analisis integral del pozo
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Análisis integral del pozo
Objetivo
Conocer la metodología del Análisis Nodal y realizar análisis nodales sencillos de pozos petroleros.
El Sistema Integral de Producción (SIP)
Es el conjunto de elementos que transporta a los fluidos del yacimiento hasta la superficie, los separa en aceite, gas y agua y los envía a instalaciones para su almacenamiento y comercialización.
La toma de información:
Analizar las condiciones de producción.
Buen diagnostico para implementar la mejor decisión.
Características de los yacimientos.
Propiedades de los fluidos.
Daño a la formación.
Pozo fluyente
Es aquel que, con la energía propia del yacimiento, es capaz de vencer las caídas de presión que ocurren a través del medio poroso, de la tubería de producción (vertical), estrangulador, tubería de descarga (horizontal), hasta separador, conduciendo así, los fluidos producidos.
Para analizar el comportamiento de un pozo fluyente terminado, determinar el gasto de producción y/o diagnosticarlo apropiadamente, es necesario analizar las tres áreas de flujo, las cuales se tiene que estudiar en forma separada y unirlas después, antes de
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tener una idea precisa del comportamiento de flujo del pozo productor; estas áreas son:
Flujo del yacimiento al pozo Flujo de tuberías. Flujo en tubería de producción.
Flujo en línea de descarga. Flujo en estranguladores.
Para tener pleno conocimiento del funcionamiento de un Sistema Integral de Producción, se debe contar con el concepto de cada uno de los componentes que lo conforman1
Yacimiento de hidrocarburos: se entiende por yacimiento la porción de una trampa Geológica que contiene hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente. Los fluidos del yacimiento ocupan los poros o huecos de la roca almacén, están a alta presión y temperatura, debido a la profundidad a que se encuentra el yacimiento.
Pozo: es un agujero o conducto que se hace a través de la roca, desde la superficie hasta llegar al yacimiento, en el cual se instalan sistemas de tuberías y otros elementos con el fin de establecer un flujo de fluidos controlados entre la formación productora (yacimiento) hasta la superficie.
Árbol de válvulas: es un arreglo (conjunto) de válvulas que permiten controlar el flujo de los hidrocarburos del pozo y de los fluidos que se inyectan al mismo.
Tubería de descarga: las tuberías son estructuras de acero, cuya finalidad es transportar el gas, aceite y en algunos casos agua desde la cabeza del pozo hasta el tanque de almacenamiento. Los costos específicos en el transporte tanto del aceite como del gas disminuye cuando la capacidad de manejo aumenta; esto se logra si el aceite, gas y agua se transportan en tuberías de diámetro óptimo, para su capacidad dada.
Estrangulador: es un aditamento que se instala en los pozos productores son el fin de establecer una restricción al flujo de fluidos. Es decir, permite tener un gasto deseado, además de prevenir la confinación de agua, producción de arena y sobre todo, ofrecer seguridad a las instalaciones superficiales.
Separadores: son equipos utilizados para separar la mezcla de aceite y gas, y en algunos casos aceite, gas y agua que proviene directamente de los pozos. Los
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separadores se clasifican por la geometría en horizontales, verticales y esféricos, y por su finalidad, separar dos fases (gas y líquido) o tres fases (gas, líquido y agua).
Tanques de almacenamiento: son recipientes metálicos de gran capacidad la producción de fluidos de uno o varios pozos. Los tanques de almacenamiento pueden ser estructuras cilíndricas de almacenamiento en tierra firme, o bien un buque-tanque, usualmente utilizados en pozos costa afuera. En la industria petrolera, los tanques pueden tener una capacidad de almacenamiento que va desde los 100,000 hasta 500,000 barriles. En México se cuentan con tanques de almacenamiento de 500,000 barriles.
IMPORTANCIA DE LA CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO Y EL EFECTO DE LA TEMPERATURA
Análisis PVT
Los Análisis PVT de los hidrocarburos del yacimiento, consisten en una serie de pruebas de laboratorio, las cuales se diseñan para obtener propiedades físicas requeridas dentro de un estudio de caracterización de yacimientos. Por lo general, los cálculos de balance de materia son muy utilizados en el estudio de yacimientos.
Análisis de Laboratorio PVT
Presión de burbujeo (pb).
Factor de volumen del aceite (Bo) y gas (Bg).
Relación de gas disuelto en el aceite (Rs).
Factor de volumen total (Bt).
Compresibilidad isotérmica del aceite (Co) y del gas (Cg).
Viscosidad del aceite (o) y gas (g).
Factor de compresibilidad (z).
Importancia de la caracterización del Fluido y el efecto de la Temperatura
Describir los parámetros importantes a tener en cuenta en el Muestreo de Fluidos de yacimiento.
Análisis PVT Convencional – Pruebas y Reporte Final
Análisis PVT Composicional – Pruebas y Reporte Final
Importancia del Muestreo
Obtener una muestra representativa de yacimiento es importante para realizar un estudio de fluidos exacto y útil para el desarrollo y explotación de los yacimientos de aceite y gas.
Las muestras usadas para estos estudios deben tener las mismas propiedades de los fluidos de yacimiento en las actuales condiciones de yacimiento.
Clases de Muestreo:
Muestreo de Fondo del pozo a nivel medio de los disparos.
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Muestreo de Superficie:
- Muestreo en Separador.
- Muestreo en cabeza de pozo.
Factores para la selección del Muestreo:
Características del fluido de yacimiento
Características del yacimiento
Equipo mecánico usado en la terminación
Costos
Clase de Análisis requeridos
Muestreo de Fondo
• Fluidos de Yacimiento deben ser tomados lo más temprano posible, durante la vida productiva del yacimiento.
--Ventajas del Muestreo de Fondo:
Acertada medición de las propiedades básicas del fluido cuando el fluido es totalmente desconocido (Pozos exploratorios).
Es fácil la toma de una muestra representativa de Yacimiento cuando el yacimiento esta Bajosaturado.
El fluido recuperado es Fluido in-situ, y se evita la recombinación de muestras.
Fluidos más representativos cuando se requieren estudios de precipitación de sólidos.
Desventajas del Muestreo de Fondo:
Dificultad en la obtención de una muestra representativa cuando el yacimiento esta saturado
Alto costo de operación
El pozo debe ser acondicionado antes del muestreo (estrangulado o cerrado)
No son convenientes en pozos de gas condensado
--Muestreo de Superficie para Pozos en Producción.
En Separador, como muestras de gas y líquido para recombinar en el laboratorio.
En cabeza de pozo, como una muestra representativa de la corriente de Fondo.
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--Ventajas de los Métodos de Muestreo de Superficie
Fácil de realizar y menos costoso.
Facilita el estudio de diferentes muestras con diferentes composiciones (RGA)
No es necesario cerrar el pozo
Facilita el manejo de las muestras en el laboratorio
Pueden ser usadas en estudios de Gas Condensado
Desventajas de los Métodos de Muestreo de Superficie:
Requerimiento de mayor cantidad de Cilindros.
Se requiere una muy acertada medición de RGA en Superficie.
Se requiere la recombinación de gas y aceite en el laboratorio
Conocer el tipo de fluido que vamos a producir es de vital importancia ya que de ello depende:
Diseño de instalaciones.
Uso de Registros de producción.
Sistemas de Transporte.
Análisis económicos.
FLUJO DEL YACIMIENTO AL POZO
Los factores que gobiernan el flujo de fluidos desde la formación al pozo:
Condición roca
Condición fluidos
Condición Eficiencia de Flujo (daño o estimulación)
Condición Abatimiento de Presión
Condición Mecanismo de Empuje
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FLUJO EN TUBERÍA VERTICAL TUBERÍA DE PRODUCCIÓN TP
Al pasar los fluidos del yacimiento a la tubería de producción, se consume la mayor parte de la presión disponible para llevarlos del yacimiento a las baterías de separación.
Diseño del diámetro de TP (flujo por TP o Espacio anular).
Pronosticar cuando dejara de producir el pozo (vida fluyente) y diseñar un sistema artificial de producción.
Obtener la presión de fondo fluyendo.
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Métodos para la utilización de las curvas de gradiente
Existen dos métodos para utilizar las curvas de gradiente de presión
en problemas de pozos fluyentes:
Primer método: (Pwf)
El diámetro de la tubería y la relación gas-aceite son conocidos y la presión en la cabeza del pozo se mantiene constante.
Se suponen gastos de aceite.
Con el diámetro de tubería, el gasto supuesto, la relación gas-aceite, la presión en la cabeza conocidos, se entra a las curvas de gradiente de presión correspondiente.
Se obtiene la presión de fondo fluyendo.
Se repite el procedimiento para varios gastos.
Se grafican estos valores en una gráfica de presión vs. Gasto.
Segundo método: (Pth)
El diámetro de la tubería y la relación gas-aceite son conocidos.
Se supone un gasto de aceite.
Con el gasto de aceite supuesto, se obtiene la presión de fondo fluyendo correspondiente de la curva de IPR.
Con el diámetro de tubería, el gasto, la relación gas- aceite, la presión de fondo fluyendo conocidos, se entra a las curvas de gradiente de presión correspondiente.
Se obtiene la presión en la cabeza del pozo.
Se repite el procedimiento para varios gastos.
Se grafican estos valores en una gráfica de presión vs. gasto.
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FLUJO EN TUBERÍA HORIZONTAL LINEA DE DESCARGA LD
Comportamiento de Flujo Multifásico Horizontal.
La predicción de las pérdidas de presión en tuberías horizontales en las que existe flujo multifásico es de gran utilidad para resolver problemas operativos y optimizar la capacidad de transporte:
En la producción de campos en zonas terrestres o marinas es necesario dimensionar los diámetros de las líneas de conducción de las mezclas de aceite y gas para ser utilizadas durante un periodo importante de producción.
La producción sale del pozo a través de las líneas de escurrimiento
o de descarga hasta el Cabezal de recolección y de ahí hasta la
Batería.
Con las pérdidas de presión predichas para la línea de conducción
existentes y dependiendo de las condiciones deseadas (presión de
separación o de la cabeza) determinar el gasto que el pozo puede
producir.
Los métodos y técnicas utilizadas para la predicción de las pérdidas
de presión en flujo multifásico horizontal también se aplican en la
determinación del tamaño de las líneas para:
Inyección de glicol en gases húmedos para prevenir o controlar la formación de hidratos.
Sistemas de tuberías en plantas industriales, incluyendo refinerías y sistemas de transporte de gas con agua o condensado, o gas con una mezcla multicomponente de gas, condensado y agua.
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Ejemplo No. 1 :
Considerando los siguientes datos:
q0 = 1000 bl/día (100% aceite)
R = 1000 ft³/bl
Psep = 100 lb/pg²
Longitud de la tubería de descarga = 5000 ft
Calcular la presión de flujo en la boca del pozo Pwh para un diámetro de tubería de descarga de 3 pg.
Solución:
Diámetro de la tubería de descarga = 3 pg. Entrando en la abscisa con un valor de presión de 100 lb/pg² y bajando verticalmente hasta intersecar con la curva de R = 1000 pie³/bl.
Se lee en el eje de las ordenadas una longitud equivalente de 2000 pies, la que sumada a la longitud de la tubería de descarga es ahora 7000 pies.
Con esta profundidad y moviéndose ahora horizontalmente hasta intersecar la curva de R = 1000 pie³/bl y subiendo hasta el eje de las presiones se lee un valor de 220 lb/pg² que es la presión solicitada
Ejemplo No. 2 :
Considerando los siguientes datos:
diámetro de la línea de descarga = 3 pg
Psep = 160 lb/pg²
Pwh = 600 lb/pg²
Longitud de la tubería de descarga = 4500 pies
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R = 5000 pies³/bl
Encontrar el gasto posible de flujo a través de la tubería de descarga.
Solución:
1.- Suponer varios gastos.
2.- Determinar la presión en la cabeza del pozo para cada gasto, y preparar una tabla como la siguiente:
Gastos supuestos (bl/día) Pwh (lb/pg²)
3000 415
4000 565
5000 665
3.- Elaborar una gráfica de q vs Pwh.
4.- Con una presión en la cabeza de 600 lb/pg² se intersecta verticalmente la curva construida.
FLUJO EN ESTRANGULADORES
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Si existe flujo sónico a través del estrangulador la presión corriente arriba es
independiente de la presión corriente abajo es decir la que prevalece en el sistema de recolección (línea de descarga, separadores, bombeo y tanques de almacenamiento.
Se infiere que el control de la producción se logrará cuando las variaciones de la presión en el sistema de recolección no se reflejen en la formación productora provocando fluctuaciones de la producción.
CONTROL DEL FLUJO MEDIANTE ESTRANGULADORES:
1. Mantener un gasto de producción adecuado
2. Mantener una contrapresión suficiente para prevenir la entrada de arena y en algunas ocasiones también sirve para regular la el deposito de parafina.
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3. Prevenir la conificación de agua o gas
4. Protección del equipo superficial
5. Explotar el yacimiento a un gasto más eficiente
La forma general de las ecuaciones desarrolladas por los investigadores que han desarrollado correlaciones y mejoras sucesivas para el cálculo del flujo en estranguladores es:
p1 = Presión corriente arriba (lb/pg2)
qL = Producción de liquido (bl/día)
R = Relación Gas Aceite (pie3/bl)
df = Diámetro del estrangulador (64avos de pg.)
A, B, C = Constantes que dependen de la correlación y que toman los valores siguientes:
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METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS NODAL
El Sistema de análisis nodal ha sido aplicado para analizar el comportamiento de sistemas compuestos por componentes iterativos, primero: circuitos eléctricos, después: sistemas complejos de redes de tuberías sistemas de bombeo etc.
Su aplicación a sistemas de pozos productores fue propuesta por Gilbert, y aplicado por Nind y Brown.
El propósito del Análisis Nodal es analizar los componentes de sistemas físicos (como son pozos de aceite o gas, líneas de descarga, redes de tuberías, etc.) para predecir la capacidad de flujo del sistema y optimizar dichos componentes.
Para resolver problemas de producción totales, los nodos son colocados entre los segmentos del sistema (conectores) definidos por ecuaciones o correlaciones
El análisis nodal se emplea para obtener el efecto que sobre el gasto tendrían las siguientes acciones:
Disminuir la presión de separación.
Eliminar válvulas o conexiones inapropiadas
Colocar separadores a boca de pozo:
Separar con la presión necesaria para transportar el aceite hasta la central de recolección.
Separar a baja presión y bombear el aceite hasta la central de recolección.
Diseñar la tubería de producción
Diseñar la línea de descarga
Determinar el gasto de producción, considerando la geometría del pozo y su terminación.
Determinar las condiciones de flujo a las que un pozo se agotará
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Instalar un sistema artificial de producción.
Presión estática del yacimiento: Determinar el gasto de flujo para diferentes presiones promedio del yacimiento.
Presión de fondo fluyendo: El yacimiento o capacidad del pozo vs. Sistema total de tuberías.
Presión en la cabeza del Pozo: Tubería de producción y comportamiento de afluencia vs. línea de descarga y presión del separador.
Presión en el estrangulador: Aunque su función es separar los efectos de contra-presión de la superficie con el yacimiento, prácticamente responde de igual forma que en la cabeza del pozo.
Presión en el separador: Diseño de la presión de separación, diseño del SAP Bombeo neumático, diseño de la presión en la red de BN.
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