ETAPAS DE LA PRODUCCIÓN FLUJO NATURAL Cuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para impulsar los fluid
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ETAPAS DE LA PRODUCCIÓN
FLUJO NATURAL Cuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para impulsar los fluidos desde un punto del yacimiento hasta el fondo del pozo, y desde allí hasta la superficie y las estaciones de recolección, se dice entonces que el pozo produce por flujo natural.
Medición de la presión ???? El comportamiento de producción de un pozo que fluye naturalmente se puede dividir en tres etapas: 1.) Flujo en el medio poroso (Yacimiento). 2.) Flujo en la tubería vertical (Pozo). 3.) Flujo en la superficie.
PRESIÓN DE SALIDA: Pseparador (Psep) LINEA DE FLUJO
PROCESO DE PRODUCCION P O Z O
TRANSPORTE DE LOS FLUIDOS DESDE EL RADIO EXTERNO DE DRENAJE EN EL YACIMIENTO HASTA EL SEPARADOR
PRESIÓN DE ENTRADA: Pestática promedio (Pws) COMPLETACIÓN
YACIMIENTO
VALORES
Recuperar la mayor cantidad de crudo y gas Exploració n y
Perforar en el menor tiempo y al menor costo Perforación Operacione s
Yacimiento
VALOR
Producir a la mayor tasa y menor costo Producción Operacione s
FLUJO EN EL MEDIO POROSO
Corresponde a un mecanismo de producción del Yacimiento y se refiere al flujo de fluidos (petróleo, agua y gas) en el medio poroso. El tipo de energía en esta etapa es natural fluyendo el crudo desde un punto del yacimiento hasta el fondo del pozo a esto es lo que se le denomina Comportamiento de flujo de entrada o comportamiento de afluencia, es decir, el flujo de fluidos desde la formación hacia el fondo del pozo, y se tipifica en cuanto a la formación de líquidos se refiere, por el índice de productividad del pozo o, en términos generales, por las curvas de comportamiento de afluencia (IPR).
FLUJO EN LA TUBERIA VERTICAL
Consiste en el flujo de fluidos (crudo-gas y agua), hasta la superficie o cabezal del pozo. La energía en esta fase puede ser suplida también por el yacimiento, en el caso de flujo natural; pero en otros casos, cuando la energía del yacimiento no es suficiente para que los fluidos alcancen la superficie, se necesita usar técnicas de levantamiento artificial de crudos: Bombeo Mecánico, levantamiento artificial por gas y otros, para que el petróleo salga a la superficie. En esta etapa implica el cálculo de las variaciones de presión a lo largo de la tubería de producción, mientras los fluidos se mueven desde el fondo del pozo hasta la superficie.
FLUJO EN LA SUPERFICIE
Hasta el momento que los fluidos han alcanzado el cabezal del pozo, todos los fluidos: petróleo, gas y agua fluyen simultáneamente, por consiguiente, es necesario procesarlo en la superficie. Esta etapa corresponde al proceso de campo el cual es divide en varios Procesos tales como: Recolección, Almacenamiento, Medición y Bombeo.
PRESIONES (un solo pozo) Pe
PET Pwf
Pth
Pth ≠ Plin Plin PSp Distancias
Plin
Pth Pe
Pwf
Yacimiento
PET Pwf ≠ PET
PSp
I) Flujo en medios porosos .
EL CAMINO
I
Pe
PET Pwf
III
II
Pth
III) Flujo monofásico o bifásico en Tuberías. (verticales y/o inclinadas).
IV
IV) Cabezal del pozo.
Plin V
Pth Pwf
Yacimiento
VI PSp
V) Flujo monofásico o bifásico en Tuberías. (horizontales y/o inclinadas) VI) Operación de Estaciones de Flujo
Distancias
Plin
Pe
II) Métodos de producción.
PET
A DONDE QUIEREMOS LLEGAR
PSp DONDE ESTAMOS 10
Pwf ≠ PET Pth ≠ Plin
FLUJO EN MEDIOS POROSOS
LEY DE DARCY INDICE DE PRODUCTIVIDAD IPR ,COMPORTAMIENTO DE ENTRADA
LEY DE DARCY
K dP q = −A µ dl MODELOS
SIMULADORES
Base de Datos
Modelos
Correlaciones
Ecuaciones Diferenciales.
Discretización
Métodos Numéricos
LEY DE DARCY 1cm
PE – PS = 1Atmos. PE
PS
K dP q = −A µ dl
Grad. presiona d P/d l = Atmos/ cm
q= cm3 / seg
Un medio poroso tiene una permeabilidad de un DARCY (K=1 Darcy) cuando: con un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro deja pasar, a través de un centímetro cuadrado un flujo (q) de un centímetro cúbico por segundo de un fluido De un fluido con una viscosidad m de un centipoise.
INDICE DE PRODUCTIVIDAD El Índice de productividad ó IP es el potencial o habilidad de un pozo para producir fluido del yacimiento dependiendo de un diferencial de presión, además de ser un parámetro exclusivo del pozo y un indicador de la capacidad productiva del mismo.
q IP ≡ ( Pe − Pw )
INDICE DE PRODUCTIVIDAD
K dP hrK dP q = −A = −2π µ dr µ dr re
P
Ko
K
µBo Area
P
e dr Ko 7.07hK e K o / K qs ∫ = 7.07h ∫ dP = dP ∫ r Bo µ re Pwf Bo µ rw Pwf Ln rw
Pwf
P
Pe
Pe
Ko
7.07 hK K dP IP = ∫ Bo µ r e P ( Pe − Pwf ) Ln rw wf 15
Pseudo-estacionario con daño y con patrones de áreas de drenaje
IP =
qocs 7.08K o h = Pe − Pwf µ o Bo ( ln 0.472 X + S ′)
S’= S + qocs D S = Efecto de Película (daño). D = Efecto Turbulencia. Ko= Permeabilidad en Darcys Para Gas
qgcs
703 × 10−6 hK g ( Pe2 − Pwf2 ) = µ g ZT ( ln 0.472 x + S ′)
Kg= Permeabilidad en milidarcys
16
qocs 7.08K o h IP = = Pe − Pwf µ o Bo ( ln 0.472 X + S ′)
Observando la Ecu. Anterior (la cual es un caso muy particular), se puede establecer que en general hay una relación entre qo y Pwf ; Pwf = f(qo), la cual: Si IP= Constante, es lineal, (crudo subsaturado).
IPR Pwf
qo Si IP=/ Constante, es no lineal ,(crudo saturado).
Pwf
IPR
qo
IPR
Para qo= 0 , Pwf = Pe Pwf
Pe – Pwf2
Pe – Pwf1
Pwf1 Pwf2
Para Pwf = 0, qo= qMax
Pe
IP1= qo1 /(Pe – Pwf1 ) =Tang α IP2 = qo2 /(Pe – Pwf2 ) =Tang β α > Como β : IP1>IP2
α β
qMax qo1
qo2
qo18 WKP
VOGEL
19
Pwf /pe
VOGEL
Pwf Pwf q = qMax 1 − 0,2 − 0,8 Pe Pe
2
q /qMax
20
IPR FETKOVICH
A)
qL = C ( P − P 2 R
2 wf
)
Pwf
n
PR qMax
B)
Pwf qL = qMax 1 − PR
2
n
qL
21
Simulador
IPR tipo Vogel
22 WKP
DETERMINACION DEL IPR A) Pruebas multitasa, luego de una restauración de presión (Build up), se abre el pozo en forma escalonada, alcanzando una presión de fondo Pwf para cada escalón. Pwf PR Pwf1 Pwf2 Pwf3
q
t Simulador
q3 q2 q1 t
23
DETERMINACION DEL IPR B) Pruebas Isócronas, luego de una restauración de presión (Build up), se abre el pozo durante un período prefijado ( entre 2 a 6 horas) se registran la presión de fondo Pwf y la q, luego se cierra el pozo hasta lograr la restauración de la presión; se repite el procedimiento a q incrementales.
Pwf
Períodos de cierre
PR
Pwf1 Pwf2 Pwf3
PwfEstab. ∆t
Pwf1 =
q1=
Pwf2 =
q2=
Pwf3 =
q3=
PwfEst. =
qEst. =
∆t t SIMULADOR
Períodos de producción
24
DETERMINACION DEL IPR C) Pruebas Isócronas Modificadas, luego de una restauración de presión (Build up), el pozo se abre y cierra durante periodos iguales prefijado ( entre 2 a 6 horas) se registran las presiónes de fondo Pwf y sus correspondiente q, luego se cierra el pozo hasta lograr la restauración de la presión. Período de cierre Pwf
Pwf1 =
q1=
Pwf2 =
q2=
Pwf3 =
q3=
PwfEst. =
qEst. =
PR
∆t
∆t
∆t
∆t
∆t
t SIMULADOR
Periodo de produccion
25
Ejercicio Con el objeto de incrementar la producción se decidió evaluar la efectividad de dos tratamientos de estimulación ( X e Y), en dos pozos (A y B). Antes del tratamiento los pozos producían por flujo natural con las siguientes características: Pozo
q
Pwf
Pth
RGP
HPerf =HTub
Ps
IPR
A
400
1950
120
600
9713
4500
Vogel
B
560
1000
95
300
4844
3400 Fetkovich, con n=0,85 ; c=0.0006
El pozo A se sometió al tratamiento X, el B al tratamiento Y. Ambos se completaron con LAGC y se registraron las siguientes pruebas de producción: Pozo
q
Pwf
Pth
RGP
Ps
A
350
2901
110
800
4500
B
563
700
60
3000
3400
541
1000
223
3500
Evalué CUANTITATIVAMENTE cada tratamiento y las completaciones (FN, LAGC) y presente sus comentarios o recomendaciones para cada pozo. El Gradiente de presión multifasico vertical viene dado por : P=0.00022xH1,5 x q 1.2 /Log(RGP+10).
26
Antes
Pozo
q
Pwf
Pth
RGP
HPerf =HTub
Ps
IPR
A
400
1950
120
600
9713
4500
Vogel
B
560
1000
95
300
4844
3400
Despues
POZO A
Pozo
q
Pwf
Pth
RGP
Ps
A
350
2901
110
800
4500
B
563
700
60
3000
3400
541
1000
223
3500
Antes del tratamiento
Fetkovich, con n=0,85 ; c=0.0006
Después del tratamiento X
Con q = 400, Pwf =1950 y PS = 4500, se calcula: Con q = 350, Pwf =2901 y PS = 4500, se calcula: QMax = 524,1 ( Vogel) QMax = 650 ( Vogel) El tratamiento X fue bueno POZO B
Antes del tratamiento
Con q = 560, Pwf = 0, PS = 3400, n= 0,85, c= 0,0006, se calcula: QMax = 604,9 Fetkovich)
Despues del tratamiento X Con q =563, Pwf =700 : q =541, Pwf =1000 ( y Ps= 3400, se calculan n=0,8451 y c=0,000637 y por ultimo se calcula: QMax = 583,7
El tratamiento Y NO fue bueno
METODO DE VOGEL ( IPR FUTURO, PROCEDIMIENTO )
Objetivo: Calcular q Vs pwf para :
•Pprom futuro IP*
pwf Partiendo de ecuación empírica: qmax 2 q/qmax = 1- 0.2(pwf/pprom) -0.8(pwf/pprom)
q 28
METODO DE VOGEL ( IPR FUTURO, PROCEDIMIENTO )
q = qmax (1-0.2(pwf/pprom) - 0.8(pwf/pprom ) ) 2 •Hallar relación entre IP* y qmax •Calcular IP* (para una pprom actual y/o futura), a partir de IP medido o ecuación de flujo en medios porosos •Con IP* calcular qmax. •Calcular q Vs. pwf 29
pwf
IP*
METODO DE VOGEL
( IPR FUTURO, PROCEDIMIENTO )
? qMax
(
q = qmax 1-.2(pwf/pprom) - 0.8(pwf/pprom )2
)
q/qmax = (1-pwf/pprom)(1+0.8pwf/pprom) = [(pprom – pwf ) /pprom ](1+0.8pwf /pprom )
(
IP=q/(pprom - pwf) = qmax/pprom
)(1+0.8p /p ) wf
prom
y para
q
Pwf → Pprom
Constante
IP* = 1.8qmax/ppron Pe
Ko
7.07 hK K dP IP = ∫ Bo µ r e P ( Pe − Pwf ) Ln r wf w
Pwf → Pe
K o 7 . 07 hK K IP * = ( P − P ) Ln re Bo µ r e wf Eval . Pe w
IPF*=IPP*(Kro/Bo µO )F/(Kro/Bo µO qMaxF =qMaxP
(K
ro
)
P
/Bo µO )F/(Kro/Bo µO )P 30
METODO DE VOGEL IPR FUTURO
Para calcular el IPR a una presión promedio futura, se requiere además de la Inf. Histórica, los valores de Bo, ko y µ para dichas presión. Se requieren:
qMaxF =qMaxP (Kro/Bo µO )F/(Kro/Bo µO )P •Bo, Análisis de laboratorio •µ Análisis de laboratorio ` •Ko A partir de Np Vs. Prom., SO y pruebas de laboratorio o correlaciones de campo o empíricas de So Vs. Ko.31.
IPR POZOS ESTIMULADOS O DANADOS *
Procedimiento:
I.
Definición de EF, Eficiencia de Flujo.
II.
Relación de presión de fondo fluyendo medida ( o real) PwfReal con presión de fondo fluyendo ideal ( sin daño o estimulación) PwfIdeal . En función de EF y S.
III. Calculo del q’Max. sin daño y luego el IPR sin daño o con estimulación. * Método de Standing
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Eficiencia del Flujo ( Con daño o estimulación)
Para una misma q ;
EF ≡ ∆PIdeal /∆PReal
= (PR - PwfIdeal ) / (PR - PwfReal )
= [ PR - ( PwfReal + ∆PS )/(PR – PwfReal ) Para flujo cuasi estacionario tenemos (según el arreglo se fija X): PwfIdeal ∆PS PwfReal Con daño S
Ln( r)
Para simplificar las Ecu. Redefinimos: PwfReal ≡ Pwf PwfIdeal ≡ P’wf
IP =
qocs 7.08K o h = Pe − Pwf µ o Bo ( ln 0.472X + S ′ )
IP' =
qocs 7.08 K o h = Pe − P 'wf µ o Bo ( ln 0.472 X )
Ln( 0.472 X ) EF = s Ln 033 .472 Xe
(
)
METODO DE VOGEL ~ ( IPR POZOS ESTIMULADOS O DANADOS ) *
EF ≡ (PR - PwfIdeal ) / (PR - PwfReal )
= (PR - P’wf ) / (PR - Pwf )
P’wf / PR = 1 – EF + EF ( Pwf /PR)
( 1)
[
q = q’max 1-0.2(P’wf/PR) - 0.8(P’wf/PR ) , qMax =
q P 1,8( EF ) 1 − wf PR
P − 0,8( EF ) 2 1 − wf PR
2
2
]
(2)
Sustituyendo (1) en (2) y con EF < 1.0
Para EF>1.0 ( Estimulación ) qMax = q’Max (0,624 + 0,376 EF)
Luego con Pwf y q (reales ) se puede calcular q’Max y a continuacion el IPR’ Nota: las ecuaciones fueron basadas Para una misma q
* Método de Standing
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Como estimar la Capacidad de Producción del Sistema ? ql = ? Pwh
LINEA DE FLUJO
Psep
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. 2.- Se repite el paso anterior para otros valores asumidos de ql, y se construye la curva de Oferta de energía del Sistema. P O Z O
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.
ql Pwfs Pwf Pwh Pwf
Pwf Demanda
Pwf
Oferta Pwf
Pwfs
COMPLETACIÓN
Pws YACIMIENTO
ql
ql
Capacidad de Producción del Sistema.
BALANCE DE ENERGÍA EN EL FONDO DEL POZO -----> NODO
Pws
DEMANDA
Pwf Pwf OFERTA
CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN
q1
AOF
Qliq.
∆ P2