Productividad Integral Yacimiento - Pozo_Mzo 2014_Parte 1 - Copia

Productividad de Pozos

Temario.

1. Introduccin.

2. El sistema de Produccin.

3. Comportamiento de afluencia.

4. Flujo multifsico en tuberas.

5. Factor de dao y su impacto en el comportamiento de afluencia.

6. Registros de produccin.

7. Anlisis integral de produccin del sistema yacimiento pozo batera

de separacin.

8. Aplicaciones prcticas con software comercial.

Introduccin.

La optimizacin de un sistema de produccin depende principalmente del conocimiento que se tiene sobre

los diferentes elementos que lo constituyen. Este procedimiento debe incluir, la interrelacin de las cadas de

presin que se dan en el sistema integra de produccin yacimiento - pozo batera de separacin; es

decir partiendo del yacimiento, el pozo, la lnea de descarga, el oleoducto o gasoducto y la batera de

separacin o estacin de recoleccin de gas.

En la mayora de los casos, es posible reducir los costos y/o incrementar la produccin aplicando la tcnica

de Anlisis Nodal al diseo y evaluacin de un sistema integral de produccin. El Anlisis Nodal es la

aplicacin de procedimientos de evaluacin a cada elemento del sistema en donde ocurre una cada de

presin.

Para evaluar el comportamiento de los elementos del sistema integral de produccin, es necesario utilizar

diversos mtodos para analizar el flujo de fluidos desde el yacimiento, la tubera de produccin los

estranguladores, la lnea de descarga y hasta el separador.

En este curso, el alumno obtendr los conocimientos bsicos necesarios para familiarizarse con cualquier

software comercial de Anlisis Nodal, interpretar los resultados y obtener conclusiones acertadas.

Introduccin. Ciclo de vida de los Yacimientos

Exploracin El yacimiento se descubri e incorpor Reservas, pero

no se entiende todava (tamao, contenido, etc).

Delimitacin/Evaluacin El tamao y la extensin del yacimiento es delimitado y

sus parmetros son evaluados.

Desarrollo Un mejor entendimiento del Yacimiento, mejora la

produccin.

Madurez El Yacimiento se encuentra en etapa avanzada de su

explotacin, perdiendo energa, se implantan procesos

de recuperacin secundaria y mejorada para

incrementar el factor de recuperacin.

Optimizacin de pozos fluyentes.

Optimizacin de Instalaciones superficiales de produccin.

Instalacin de SAE

Introduccin.Ciclo de Explotacin tipo de un pozo

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500Produccin

Presiones

SAP

9 5/8

5 1/2

13 3/8

7

Terminacin

9 5/8

5 1/2

13 3/8

7

RMA

9 5/8

5 1/2

13 3/8

7

9 5/8

5 1/2

13 3/8

7

SAP

9 5/8

5 1/2

13 3/8

7

Estimulaciny SAP

Recuperacin

Secundaria y/o mejorada

9 5/8

13 3/8

7

Qo

(Bp

d)

P y

ac

(Kg

/cm

2)

El Sistema de Produccin.

El sistema de produccin est formado por el yacimiento, la terminacin, el pozo, el estrangulador y las

lneas de flujo en la superficie. El yacimiento esta compuesto por varias unidades de flujo conectadas

hidrulicamente, mientras que la terminacin (disparos), el pozo y las instalaciones de superficie son

infraestructuras construidas por el hombre para la extraccin, control, medicin, tratamiento y transporte de

los hidrocarburos extrados de los yacimientos de una manera eficiente, econmica, rentable y bajo un estricto

control de seguridad cuidando el medio ambiente.

El proceso de produccin en un pozo petrolero, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo

del rea de drene del yacimiento hasta el separador de produccin en la batera de separacin, para el caso de

lquidos o hasta la estacin de compresin para el gas. En la siguiente figura se muestra el sistema completo

con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Terminacin, Pozo, y Lnea de Flujo en

superficie.

Existe una presin de partida de los fluidos en dicho proceso, que es la presin esttica del yacimiento, Pws, y

una presin final o de entrega que es la presin del separador en la batera de separacin, Psep.


YACIMIENTO

PROCESO DE PRODUCCION

TRANSPORTE DE LOS FLUIDOS DESDE EL RADIO

EXTERNO DE DRENE EN EL YACIMIENTO HASTA

EL SEPARADOR

TERMINACIN

Pesttica promedio (Pws)

PRESIN DE ENTRADA:

Presin separador (Psep)

PRESIN DE SALIDA:

LINEA DE FLUJO

O

P

O

Z

Componentes del Sistema Total de Produccin.

Anlisis del Sistema Total de Produccin


Introduccin. Anlisis del Sistema Total de Produccin

Qliq.

Pwf AUMENTANDO

IPR

TRANSPORTE

IPR

TRANSPORTE

q2 q3q1

ANLISIS NODAL


Recorrido de los fluidos en el sistema

Flujo en el yacimiento: El movimiento de los fluidos inicia en el

yacimiento a una distancia re del pozo donde la presin es la esttica

Pws, viaja a travs del medio poroso hasta llegar a la cara de la

arena o radio del pozo rw, donde la presin es la presin de fondo

fluyendo en la cara de la arena Pwfs. En este elemento el fluido pierde

energa en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h),

presente restricciones al flujo en la vecindad del pozo (dao, S) y el fluido

presenta resistencia al flujo (o). Mientras mas grande sea el pozo mayor

ser el rea de comunicacin entre el yacimiento y el pozo aumentando el

ndice de productividad del pozo. La perforacin de pozos horizontales

aumenta sustancialmente el ndice de productividad del pozo.

La ecuacin de Darcy para flujo radial, es la

que nos permite estimar el gasto de

produccin de aceite que ser capaz de

aportar un yacimiento de forma circular

hacia el pozo productor bajo condiciones

de flujo ESTACIONARIO o

PSEUDOESTACIONARIO.



Flujo en el yacimiento:

POROSIDAD ()

CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE FLUIDOS QUE POSEE

UNA ROCA.




POROSIDAD ()

Si el volumen de poros se relaciona al volumen de roca, se obtiene la porosidad, y sta se representa en fraccin

o en porciento:

o bien ; por lo que la porosidad absoluta

Una vez que se ha definido el trmino de porosidad, es importante sealar que no todos los poros de una roca

estn siempre comunicados entre ellos, en ocasiones, algunos poros estn aislados; por lo que, la porosidad de

la roca suele clasificarse en:



Flujo en el yacimiento: PERMEABILIDAD (k)



Flujo en el yacimiento:TORTUOSIDAD

La tortuosidad es la relacin entre la longitud del tubo capilar equivalente al

medio poroso (Lc) y la longitud del medio poroso (L).

En el Yacimiento no existen tubos capilares, por el contrario la direccin del flujo es

sinuoso y ms largo, generando una cada de presin adicional en el sistema.

El Sistema de Produccin. Recorrido de los fluidos en el sistema


Ley de Darcy

PERMEABILIDAD (k)

LA VELOCIDAD APARENTE DE UN

FLUIDO FLUYENDO A TRAVS DE UN

MEDIO POROSO, ES DIRECTAMENTE

PROPORCIONAL AL GRADIENTE DE

PRESIN E INVERSAMENTE

PROPORCIONAL A LA VISCOCIDAD.

DARCY (1856)

Flujo LINEAL



Darcy Flujo RADIAL

PERMEABILIDAD (k)

sr

rB

pphkXq

w

eoo

wfsws

ln

1008.7 3




w

s

s r

r

k

ks ln1

s = Skin Factor (adimensional)

Ecuacin de Hawkins

s = 0 NO existe Dao; ks = k

s > 0 EXISTE Dao; ks < k

s < 0 Pozo Estimulado; ks > k

El Dao se evala con Pruebas de

Variacin de Presin.

Dao (s)

ksk



Flujo en el yacimiento: Dao (s)

COMPONENTES DEL DAO

ST = Sd + Sc+ + Sp + Spseudo

Sd : Dao de formacin.

Sc+ : Dao por penetracin parcial e inclinacindel pozo.

Sp : Dao por efecto de los disparos.

Sseudo: Pseudo-daos (turbulencia y efectos de las fases).




Dao (s)

Tipos de DAO de formacin.

Taponamiento de garganta de poro por migracin de finos.

Precipitacin qumica

Ca2++2HCO3- CaCO3 (s)+H2O+CO2 (g).

Ceras, parafinas y asfltenos.

Dao por fluidos

Emulsiones.

Permeabilidades relativas (bloqueo por agua).

Dao mecnico

Compactacin de la roca.

Pulverizacin durante los disparos.

Dao biolgico

Bacterias, especialmente en pozos inyectores.



Flujo en el yacimiento:Propiedades termodinmicas del aceite.

Viscosidad y densidad del aceite ()Rs y o DEL ACEITE.



Flujo en la terminacin (disparos).

Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la terminacin que puede ser una tubera de

revestimiento de explotacin cementada y disparada, normalmente utilizado en formaciones

consolidadas, o un empaque con grava normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para

el control de arena. Para el primer caso, la cada de presin se debe a la sobrecompactacin o

trituracin de la zona alrededor del tnel perforado y a la longitud de penetracin de los disparos; en

el segundo caso, la cada de presin se debe a la reduccin del rea expuesta a flujo. Al atravesar la

terminacin los fluidos entran al fondo del pozo con una presin Pwf.



Flujo en la terminacin (disparos):

Flujo Radial



Diagrama de las cargas


Flujo en la terminacin:

Agujero descubierto

Empacador

Agujero descubierto

Empaque de grava

Con Tubera de revestimiento



Flujo en el pozo (tubera vertical):

El alumno deber de entender el concepto de gradiente de presin; para ello, a continuacin se

representan dos tuberas concntricas, ambas de 10 pies de altura y completamente llenas con agua salada

de 72 lb/pie3. La base de la tubera de menor dimetro (1.128 pg) tiene un rea de 1 pg2, ambas estn

divididas verticalmente en 10 secciones, cada una de 1 pie de altura.

Debido a que la tubera de mayor dimetro est constituida por 10 secciones de 1 pie cada una, la columna

de lquido pesa 10 x 72 = 720 lb/pie2, el cual representa la fuerza ejercida sobre un rea de 1 pie2. De la

misma manera, la tubera menor de dimetro esta constituida por 10 secciones de 1 pie de altura por un

rea de 1/144 pie , y tiene un volumen de 10x1/144 =0.069 pie3 siendo el peso de la columna de lquido de

0.069 x 72 =5 lb: el cual representa la fuerza ejercida sobre un rea de 1 pg2. La presin se expresa

comnmente en lb/pg2, definindose como:

Gradiente de presin.




Gradiente de presin.

13.54 pg

De este modo, la presin ejercida sobre la base de la

tubera de menor dimetro es de 5 lb/1 pg2 = 5 lb /

pg2 y sobre la de mayor dimetro es de 720 lb/1

pie2 x 1 pie2 / 144 pg2 = 5 lb/pg2.

La presin ejercida por una columna de fluido

(presin hidrosttica) es la misma para una altura

dada, sin importar el dimetro de la tubera que

contiene este fluido.




PRINCIPIO DE PASCAL

13.54 pg

Cuando la presin en cualquier punto de un fluido confinado (lquido o gas) se incrementa, la presin

sobre cualquier otro punto del fluido se incrementa en la misma cantidad.

Si se instalan manmetros de presin en la base de cada seccin vertical de las tuberas, el manmetro 1,

registrar una presin de 0.5 lb/ pg2 (0.5 lb/pg2/pie x cada pie) y as cada manmetro aumentar 0.5 lb/pg2.

El manmetro 5, registrar una presin de 5 x 0.5=2.5 lb/pg2 y el manmetro 10 registrar 10 x 0.5 =5

lb/pg2. Este incremento de presin constante de 0.5 lb/pg2/pie es llamada gradiente de presin. Si las

tuberas fueran llenadas con aceite de 53 lb/pie3, los manmetros registraran un gradiente de presin de:

0.3681 lb/pg2/pie




Tarea

Tomando el ejemplo anterior, considere los siguientes fluidos:

aceite con una densidad de 50.379 lb/pie3

Gas con una densidad de 14.358 lb/pie3

Determine lo siguiente:

1. La presin ejercida sobre la base de ambas tuberas.

2. El gradiente de presin en psi/pie




Dentro del pozo los fluidos ascienden a travs de la tubera de produccin (TP) venciendo la fuerza de

gravedad y la friccin en las paredes internas de la tubera. Llegan al cabezal del pozo con una presin Pwh.

La distribucin de la presin del fluido a medida que fluye a travs de la TP del fondo del pozo hasta la

cabeza, es muy importante en las tareas de ingeniera de produccin, tales como la seleccin del dimetro

de la TP, el pronstico de la productividad del pozo, y el diseo de instalaciones de levantamiento

artificial. La distribucin de la presin a lo largo de la TP puede obtenerse, a partir de un registro de

presin de fondo fluyendo (RPFF) a diferentes profundidades en el pozo mientras se est fluyendo a un

gasto constante. El resultado de esta medicin es un grfico del gradiente de presin correspondiente al

flujo multifsico a diferentes profundidades de la TP, para pozos desviados es necesario verticalizar la

profundidad utilizando el survey del pozo. Esto se muestra en la siguiente figura.



Flujo en el pozo (tubera vertical

Una vez que se tiene el RPFF, este gradiente es necesario ajustarlo a las correlaciones empricas de flujo

multifsico para reproducir las cadas de presin a lo largo de la TP hasta la cabeza del pozo (Pwh).




Dimetro de Tubera Gasto Relacin gas-lquido Densidad de lquido Relacin agua-aceite Viscosidad Rgimen o patrn de flujo Deslizamiento entre fases

PRESIN

PR

OF

UN

DID

AD

Dimetro de TuberaGastoCorte de Agua

RGL1



Pressure

(Kgf/cm2)

Depth

(m)

Gradiente

kgf/cm2/m

Grad Prom

Kgf/cm2/

m

Grad Prom

psi/ft

204.7 2680

205.3 2705 0.02400

205.8 2730 0.02000 0.0220 0.0954

207.4 2755 0.06400

209.4 2780 0.08000

211.3 2805 0.07600 0.0720 0.3121

213.6 2830 0.09200

216.2 2855 0.10400

218.9 2880 0.10800 0.1013 0.4392

Valores de gradientes tpicos de:

agua, aceite y gas

Registro Presin de

Fondo Fluyendo

2650

2700

2750

2800

2850

2900

200 205 210 215 220

De

pth

(m)

Pressure (kg/cm2)

0.0954 Psi/ft

0.3121 Psi/ft

0.4392 Psi/ft

Agua

Aceite

Gas


Flujo en el pozo (tubera vertical)

Tarea

Se tiene un RPFF en

un pozo direccional

productor. Calcular el

gradiente de presin y

temperatura en cada

estacin utilizando la

profundidad vertical

(TVD). Hacer el grfico

de temperatura y

presin.


Flujo en el estrangulador

Una vez que los fluidos llegan a la superficie, estos pasan a travs del estrangulador instalado en el cabezal

del pozo.

La funcin principal del estrangulador, es mantener condiciones estables de flujo dentro del sistema y evitar

que las variaciones de presin que ocurren corriente abajo del estrangulador se reflejen en el sistema

yacimiento pozo causando inestabilidad en el flujo; para ello, es necesario que en el estrangulador se

alcancen condiciones de flujo crtico.

Estrangulador de carburo de tungsteno de 12/64 avos de pulgada



Transporte en la lnea de flujo superficial

Corriente abajo del estrangulador, la presin es la presin de la lnea de flujo, Plf, luego atraviesa la lnea

de flujo superficial llegando al separador en la batera de separacin, con una presin igual a la presin

del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petrleo.

Variacin de las PLD Vs gasto para

diferentes dimetros de la LD.


Capacidad de produccin del sistema.

La cada de presin (p) a travs de cada componente, depende de las caractersticas de los fluidos

producidos y especialmente, del gasto transportado en el componente; de tal manera que la capacidad de

produccin del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energa del yacimiento y la

demanda de energa de la instalacin para transportar los fluidos hasta la superficie.

La suma de las cadas de presin de cada componente es igual a la prdida total de energa, es decir, a la

diferencia entre la presin de partida, Pws, y la presin final, Psep:

Donde:

Py = Pws Pwfs = Cada de presin en el yacimiento, (IPR).

Pc = Pwfs- Pwf = Cada de presin en la terminacin, (Jones, Blount & Glaze).

Pp = Pwf-Pwh = Cada de presin en el pozo. (Flujo vertical).

Pl = Pwh Psep = Cada de presin en la lnea de flujo. (Flujo horizontal).

Pws Psep = Py + Pc + Pp + Pl

El Sistema de Produccin. Capacidad de produccin del sistema.

Tradicionalmente el balance de energa se realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de

simuladores del proceso de produccin permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la

trayectoria del proceso de produccin: cabezal del pozo, separador, etc.

Para realizar el balance de energa en el nodo, se asumen varios gastos y para cada uno de ellos, se

determina la presin con la cual el yacimiento entrega dicho gasto al nodo, y la presin requerida en la salida

del nodo para transportar y entregar dicho gasto en el separador con una presin remanente igual a la Psep.

Por ejemplo, s el nodo esta en el fondo del pozo:

Presin de llegada al nodo:

Pwf (oferta) = Pws - Py Pc

Presin de salida del nodo:

Pwf (demanda)= Psep + Pl + Pp


Capacidad de produccin del sistema.

En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo:

Presin de llegada al nodo:

Pwh (oferta) = Pws py pc - Pp

Presin de salida del nodo:

Pwh (demanda)= Psep + Pl


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

La representacin grfica de la presin de llegada de

los fluidos al nodo en funcin del gasto de

produccin se denomina Curva de Oferta de energa

del yacimiento (Inflow Curve) y la representacin

grfica de la presin requerida a la salida del nodo

en funcin del gasto de produccin, se denomina

Curva de Demanda de energa de la instalacin

(Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo como

el nodo de solucin, la curva de oferta es la IPR

(Inflow Performance Relationships) y la de

demanda es la VLP (Vertical Lift Performance).


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

El balance de energa entre la oferta y la demanda puede obtenerse numrica o grficamente. Para realizarlo

numricamente consiste en asumir varios gastos de produccin y calcular la presin de oferta y demanda en el

respectivo nodo de solucin hasta que ambas presiones se igualen, el ensayo y error es necesario ya que no se

puede resolver analticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el calculo de las Ps en

funcin del gasto de produccin.

Como realizar el balance de energa?

Pterminacin

El Sistema de Produccin. Curvas de oferta y demanda de energa en el fondo del pozo: Curvas VLP / IPR.

Como realizar el balance de energa?

El Sistema de Produccin. Como estimar la Capacidad de Produccin del Sistema ?

YACIMIENTOTERMINACIN

Pws

LINEA DE FLUJO

O

P

O

Z

2.- Se repite el paso anterior para otros valores asumidos de ql, y se construye la curva de IPR de energa 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

Pws

IPR

Transporte

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 Transporte.

PsepPwh

Pwf Pwf Pwf Pwf

Pwh Pwf

ql

Pwf

Capacidad de Produccin del Sistema.

ql = ?

BALANCE

Para obtener grficamente

la solucin, se dibujan

ambas curvas en un papel

cartesiano y se obtiene el

gasto donde se interceptan.

La siguiente figura

muestra el procedimiento

paso a paso:

El Sistema de Produccin. Como estimar la Capacidad de Produccin del Sistema ?

Optimizacin Global del Sistema

Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de produccin, 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 realizacin de mltiples balances con diferentes

valores de las variables ms importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto

que dicha variable tiene sobre la capacidad de produccin del sistema.

Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo, es necesario disponer de un modelo matemtico que

describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello permitir computar la cada de

presin en el yacimiento Py y adicionalmente, se requiere un modelo matemtico para estimar la cada

de presin a travs de los disparos (Pc) y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo, es

necesario disponer de correlaciones de flujo multifsico en tuberas que permitan predecir aceptablemente

la cada de presin en la lnea de descarga (Pl) y en la tubera de produccin (Pp).


Optimizacin Global del Sistema

La tcnica puede usarse para planear la optimizar la terminacin del pozo que aun no ha sido perforado, o

en pozos que actualmente producen quizs en forma ineficiente.

Para este anlisis de sensibilidad, la seleccin de la posicin del nodo de solucin es importante; ya

que a pesar de que la misma posicin del nodo no modifica la capacidad de produccin del sistema, si

interviene en el tiempo de ejecucin del simulador.

El nodo se puede colocar antes (corriente arriba) o despus (corriente abajo) del componente donde se

modifica la variable; por ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el dimetro de la lnea de flujo

sobre la produccin del pozo, es ms recomendable colocar el nodo en el cabezal del pozo o en el

separador que en el fondo del pozo.

La tcnica comercialmente recibe el nombre de Anlisis Nodal y puede aplicarse para optimizar pozos que

producen por flujo natural (fluyentes) o por levantamiento artificial


Qliq.

Pwf AUMENTANDO

IPR

TRANSPORTE

IPR

TRANSPORTE

q3q1 q2

Pws

Psep

Pwfcrit.

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

Anlisis del Sistema Total de Produccin

ANLISIS NODAL (OPTIMIZACIN)

p1p2

p3

p1 > p2 < p3

El Sistema de Produccin.Anlisis del Sistema Total de Produccin

Qliq.

Pwf

TRANSPORTE 1:

LINEA ABIERTA

IPR

AOF

Pws

Pwf1

TRANSPORTE 2:

CON

ESTRANGULADOR

Pwf2

P1

P2

Si P2 < P1 MINIMIZA PROBLEMAS DE PRODUCCIN

q2 q1

El Sistema de Produccin. Cadas de presin en el sistema integral de produccin.

i

Cada de presin total (PT )

PT = P1 + P2 + P3 + P4 + P5 + P6 + P7 + P8

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