1 y

C2, además C2 es función de Vb.

El procedimiento es el siguiente:

ii.1 Se supone un valor de Vb por:

dg5.0Vba

ii.2 Se calcula y : bReN

LReN

L

LbaRe

dV1488N

b

y L

LmRe

dV1488N

L



81



ii.3 Se obtiene un nuevo valor de Vb.

Si 3000, entonces: bReN

dgN1074.8546.0VLRe

6bc

Se 8000, entonces: bReN

dgN1074.835.0VLRe

6bc

Si 3000 < < 8000, entonces: bReN

d

59.13

2

1V

L

L2bc Con: dgN1074.8251.0 Re

6 L

ii.4 El proceso termina cuando babc VV < 0.02

El coeficiente de distribución de líquido () se determina a partir de una de las

siguientes ecuaciones, dependiendo de la fase líquida continua y del valor de la

velocidad de la mezcla.

Fase Líquida Continua Valor de Vm (pie/seg) Ecuación

Agua (RAP 4) < 10 Ec. 4.134

Agua (RAP 4) Ec. 4.135

Petróleo (RAP < 4) < 10 Ec. 4.136

Petróleo (RAP < 4) Ec. 4.137



82



dLog428.0VLog232.0681.0d

Log013.0m38.1

L

dLog888.0VLog162.0709.0d

Log045.0m799.0

L

dLog113.0VLog167.0284.0d

1Log0125.0m415.1

L

XdLog569.0161.0d

1Log0274.0371.1

L

dLog63.0397.0d

1Log01.0VLogX

571.1L

m

El valor de está restringido por los siguientes límites con el objeto de eliminar

discontinuidades de presión entre los distintos patrones de flujo.

Si Vm < 10, entonces: mV065.0

Si Vm 10, entonces:

L

m

bm

b 1VV

V

El gradiente de presión por fricción se obtiene por la ecuación:

bm

bsL

c

2mL

f VV

VV

dg2

Vf

H

P

Donde f se halla en función del número de Reynolds y de d

.



83



L

mLRe

dV1488N

El gradiente de presión por aceleración se considera despreciable, ya que la fase líquida

sigue siendo dominante.

iii. Patrones de Neblina y Transición, los gradientes de presión se calculan de la misma

forma que en la correlación de Duns & Ros.

Correlación de Beggs & Brill.

Según los autores la ecuación del gradiente de presión es:

EK1144

dg2

VfSen

g

g

H

P c

2mnstp

tpc

T

Siendo:

1 LgLLns con m

sLL V

V

LgLLtp H1H

Para delimitar los patrones de flujo se determinan L1, L2, L3 y L4

302.0L1 316L

4684.2L2 0009252.0L



84



4516.1L3 10.0L

738.6L4 5.0L

se requiere adicionalmente el Número de Fraude dg

VNFR

2m

.

Los límites para los patrones de flujo horizontal son:

Segregado:

L < 0.01 y NFR < L1 ó L 0.01 y NFR < L2

0868.0

4846.0L

LNFR

98.0)0(H

Donde HL(0) es el factor de entrampamiento del líquido para flujo horizontal.

Intermitente:

0.01 L < 0.4, y L3 < NFR L1

ó L 0.4, y L3 < NFR < L4

0173.0

5351.0L

LNFR

854.0)0(H

Distribuido:

L < 0.4, y NFR L1

ó L 0.4 y NFR > L4



85



0609.0

5824.0L

LNFR

065.1)0(H

Transición,

L 0.01 y L2 NFR L3

Siendo: HL(0) L

Cuando el flujo cae en el patrón de transición, el HL(0), debe ser calculado usando

las ecuaciones de flujo segregado e intermitente, y luego interpolando usando los

siguientes factores de peso:

TEINTERMITENLSEGREGADOLTRANSICIONLHBHAH )0()0()0(

Donde:

23

3

LL

NFRLA

y 1B A

Luego,

)0(HH LL

Donde es el factor de corrección de HL(0) por efecto de la inclinación de la

tubería.

8.1Sen333.08.1SenC1 3

es un ángulo de la tubería con respecto a la horizontal. Para tubería vertical hacia

arriba = 90º y,



86



C300.01

Donde:

GFELL NFRNLVDLn1C

Los valores de las constante D, E, F y G dependen del patrón de flujo y la dirección del

flujo.

Para flujo hacia arriba:

Patrón D E F G

Segregado 0.011 -3.768 3.539 -1.614

Intermitente 2.96 0.305 -0.4473 0.0978

Distribuido No se corrige C = 0

Para flujo hacia abajo:

Patrón D E F G

Cualquier 4.70 -0.3692 0.1244 -0.5056 Con la restricción que C 0

El cálculo del factor de fricción bifásico, ftp:

Snstp eff

2

Re

Rens 8215.3NLog5223.4

NLog2f

Siendo:



87



ns

nsmRe

dV1488N

, 1 LgLLns

y

42 X01853.0X8725.0X182.30523.0

XS

Con:

YLnX e 2L

L

0HY

Si 1 < Y < 1.2

2.1Y2.2LnS

El gradiente de aceleración :

dH

dP

Pg

VV

H

P

c

sgmtp

acc

y

Pg144

VVEK

c

sgmtp



88



Ejemplos matemáticos.

A continuación se presentan unos ejemplos matemáticos para cada correlación explicada

en el punto anterior. Se utilizará punto decimal en lugar de coma decimal.

Ejemplo para Hagedorn & Brown.

Dada la siguiente información, calcular el gradiente de presión:

Vsg = 1.74 pie/seg. o = 14 cps.

VsL = 1.28 pie/seg. g = 0.013 cps.

d = 1.995 pulg. L = 54.61 lb-m/pie3.

o = 18 dinas/cm. g = 2.5 lb-m/pie3.

P = 765 lpca. /d = 0.0006.

T = 137 ºF.

X

V

g2dg2

Vf

144

1

dH

dP2

m

c

m

c

2mmm

m

Se tiene:

3sgsLm m/pie-lb 02.328.174.1VVV

Cálculo de HL:

d

VLB m

2

2218.0071.1



89



12

995.102.3

2218.0071.12

0968.11LB

5762.002.3

74.1

V

V

m

sgg

423841.002.3

28.1

V

V

m

sLL

g > LB.

Cálculo de los números adimensionales:

4

1

L

LsLV938.1NLV

274.318

61.5428.1938.1NLV

4

1

Número Velocidad del Líquido.

4

1

L

LsgV938.1NGV

450.418

61.5474.1938.1NGV

4

1

Número Velocidad del Gas.

2

1

L

Ld872.120ND

3518

61.54

12

995.1872.120

2

1

ND Número Diámetro de la Tubería.



90



4

1

L3

L

L1

15726.0NL

0927.061.5418

11415726.0NL

4

1

3

Número Viscosidad del Líquido.

Con NL de la figura del CNL CNL = 0.006.

Cálculo de .

000894.035

0927.045.4

ND

NLNGV14.2

38.0

14.2

38.0

= 1 de la figura del factor de corrección de Hl se tiene

Cálculo de HL/.

4

1.0

575.0

1.0

575.01053.3

35

006.0

7.14

765

45.4

274.3

7.14

ND

CNLP

NGV

NLV

Con 3.53 x10-4 y la figura correspondiente, 55.0HL

Luego 55.0155.0

x

HH L

L

Cálculo del factor de fricción, fm:

LgLLm H1H

3m m/pie-lb 16.3155.015.255.061.54



91



LL H1g

HLm

cps 604846.0013.014 55.0155.0m

m

mmRe

dV1488N

38488

411.412

995.102.316.311488NRe

3.85x104

De la figura de Moody, con d = 0.0006 f = 0.022

lpc/pie 2204.0

12995.1174.322

02.316.31022.016.31

144

1

dH

dP 2

74.15.228.161.5402.3

1VV

V

1sggsLL

mn

3n m/pie-lb 586.24

30368

604846.012

995.102.3586.241488NRe

3.0368x104

De la figura de Moody, con d = 0.0006 f = 0.023

Finalmente sustituyendo en la ecuación del gradiente total se tiene:

lpc/pie 219.0

12995.116.31174.322

02.3586.24023.016.31

144

1

dH

dP 22



92



Solución con Duns & Ros.

Dada la siguiente información, calcular el gradiente de presión:


VsL = 1.28 pie/seg. g = 0.013 cps.

d = 1.995 pulg. L = 54.61 lb-m/pie3.


P = 765 lpca. /d = 0.0006.

T = 137 ºF.

Números adimensionales cálculados en el ejercicio anterior

NLV = 3.274 ND = 35

NGV = 4.450 NL = 0.0927

4238.002.3

28.1

V

V

m

sLL

De la figura de factores L de Ros L1 = 1.78 y L2 = 0.75

864.167274.33650NLV3650LS

75.075.0 274.38475NLV8475LM

2355.4274.375.078.1NLVLL 21

Como NGV > ó NGV < LS Patrón Tapón. NLVLL 21



93



Cálculo del gradiente de elevación,

144H

P m

E

LgLLm H1H

s

sLs2

smsmL V2

VV4VVVVH

4

1

L

L

s

938.1

SV

27

6982.0

5

NLVF1

'FNGVF1S

66 FND0029.0'F

De la figura de factores F con NL = 0.0927 = 9.27 x 10-2 se obtiene

F5 = 0.061

F6 = 2.17

F7 = 0.042

27.217.2350029.0'F6

415.5274.3042.01

27.245.4061.01S

2

982.0



94



pie/seg 1166.2

1861.54938.1

415.5V

4

1s

5930.0

1166.22

28.11166.241166.202.31166.202.3H

2

L

3m m/pie-lb 4012.335930.015.25930.061.54

lpc/pie 2320.0144

4012.33

H

P

E

Cálculo del gradiente por fricción:

dg2144

VVf

H

P

c

msLLm

f

3

21m f

fff

1235

1412

995.128.161.541488dV1488N

L

sLLReb

1.24 x 103

05182.01235

64

N

64f

bRe1 Flujo Laminar.

7537.028.1

3574.105182.0 323

2

1

sL

sg

V

NDVf

De la figura de f2 con sL

32

sg1

V

NDVf =0.7537 f2 = 0.85



95



00854.128.150

74.105182.01

V50

Vf1f

212

1

sL

sg13

04367.000854.1

85.005182.0fm

lpc/pie 00598.0

12995.1174.322144

02.328.161.5404367.0

H

P

f

El término EK es despreciable.

lpc/pie 23798.000598.02320.0TH

P

Solución con Orkiszewski.

Dada la siguiente información, calcular el gradiente de presión


VsL = 1.28 pie/seg. g = 0.013 cps.

d = 1.995 pulg. L = 54.61 lb-m/pie3.


P = 765 lpca. /d = 0.0006.

T = 137 ºF.

Cálculos previos (ejercicios anteriores)

Vm = 3.02 pie/seg

NLV = 3.274, LS = 167.864 y NGV = 4.450



96



5762.002.3

74.1

V

V

m

sg

0968.11

12995.1

02.32218.0071.1

d

V2218.0071.1LB

22m

Como mV

VSG > LB No está en Patrón de Burbuja.

Como mV

VSG > LB, y NGV < LS Patrón Tapón.

L

bm

sggbsLLm VV

VVV

dgCCV 21b

Cálculo de Vbc:

pie/seg 1564.112995.1174.325.0dg5.0Vba

1116

14

61.5412995.11564.11488dV1488

NL

LbaReb

Flujo

Laminar.

2914

14

61.5412995.102.31488dV1488

NL

LmReL

Como 3000 bReN



97



12995.1174.3229141074.8546.0dgN1074.8546.0V 6

Re6

bc L

pie/seg 3217.1Vbc

Como: 1564.13217.1VV babc > 0.02 Se repite el cálculo.

1275

14

61.5412995.13217.11488

NbRe

Como 3000 y no varía. bReN

LReN

Luego, Vb = 1.3217 pie/seg

RAP < 4 y Vm < 1

dLog113.0VLog167.0284.0d

1Log127.0 m415.1

L

12995.1Log113.002.3Log167.0284.0

12995.1

114Log127.0

415.1

1027163.0

1963.002.3065.0V065.0 m

Como -0.1027163 > -0.1963, = -0.102716.

3m m/pie-lb 12.2861.541027163.0

3217.102.3

74.15.23217.128.15461



98



Gradiente por Elevación:

lpc/pie 1953.0144

12.28

dH

dP

E

Gradiente por Fricción:

bm

bsL

c

2mL

f VV

VV

dg2

Vf

dH

dP

2914

1412

995.102.361.541488dV1488N

L

mLReb

Con la Figura 4.12, d =0.0006, f = 0.049.

lpc/pie 0079.01027163.03217.102.3

3217.128.1

12995.1174.322

02.361.54049.0

dH

dP 2

f

Gradiente de Presión Total:

lpc/pie 2032.00079.01953.0dH

dP

T

Solución con Beggs & Brill.

Usando los datos del ejemplo anterior, determinar el gradiente de presión.

Gradiente por Elevación:

EK1

dHdP

dHdP

dH

dP fE

T



99



144

Seng

dH

dP tp

E

4238.002.3

28.1

V

V

m

sLL

3LgLLns m/pie-lb 584.244238.015.24238.061.541

831.2434238.0316316L 302.0302.0L1

34684.24684.2L2 107011.74238.00009252.00009252.0L

3477.04238.010.010.0L 4516.14516.1L3

615.1624238.05.05.0L 738.6738.6L4

7051.1

12995.1174.32

02.3

dg

VNFR

22m

Como 0.4 y L3 < NFR L4 el flujo está en Patrón Intermitente.

5289.07051.1

4238.0845.0

NFR

845.0)0(H

0173.0

5351.0

0173.0

5321.0L

L

GFELL NFRNLVDLn1C

1988.07051.1274.34238.096.2Ln4238.01C 0978.04473.0305.0

05964.11988.03.01C3.01



100



5604.005964.15289.0)0(H)90(H LL

3LgLLtp m/pie-lb 7024.315604.015.25604.061.54H1H

lpc/pie 2201.0144

903.25

dH

dP

E

Gradiente por Fricción:

ns

mnsRe

dV1488N

cps 9407.54238.01013.04238.014ns

3092

9407.512

995.102.3584.241488NRe

22

Re

Rens 8215.33092Log5223.4

3092Log2

8215.3NLog5223.4

NLog2f

04296.0ns

f

3495.1

5604.0

4238.0

)90(HY

22L

L

2997.03495.1LnYLnX

42 X01853.0X8725.0X182.30523.0

XS

Con X = 0.2997



101



3641.0

2997.001853.02997.08725.02997.0182.30523.0

2997.0S

42

06183.0e04296.0eff 3641.0Snstp

lpc/pie 10999.8

12995.1174.322144

02.3584.2406186.0

dg2144

Vf

dH

dP 32

c

2mnstp

f

5

c

sgmtp107002.4

765174.32144

74.102.37024.31

Pg

VVEK

Gradiente de Presión Total:

lpc/pie 2291.0107002.41

10999.82201.0

dH

dP5

3

T

Resumen de resultados:

Correlación Gradiente, lpc/pie.

Hagedorn & Brown 0.219

Duns & Ros 0.238

Orkiszewski 0.203

Beggs & Brill 0.229



102



Ejemplos con curvas de gradiente ya graficadas Uso de las curvas de gradiente de presión

Cuando no se dispone de simuladores de flujo multifásico en tuberías (Pipesim, Wellflo, Prosper, Naps, etc.) se deben utilizar curvas de gradiente de presión publicadas en la literatura y que representen aceptablemente el flujo multifásico en tuberías, por ejemplo las presentadas por K. Brown en la serie “The Technology of Artificial Lift Methods”. En las siguientes figuras se ilustra el cálculo de la Pwh y Pwf a partir de la Psep.

FLUJO HORIZONTAL FLUJO VERTICAL Psep Pwh Pwh Pwf Lequiv. Dequiv. L Dw Ltotal Dtotal El sentido de las flechas indica la secuencia en la determinación de la Pwh y la Pwf. L representa la longitud de la línea de flujo y Dw la profundidad del pozo (Prof. del punto medio de las perforaciones).

I.D. línea %AyS

qL

API g , w

Tf

I.D. tubing %AyS

qL

API g ,w

Tf



103



Ejercicio propuesto para calcular Pl y Pc

Dada la siguiente información de un pozo que produce por flujo natural Psep = 100 1pcm Línea de flujo: ØL = 4" RAP = 0 L = 6000 pies (sin reductor) RGP = 1000 pcn/bn g = 0.65 API = 35 Tf = 195°F Tsup = 90°F Twh = 195°F Øtub = 2-7/8" OD Pws = 2200 1pc Prof.= 7000 pies ql= 600. b/d Determine: 1. Pwh y Pl 2. Pwf y Pc Se recomienda utilizar las curvas de gradiente tomadas de Brown que se encuentran en el anexo A y llenar el siguiente cuadro:

ql Psep Figura* Horiz.

L equiv

L Total

PwhFigura*

Vertic.D

equiv. D

total Pwf

Si dispone de un simulador compute los valores de Pwh y Pwf y compare los resultados obtenidos. (*) Indique el número de la figura utilizada.



104



3.4 Construcción de la Curva de Demanda de energía Si se evaluan las Pwh y las Pwf requeridas para distintas tasas de producción y se grafican v.s. la tasa de producción q, se obtienen las curvas de demanda de energía en el cabezal y fondo del pozo respectivamente. La siguiente figura muestra las curvas de demanda de energía mencionadas, observe para un dado caudal la representación de las pérdidas de presión en la línea,Pl, y en el pozo, Pp. Ilustración

Pwf vs q, Demanda en el fondo del pozo

Rangos característicos de la curva de demanda

Para un tamaño fijo de tubería vertical existe un rango óptimo de tasas de flujo que puede transportar eficientemente, para tasas menores a las del rango óptimo se originará un deslizamiento de la fase líquida (baja velocidad) lo que cargará al pozo de líquido aumentando la demanda de energía en el fondo del pozo, y para tasas de flujo mayores a las del rango óptimo aumentará las pérdidas de energía por fricción (alta velocidad) aumentando sustancialmente los requerimientos de energía en el fondo del pozo. La siguiente figura muestra los rangos antes mencionados:

Deslizamiento Rango Optimo

Fricción

Tasa mínima Tasa máxima ql

Pwf

Pwh vs q, Demanda en el cabezal del pozo

q, bpd

P, lpc

Pc

Psep, presión del separador

Pl



105



Rango de tasas según tamaño de tubería de producción

A continuación se presenta rangos óptimos de tasas dados por Brown para tuberías de uso común en los pozos petroleros. Los valores corresponden a RGL de aproximadamente 2000 pcn/bn: RANGO ÓPTIMO Tubería Tasa mínima - Tasa máxima (O.D.) (b/d) - (b/d) 2 3/8” 200 - 2500 2 7/8” 350 - 3000 3 ½” 500 - 4000

En resumen La curva de demanda de energía en el fondo del pozo

representa la capacidad que tiene el pozo de extraer fluidos del yacimiento



106



CAPÍTULO 4

Capacidad de Producción del Sistema

4.1 Capacidad de producción del pozo en flujo natural Descripción La capacidad de producción del pozo en flujo natural lo establece la tasa

de producción para la cual la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento se iguala a la capacidad de extracción de fluidos del pozo conjuntamente con su línea de flujo en la superficie.

Tasa de producción posible o de equilibrio

Para obtener gráficamente la tasa de producción antes mencionada se debe dibujar en la misma grafica las curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo, tal como se muestra a continuación: Para obtener una solución analítica se debe utilizar un procedimiento de ensayo y error asumiendo varias tasas de flujo y para cada una de ellas determinar la Pwf de oferta (Pws→Pwfs→Pwf) y la Pwf de demanda (Psep→Pwh→Pwf) luego con algoritmos matemáticos acelerar la convergencia hasta que Pwf oferta ≈ Pwf demanda.

Pwf de demanda

Tasa de equilibrio

ql

Pwf

Pwf de oferta

Pws



107



Ejercicio propuesto para calcular la capacidad de producción

Determine la capacidad de producción del siguiente pozo capaz de producir por flujo natural: Psep = 100 1pcm Pb= 1800 lpcm RAP = 0 L = 3000 pies de 2” (sin reductor) RGP = 400 pcn/bn g = 0.65 API = 35 T = 140°F (promedio en el pozo) Øtub = 2-3/8" OD Pws = 2200 1pc Prof.= 5000 pies J = 1,0 bpd/lpc Se recomienda utilizar un simulador de flujo multifásico y adicionalmente las curvas de gradiente tomadas de Brown para comparar resultados. (Solución dada por Brown aproximadamente 870 bpd)

Uso de reductores para controlar la producción del pozo en FN Descripción

Cuando se requiere controlar la tasa de producción de un pozo se debe instalar un reductor de producción en la caja de “choke” que se encuentra en el cabezal del pozo. La reducción brusca del área expuesta a flujo provocará una alta velocidad de la mezcla multifásica a través del orificio del reductor de tal forma que la presión del cabezal no responderá a los cambios de presión en la línea de flujo y en la estación, en otras palabras, la producción del pozo quedará controlada por la presión de cabezal Pwh impuesta por el tamaño del reductor instalado.

Razones para controlar la tasa de producción

Entre las razones mas importantes para controlar la tasa de producción del pozo que produce por flujo natural se encuentran: Aumentar la seguridad del personal de campo al reducir la presión

en la superficie Evitar la conificación de agua y gas. Minimizar la migración de finos. Minimizar la entrada de arena al pozo. Proteger el equipo de superficie de la alta presión, erosión,

turbulencia, etc. Mantener flexibilidad en la producción total del campo para

acoplarla a la demanda de petróleo impuesta por el mercado internacional.



108



En conjunto estas razones están orientadas hacia una explotación eficiente de los yacimientos. Definitivamente estos dispositivos constituyen el medio más efectivo y económico de controlar la producción e incrementar el recobro final de los yacimientos.

¿Cómo afecta a la producción del pozo el uso del reductor?

Cuando se instala un reductor en la línea de flujo superficial de un pozo la restricción al flujo provocará un aumento de la presión en el cabezal, Pwh, y con ello un aumento de la presión fluyente en el fondo del pozo, Pwf, disminuyendo el diferencial de presión a través del área de drenaje del yacimiento, en consecuencia, la tasa de producción del pozo será menor que la obtenida cuando producía sin reductor. Mientras mas pequeño es el orificio del reductor menor será la tasa de producción del pozo y mayor la presión en el cabezal del pozo.

Comportamiento de estranguladores o reductores

Flujo Crítico La condición de flujo crítico se presenta cuando la velocidad del flujo en la “vena contracta” través del reductor es igual a la velocidad del sonido en el medio multifásico, de esta manera los cambios de presión aguas abajo del reductor no afectan a la Pwh ya que la onda de presión es disipada en el reductor o “choke” por la alta velocidad del flujo.

¿Cómo se manifiesta la existencia de flujo crítico?

La existencia de la condición de flujo crítico se manifiesta en superficie cuando la presión aguas abajo del reductor, presión en la línea de flujo, Plf, sea menor del 70% de la presión aguas arriba, es decir, Plf/Pwh < 0.7, en esta relación las presiones Plf y Pwh deben expresarse en unidades absolutas de presión, lpca.

Flujo crítico Plf / Pwh ≤ 0,7

Si no se cumple esta condición se dice que el flujo es subcrítico.

Plf

S

Pwh q y R



109



4.1 Capacidad de producción del pozo en flujo natural (continuación)

Ecuaciones para estimar el comportamiento de reductores

Existen varias ecuaciones empíricas que describe el comportamiento de la presión de cabezal en función de la relación gas-líquido (R), tamaño del reductor, (S), y la tasa de producción q.

Ecuación de Gilbert

La fórmula comúnmente utilizada en los cálculos concernientes al flujo multifásico a través de los reductores de producción es la ofrecida por Gilbert en 1954. Gilbert desarrolló su ecuación a partir de información del campo Ten Section en California y determinó que su ecuación era válida bajo la condición de flujo crítico. La ecuación de Gilbert es válida para condiciones de flujo crítico y originalmente fué presentada de la siguiente manera:

S

q )(R435 = Pwh

1.89

0.546

Donde R es la relación gas líquido en mpcn/bn. q tasa de líquido en pcn/bn. S diámetro del orificio del reductor, en 64 avos de pulg. Pwh en lpca Donde Pwh sale en lpcm, el resto de las variables posee las mismas unidades de la ecuación anterior. Esta ecuación da resultados aceptables y ciertamente es lo suficiente exacta para una primera selección del tamaño del reductor requerido.

Ejercicio ilustrativo

Estime la presión de cabezal de un pozo que produce con un reductor de 1/4” una tasa de 100 bpd de petróleo limpio con una relación gas-líquido de 2000 pcn/bn

Sustituyendo valores en la ecuación de Gilbert se tiene:

lpcm )(435

= Pwh1.89

0.546337

)16(

100.2



110




Otras correlaciones

Existen otras correlaciones para estimar el comportamiento de estranguladores bajo condiciones de flujo crítico y se basan en la siguiente ecuación general:

S

q )(RGL B = Pwh

A

C

Correlación A B C

Gilbert 1.89 10.00 0.546

Baxendell 1.93 9.56 0.546

Achong 1.88 3.82 0.65

Ros 2.00 17.40 0.50

Aussens 1.97 3.89 0.68

Curva de comportamiento del reductor

Si se repite el ejercicio anterior para varias tasas de flujo y se grafica Pwh v.s. q se obtendría una línea recta que pasa por el origen, sin embargo a bajas tasas posiblemente no se cumpla la condición de flujo crítico, por lo que será necesario determinar la caída de presión a través del reductor utilizando correlaciones mecanísticas para flujo sub-crítico. La siguiente figura presenta una curva típica de comportamiento de reductores y puede sustituir a la curva de demanda de energía en el cabezal en los cálculos de la capacidad de producción del pozo.

Pwh

q, bpd

Flujo críticoFlujo

sub-crítico

Psep

Pwh vs. q



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Curva de comportamiento del pozo

El comportamiento del pozo en flujo natural con reductores se refiere a cuantificar el impacto que el tamaño del reductor tiene sobre la tasa de de producción del pozo. La representación gráfica de este comportamiento permitirá seleccionar el tamaño de reductor requerido para una determinada tasa de producción y viceversa.

Para construir esta curva de comportamiento pozo es necesario determinar la capacidad de producción del pozo para varios tamaños de reductores.

S

ql

Capacidad de producción del pozo para varios tamaños de reductor

La capacidad de producción del pozo en flujo natural con reductor la establece la tasa de producción para la cual la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento se iguala a la capacidad de extracción de fluidos del pozo conjuntamente con el reductor de producción en superficie. Básicamente es el mismo procedimiento presentado en el Tema 1, con la diferencia que la curva de demanda de energía en el cabezal obtenida a partir de la presión del separador debe ser sustituida por la curva de comportamiento del reductor, el procedimiento se repite para varios reductores

ql

Linea abierta

S1 S2S3

Pwf

S1<S2<S3



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4.2 Capacidad de producción del pozo de Levantamiento Artificial por Gas (LAG)

Capacidad de producción del pozo para diferentes RGL

La capacidad de producción del pozo en flujo natural disminuye a través del tiempo bien sea por que la energía del yacimiento disminuye sustancialmente y/o disminuye el índice de productividad o por que la columna de fluido se hace cada vez más pesada debido al aumento del corte de agua del pozo. Puede llegar el momento donde el pozo comienza a producir por cabezadas y se muere. Si se le inyecta gas a determinada profundidad se reduce el peso de la columna disminuyendo la presión fluyente en el fondo del pozo reestableciéndose una determinada tasa de producción para la cual la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento se iguala a la capacidad de extracción de fluidos del pozo conjuntamente con la inyección de gas en la columna de fluido. Básicamente es el mismo procedimiento presentado para pozos en flujo natural con la diferencia que la RGL por encima del punto de inyección es mayor que la de formación debido a la inyección de gas con fines de levantamiento. La figura muestra el efecto de la RGL sobre la producción del pozo.

RGLformac. F.N.

RGL1

ql

RGL2

RGL3 Pwf

RGL1<RGL2<RGL3

q1 q2 q3



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4.2 Capacidad de producción del pozo de LAG. (continuación)

Curva de rendimiento del pozo de LAG

Para cada RGL del gráfico anterior se puede obtener la tasa de inyección de gas requerida para producir las tasas de producción obtenidas en el balance anterior:

qiny (Mpcnd) = (RGLi – RGL form.) . ql / 1000.

Graficando q, bpd v.s. qiny se obtiene la llamada curva de rendimiento del pozo con LAG

Ilustración 1 Las siguientes figuras ilustran curvas de rendimientos típicas:

La curva de rendimiento A corresponde a un pozo que es capaz de producir con flujo natural y sin restricciones en la línea de flujo, mientras que la curva del pozo B corresponde a un pozo que no es capaz de producir con flujo natural y posee restricciones en la línea de flujo.

A

ql bpd

B

qiny, mpcnd



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4.3 Capacidad de producción del pozo con bombeo electrocentrífugo sumergible (BES)

Capacidad de producción del pozo con BES a diferentes RPM del motor

La capacidad de producción del pozo con BES depende de la profundidad donde se coloque la bomba, de la capacidad de bombeo de la misma y del trabajo que realice sobre el fluido. La bomba centrífuga succionará el fluido reduciendo la presión fluyente en el fondo del pozo logrando conciliar nuevamente la demanda de fluidos con la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento. A mayor RPM del motor mayor será la capacidad de extracción de la bomba y con ello la del pozo. La figura muestra el efecto de las RPM del motor-bomba sobre la producción del pozo.

Curva de rendimiento del pozo en función de las RPM del motor

Igualmente se pueden construir curvas en función de otros parámetros

Demanda con F.N.

RPM1

ql

Pwf

RPM2

RPM3 Pwf

RPM1<RPM2<RPM3

q1 q2 q3

ql bpd

RPM



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CAPÍTULO 5

Optimización del Sistema de Producción

Introducción Para optimizar el sistema se realiza:

o Cotejo del comportamiento actual del pozo (Match) o Optimización aplicando Análisis Nodal.

Cotejo del comportamiento actual del pozo

Descripción Consiste en reproducir para el caudal de producción obtenido durante la prueba del pozo, el perfil de presiones desde el separador hasta el fondo del pozo, utilizando las correlaciones empíricas mas apropiadas para determinar las propiedades de los fluidos y las correlaciones de flujo multifásico que reproduzcan aceptablemente las caídas de presión tanto en la línea de flujo como en la tubería de producción. Se debe considerar el cambio de la RGL si es un pozo de LAG ó el cambio de la presión ó energía en el punto donde esté colocada una bomba. Conocida la Pwf se determina el índice de productividad y el comportamiento de afluencia que exhibe la formación productora

Optimización aplicando análisis nodal

Descripción Consiste en realizar varios análisis de sensibilidad de las variables más importantes y cuantificar su impacto sobre la producción. Las variables que mayor impacto tienen sobre la producción son los cuellos de botella del sistema. Las oportunidades de mejoras se deben buscar tanto en variables de “Outflow” ó Demanda y en variables del “Inflow” ó demanda. Finalmente se selecciona la mejor opción técnico-económica



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5.1 Cotejo del comportamiento actual. Los pasos para el cotejo del comportamiento actual de producción son los siguientes:

a) Selección y Ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo

b) Selección y Ajuste de las correlaciones de Flujo Multifásico en Tuberías

c) Determinación de la válvula operadora (si el pozo es de LAG) d) Cotejo del Comportamiento actual de Producción



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a) Selección y Ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo

1 ) Después de cargar la información, previamente validada, que exige el simulador “Wellflo” en cuanto a producción, infraestructura instalada y datos de yacimiento, se entra en la sección “Reservoir Control” para revisar las propiedades de los fluidos en “Fluid Parameters”



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a) Selección y Ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo (continuación)

2) En la sección “Check” de “Fluid Parameters” realizar el cálculo de la Presión de burbuja con varias correlaciones (Standing, Glaso etc...), utilizando el Rsi del PVT validado; en caso de no disponer de este se podría utilizar la RGP inicial del yacimiento.

3) Seleccione la correlación que mas se aproxime al valor real de la Presión de burbuja.

4) Con “Best Fit” de la sección “Match” ajustar la correlación para reproducir el valor real de Presión de burbuja ( Wellflo marcará con un asterisco la correlación ajustada).

De la misma forma se seleccionan otras propiedades en “Match property” y se ajustan los valores ingresados incluso a distintas presiones



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b ) Selección y Ajuste de las correlaciones

e Flujo Multifásico en Tuberías d

Para la selección y ajuste de la correlación de flujo multifásico en tuberías que mejor simulen el comportamiento de las presiones dinámicas en el pozo se debe disponer de un registro de Presión y Temperatura fluyente. Para aquellos casos donde no se dispone de estos registros se debe solicitar información al personal que trabaja en “Optimización” sobre las correlaciones que son aplicadas en el área respectiva. Los pasos a seguir son los siguientes

1. Crear en el “Notepad” el archivo de datos del registro fluyente, actualizando la información de las medidas de presión a cada profundidad, se puede grabar con extensión “.txt” o con la extensión “. dvp”, luego lea dicho archivo desde el Wellflo.



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2. Utilizar el modelo calibrado de temperatura (Twh para la ql).

3. Calcular la curva de gradiente con todas las correlaciones, realizando análisis de sensibilidad de las mismas en “Pressure Drop”.



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4. Calcular y de los resultados gráficos seleccione la

correlación que mejor se aproxime al perfil real,

verificando la consistencia de las condiciones de

operación del pozo (Válvula operadora)



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5. Ajustar la correlación seleccionada, realizando sensibilidad con el factor “L” (Autoregresión)

6. Actualizar en la sección “correlaciones”, la

correlación seleccionada y el factor “L” obtenido en el ajuste de la misma



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Continuación paso 6)



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c) Determinación de la válvula operadora si el pozo es de LAG

El simulador selecciona como válvula operadora la válvula mas profunda que posea una presión de producción mayora la presión de producción requerida para abrirla.

En la siguiente gráfica se observa que las dos válvulas superiores poseen presiones de producción mucho menores a las requerida para abrirlas por lo tanto quedó como operadora la asentada en el mandril mas profundo. El mandril operador se diferencia del resto por el trazado continuo de su profundidad.

cerrada

cerrada abierta



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c) Determinación de la válvula operadora (continuación)

En la sección “Advance Gas Valve Modelling” de “Análisis” se determina la tasa de gas que la válvula operadora deja pasar bajo las condiciones de producción del pozo, este valor debe ser similar (+ ó – 10%) al reportado como tasa de inyección según el disco de gas de levantamiento, si esto se cumple se certifica la consistencia de la información utilizada en el diagnóstico, de lo contrario se revisaría nuevamente la información para validarla nuevamente. Las caracterís-ticas de la válvula operadora se ingresan en la sección “Valve Details” y se debe seleccionar el modelo adecuado para calcular la tasa de gas que puede pasar a través de la válvula en cuestión la cual se selecciona como “nodo” para el cálculo de la capacidad de producción del pozo. Cuando se trata de orificios se usa “Thornhill Craver” y si se trata de una válvula se recomienda el de “Winkler” o el modelo “TUALP”



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c) Determinación de la válvula operadora (continuación)

La figura presenta los resultados de la tasa de inyección a través de la válvula bajo condiciones dinámicas.

Tasa de flujo de gas a través de la válvula



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d) Cotejo del Comportamiento actual de Producción

La presión fluyente obtenida en el punto medio de las perforaciones debe ser introducida en “Edit Layer” cuando se haya elegido “Test Point Data” como modelo para calcular el comportamiento de afluencia de la formación productora. Cuando no se dispone de la información de yacimiento suficiente como para aplicar la ecuación de Darcy, se debe seleccionar el modelo “Vogel” para calcular la IPR

Para obtener las curvas de Oferta y Demanda de energía en el fondo del pozo se entra en “Operating Point” de “Análisis”, se seleccionan las tasas automáticamente y finalmente se “calcula” para obtener en los resultados gráficos la intersección de las mencionadas curvas, la intersección debe realizarse en la tasa de operación actual.

De esta forma se tiene cotejado el comportamiento actual de producción



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5.2 OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

5.2.1 Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de energía y fluidos del Yacimiento.

El impacto de la remoción de daño y/o pseudo daño sobre la producción del pozo puede ser cuantificado en bpd cuando se conocen los parámetros que definen el comportamiento de afluencia de la formación productora, por ejemplo, permeabilidad relativa, espesor de arena neta asociada al cañoneo, radio de la zona dañada, radio de drenaje, radio del pozo, densidad del cañoneo (tiros por pie), longitud del túnel perforado, área de las perforaciones (calibre del cañón), permeabilidad vertical, penetración parcial ó cañoneo parcial, etc. A continuación se presentan las pantallas donde se debe ingresar la información. Primeramente se debe cambiar en “Reservoir control” el modelo para el comportamiento de afluencia de “Test Point Data” a “Layer Parameters”. En el caso mostrado en esta figura se seleccionó un pozo con revestidor cementado y perforado y se activó la opción de utilizar un daño calculado en la ventana de “Skin Análisis”.



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En el botón configure se encontrará las variables forma del área de drenaje y sus dimensiones. Al pulsar el botón “Calculate” se actualizará el cálculo de factor de daño total y por componente.

Actualizada la información anterior, se ejecuta nuevamente el “Operating Point” de “Análisis” pero realizando un análisis de sensibilidad de la permeabilidad de la zona de daño hasta lograr reproducir la tasa actual. El valor del daño a la formación correspondiente a la permeabilidad calculada para la zona de daño será un valor solo estimado ya que definitivamente solo a través de la interpretación de una prueba de restauración de presión tendremos valores mas confiables del daño a la formación. Igualmente, si la caída de presión a través de los túneles dejados por el cañoneo correspondiente a la tasa de producción actual es mayor de 300 lpc podría realizarse un análisis de sensibilidad para abrir mas área de flujo entre el pozo y el yacimiento, por ejemplo, mayor penetración, cañones de mayor calibre, mayor densidad de tiro (de 4 a 8 tiros por pie).



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5.2 Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda de

energía para levantar fluidos del Yacimiento. De la misma forma se debe cuantificar el impacto de la eliminación de restricciones (Cuellos de botella) encontrados en la infraestructura instalada, sobre la producción del pozo, por ejemplo: bajar el punto de inyección del gas de levantamiento a través de un rediseño de la instalación, bajar la presión de separación en las estaciones donde se pueda hacer dicho cambio, cambiar el diámetro de la línea de flujo, cambio del método de producción, etc. En cada uno de los escenarios estudiados se debe determinar la curva de comportamiento ó de rendimiento del pozo de LAG, realizando una segunda sensibilidad del volumen de gas de levantamiento a utilizar, esto permitirá seleccionar un volumen diario de inyección de gas óptimo para el escenario óptimo. Para ver la curva de rendimiento se debe seleccionar ver “Performance Análisis” en “Results” “Plot” tal como se muestra a continuación:



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A continuación se muestra un ejemplo de una curva de Rendimiento de LAG obtenida con el simulador.

Maggiolo, R[1]. - Optimización de la Producción Mediante Análisis Nodal

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