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• Maria Valentina Farias Alvarez

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Universidad de Oriente Núcleo de Monagas Escuela de Ingeniería de Petróleo Transporte y Fiscalización de Crudos Pesados SIDAD DE ORIENTE NUCLEO MONAGESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEO PROPIEDADES DE LAS

ASESOR: Realizado por:

Ing. Milagro Sucre

Mirianyela Ortega Abelardo León

Maturín, Enero de 2013.

INDICE Pág. INTRODUCCIÓN............................................................................................................... 3 CURVAS IPR....................................................................................................................... 5 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD....................................................................................... 6 FLUJO MULTIFÁSICO VERTICAL..............................................................................15

PATRONES DE FLUJO............................................................................... 16 EFECTOS DE LAS VARIABLES DEL F.M.V.............................................................. 19 VARIABLES DE FLUJO................................................................................................. 21 CONCLUSIÓN.................................................................................................................. 28 BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................... 29

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INTRODUCCIÓN Uno de los aspectos fundamentales que intervienen en la explotación comercial de hidrocarburos es, sin duda, el sistema de producción; entendiendo como tal el sistema de transporte de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la estación recolectora, incluyendo los procesos de separación de sus fases: petróleo, gas y agua y el tratamiento y preparación de estos fluidos para su posterior comercialización, disposición o reinyección en el subsuelo. Los principales elementos mecánicos asociados a un sistema de producción son: pozos, líneas de flujo, múltiples de producción, separadores y equipos de tratamiento, instrumentos de medición, tanques de almacenamiento. El movimiento o transporte de fluidos desde el yacimiento a través de estos elementos requiere de energía suficiente para vencer las pérdidas por fricción y la altura de la columna hidrostática, tanto en el pozo como en la línea de flujo, además de las pérdidas debidas al movimiento, y poder levantar los fluidos hasta la superficie para transportarlos finalmente hasta el sistema de recolección. La caída de presión a través de todo el sistema, incluyendo el flujo a través del medio poroso hasta el pozo, será el diferencial entre las presiones de los contornos del sistema; es decir, la presión promedio del yacimiento en el radio de drenaje y la presión en el separador. Esta caída de presión corresponde a la sumatoria de las caídas de presión ocurridas en cada uno de los componentes y subcomponentes del sistema de flujo; o sea, medio poroso, tubería vertical, tubería horizontal, válvulas, reductores de flujo, intervalo cañoneado, separador. Teniendo en cuenta la interacción existente entre todos y cada uno de ellos, puesto que cualquier cambio o alteración de las condiciones de flujo en alguno de ellos afectará en mayor o menor grado las condiciones de flujo de los restantes, se puede inferir que todo sistema de producción debe ser tratado y manejado de manera integral. De esta forma, su diseño final estará basado tanto en los comportamientos esperados del yacimiento y del flujo vertical y horizontal, como en los subcomponentes agregados tales como reductores, válvulas, codos.

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Así, los criterios de selección de las características, tamaño, diámetro, etc., de los elementos del sistema deberán estar fundamentados en un análisis físico riguroso, aunque generalmente aproximado, del sistema de flujo como un todo, de manera integral, en correspondencia con las expectativas de potencial de producción y de tasas de producción por pozo adecuadas para drenar el yacimiento de manera eficiente.

4

COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE UN POZO (CURVA IPR) Representa la capacidad de aporte del yacimiento a través de un pozo en particular. Resultó de la suposición de que la IPR era una línea recta. Por lo tanto, bajo esta suposición, el flujo de líquido en un pozo será directamente proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo. La curva de "flujo de entrada o curva IPR" se muestra con una curvatura hacia abajo. Esto ilustra que a medida que se incrementa la tasa de flujo a través del segmento de "flujo de entrada", la caída de presión aumenta, disponiéndose así de menos presión en el nodo (o el lado aguas abajo del segmento de "flujo de entrada"). Por el contrario, la curva de "flujo de salida" muestra una curvatura hacia arriba, lo que indica que para una presión fija en la separadora presión requerida en el nodo (entrada al segmento de “flujo de salida” aumenta a medida que se incrementa la tasa de flujo.

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ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD Es la relación que existe entre la tasa de producción (tasa de flujo) con la caída de presión. La potenciabilidad de un pozo se mide a través del índice de productividad y no a través de la tasa. El índice de productividad varía con respecto al tiempo. Esto se debe a que la presión en el yacimiento disminuye conforme a la explotación del mismo, lo cual se traduce en un incremento en la saturación de gas y en un incremento en la resistencia a fluir del petróleo. Para una caída constante de presión, el IP o J también dependerá del mecanismo de empuje del yacimiento. La ecuación que describe el índice de productividad es la siguiente: J 

qo  bpd / lpc pr  pwf

CATALOGACIÓN DE LOS POZOS DE CRUDOS PESADOS DE ACUERDO A LOS ÍNDICES DE PRODUCTIVIDAD

J < 0,5 0,5 ≤ J ≤ 1,0

mal productor productividad media

Al inicio de la producción se tienen valores de J muy altos en ese momento no se puede determinar el J si no cuando esta estabilizado. El J es un valor que varia a lo largo de da vida productiva del pozo Sustituyendo el valor de qo de darcy en la Ec. De J se tiene:

6

7,08.10 3 Ko.H (Pr  Pwf ) qo o  Bo. Ln( x)  3 /`4  s  aq J  Pr  pwf (Pr  Pwf )

J

7,08.103 Ko.H o.Bo Ln( x)  3 / 4k  s  aq 

J 

7,08.10 3.Ko.H o.Bo Ln( x )  3 / 4.K  S 

Método grafico para determinar el índice de productividad (J)

Yacimientos subsaturado ( Pr >Pb)

MÉTODOS APLICABLES PARA YACIMIENTOS DE CRUDOS PESADOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR 7

MÉTODO DE VOGEL Vogel presentó en 1968 una solución IPR para pozos que producen gas y petróleo de yacimientos saturados a partir del modelo de yacimiento propuesto por Weller, Vogel calculó curvas IPR, utilizando el computador para diferentes yacimientos donde el mecanismo de producción dominante fuese el “EMPUJE POR GAS EN SOLUCION”. Los cuales cubrían un amplio rango de propiedades PVT de petróleo y características de permeabilidad del yacimiento. Estas curvas IPR fueron graficadas como curvas IPR "adimensionales", con cada valor de presión dividido por la máxima presión de cierre, y cada tasa de flujo dividida por la tasa (Qmáx a Pwf= 0); Luego fueron combinadas en una curva general de referencia mostrada en la Ec De Vogel

Pd

= Presión adimensional

qd 

Pd 

Caudal adimensional Pwf qo  qd  Pr qo max

Ec. De Vogel: qo  pwf   pwf   1  0,2   0,8  qo max  Pr   Pr 

2

Nota: En yac con alto grado de depleción o Depletados no se considera aplicar Vogel, ya que el porcentaje de error reincrementa encontrando un % de error mayor de 30% VOGEL considera que se puede aplicar a pozos con %AyS≥97% siempre y cuando: qo ql  Donde : ql  qo  qw qo max ql max

8

Consideraciones para el uso del método de Vogel: S=0 E.F=1 Como mínimo una prueba de producción: qotest, Pwftest

A.Yacimiento saturado (PrPb) qo  qb 

2 J .Pb   Pwf   Pwf     0,8   1  0,2 1,8   Pb   Pb  

Este método se divide en dos:

1º Caso: Pwftest≥Pb (yac permanezca Subsaturado) Procedimiento: 1. Se calcula el índice de productividad (J) con los datos de la prueba 2. Calcular la taza al punto burbujeo (qb) qb  J (Pr  Pb)

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3. Asumir valores de Pwf y calcular las respectivas tazas a traves de la ecuación combinada 4. Asumir valores de Pwf menores a la presión de burbujeo) 5. Graficar los valores de Pwf en función de las tazas encontradas

2º Caso: (Pwf≤Pb) (cuando se tomo la prueba ya estaba por debajo de la presion de burbujeo) Procedimiento: 1. calcular el J con los datos de la prueba J 

qo 

2   Pwf    0 , 8      Pb   Pb  

 Pr  Pb  Pb 1  0,2 Pwf 1,8 

El 2,3,4 y 5 paso se procede igual que en el caso anterior.

Curva IPR para un Yacimiento Sub-Saturado.

MÉTODO DE STANDING Este método considera la eficiencia del flujo E.F, del sistema pozo - formación, la cual es función del efecto de daño o efecto restrictivo (SKIN EFFECT). Es decir considera la restricción del flujo desde el reservorio a la faz del estrato productivo, que resulta de 11

obstrucciones en la faz de la formación, taponamiento de intervalos perforados, características del funcionamiento, entre otros. Consideraciones: 1. S  0 2. Razon de productividad con eficiencia de flujo se refiere a si el pozo se encuentra dañado o estimulado Standing definió la eficiencia de flujo (EF) como: Es la relación que existe entre la caída de presión ideal y la caída de presión real

EF 

Pr  Pwf  Pr  Pwf

Donde Pwf  es la presión ideal para que no exista daño

Partiendo del índice de productividad: qo qo  Pr  Pwf  Pr  Pwf J qo J ( real )  E .F  J   qo J (ideal ) J J

1. Si Jreal > Jideal EF > 1 El pozo esta estimulado 2. Si Jreal < Jideal EF < 1 El pozo esta dañado 3. Si Jrea = Jideal

EF = 1 No hay daño

A. Standing para yac saturado (PrPb) qo  J (Pr  Pb ) 

J .Pb 1,8

2  Pwf  Pwf     1 , 8 . 1   0 , 8 ( Ef ). 1        Pb  Pb     

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1º Caso: Pwftest≥Pb Procedimiento: 1. Calcular el J con los datos de la prueba 2. Asumir valores de Pwf y calcular las respectivas tazas a través de la Ec de Standing para Yac subsaturado 3. Para nuevos valores de EF modificar J como se indica: J 2 

J 1 .EF2 EF1

4. Graficar los valores asumidos de Pwf en función de las tazas encontradas para generar la curva IPR 2º Caso Pwfq2 > q3



Relación Gas-Liquido (RGL).

Si la RGL aumenta, disminuye la densidad, por lo tanto la cida de presión debido a la elevación debe disminuir. Es la variable que tiene mayor efecto en el F.M.V. Aumenta velocidad, aumenta caída de presión por fricción. A una RGL mayor necesito mayor presión para levantar los fluidos a superficie. Presión

RGL2 Profundidad

RGL1

RGL3 RGL3 >RGL2 > RGL1



Relación Agua –Petróleo (RAP):

Al aumentar el corte de agua aumenta la densidad y la velocidad causando que la caída de presión total aumente. A un corte de agua alto se necesita mayor presión para levantar los fluidos del fondo del pozo al cabezal. Presión

90% 50% 5% Profundidad

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

Viscosidad Del Líquido.

Un aumento de la viscosidad es un medio propio para formar una emulsión y con la emulsión aumentan las caídas de presión, a una mayor viscosidad necesito mayor presión para trasladar los fluidos desde el fondo del pozo al cabezal. A medida que la viscosidad aumenta los esfuerzos de corte aumentan y por consiguiente el factor de fricción aumenta.

Presión

µ1

µ2 Profundidad

µ3 µ1 > µ2 > µ3



Diámetro De Tubería:

El diámetro de tubería no debe de ser tan grande para garantizar que el fluido tenga la velocidad suficiente para alcanzar la superficie, cuanto mayor sea el diámetro la caída de presión por fricción disminuye pero también disminuye la velocidad por lo tanto se debe garantizar un diámetro adecuado.

Presión

Profundidad

20 d1

d2

d3

d1 < d2 > d3 VARIABLES DE FLUJO 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 (HL).

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. HL= Volumen de liquido en un segmento de tubería Volumen del segmento de tubería 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. Hg= 1 – HL 

Fracción de líquido sin deslizamiento.

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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).

L 

 SL m 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:  g 1   L

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 usando un 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.

 L   O  FO   W  FW

FO 

q O  BO qO  BO  qW  BW

FW 1  FO



Densidad Bifásica

Si no existe resbalamiento:

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 M   L  L   g  g

Para determinar el gradiente de presión por fricción y el número de Reynolds: M 



2  L   L   g   g   HL Hg

2

Velocidad de los fluidos.

El término “velocidad superficial”, aunque no representa ninguna condición física real, es usado por algunos investigadores como parámetro de correlación. Se define como la velocidad que cada fase tendría si ella sola fluyera a través del área seccional de la tubería. Esto es, vSL 

vSg 

qL A

qg A

Obviamente, el fenómeno de entrampamiento reduce el área de flujo de cada fase. Por lo tanto A será igual al área transversal de la tubería para obtener las velocidades reales de ambas fases, las cuales son:

vL 

qL A HL

vg 

qg A Hg

La velocidad de la mezcla o velocidad bifásica es calculada en función de la tasa de flujo total; o sea,

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vm 

qL  qg A

  SL   Sg

Muchas veces es conveniente determinar el grado de deslizamiento y calcular el factor de entrampamiento en función de la velocidad de deslizamiento,  s, definida como la diferencia entre la velocidad superficial del gas y la del líquido.

Combinando las ecuaciones resulta:

L 

 SL m

Por definición: Sí existe deslizamiento: Indica que las velocidades son diferentes, es decir, el gas se mueve más rápido que el líquido. Se utiliza la siguiente ecuación: S g L 

 Sg Hg



 SL HL

Trabajando con la ecuación en términos de la variable HL, resulta una ecuación polinómica de segundo grado:

 S H L2   S   m  H L   SL  0

, cuya raíz positiva

es la solución para HL.

HL 



 S   m   S   m  2  4  g  SL



0. 5

2S

Todas las ecuaciones anteriores correspondientes a velocidades de los fluidos están referidas a condiciones de flujo. Conviene transformar estas ecuaciones para adecuarlas a unidades prácticas; es decir, expresando las tasas de flujo a condiciones de separador, en caso de gas. Así,

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 Sg 

 SL 

qg A



6.5  105 qo  RGP  Rs  Bg A

qL 6.5  105 qo  Bo  RAP Bw   A A

Criterios:

1.) Existe Deslizamiento cuando: VSg > VSL 2.) No existe Deslizamiento:

V Sg < V SL

Con Bg 

0.00504 Z  T  460  P  14.7

Donde,

Sg = Velocidad superficial del gas,

BO = Factor volumétrico del petróleo,

(pies/seg)

(Bls / BN)

SL = Velocidad superficial del liquido,

Bw = Factor volumétrico del agua, (Bls

(pies/seg)

/ BN)

qO = Tasa de producción de petróleo,

RAP = Relación agua-petróleo de

(BN/día)

producción, (BN / BN)

RGP = Relación gas-petróleo de

A = Area seccional de la tubería,

producción, (PCN / BN)

(pies2)

RS = Relación gas-petróleo en

Z = Factor de compresibilidad del gas,

solución, (PCN / BN)

(adim)

Bg = Factor volumétrico del gas, (Bls /

P = Presión, (lpc)

PCN)

T = Temperatura, (oF)

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

Viscosidad de los fluidos.

La viscosidad de los fluidos fluyentes es usada para calcular el número de Reynolds y otros números adimensionales utilizados como parámetros de varias correlaciones. Ella es la variable fundamental en las pérdidas de energía debidas a la fricción.

La viscosidad bifásica, o de la mezcla gas-líquido, no ha sido universalmente definida; es decir, no existe un concepto claramente definido y establecido para caracterizarla. Su concepto es expresado de manera diferente por varios autores. Las siguientes ecuaciones han sido propuestas para definirlas:  n   L L   g g H

 S   LH L   g g S  L H L  g H g

(2.30)

(2.31) (2.32)

La viscosidad de la fase líquida se calcula usualmente en proporción al flujo fraccional de petróleo y agua. La ecuación más usada es:  L  o fo   w f w

(2.33)

Donde fO y fw son los flujos fraccionales de petróleo y agua, respectivamente. Esta ecuación no tiene sentido físico en los casos de emulsiones agua-petróleo.

Las viscosidades del gas natural, del petróleo crudo y del agua pueden ser calculadas mediante correlaciones empíricas (ver anexo A) si no se dispone de datos de laboratorio.

N  Re 

Donde:

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   d 

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.



Tensión superficial. Varias correlaciones de comportamiento del flujo bifásico en tuberías contienen entre sus variables la tensión superficial entre las fases. En el anexo A se presentan ecuaciones empíricas para calcular las tensiones superficiales petróleo-gas y agua-gas como función de presión, temperatura y gravedades específicas de los fluidos. Cuando la fase líquida contiene petróleo y agua, la tensión superficial de la mezcla líquida es calculada usando como factor de peso los flujos fraccionales de ambos fluidos. Esto es,

 L   o fo   w fw

(2.34)

donde,

O = Tensión superficial del petróleo, dinas/cm. w = Tensión superficial del gas, dinas/cm. CONCLUSIÓN  Las fuentes de pérdidas de energía desde el fondo del pozo hasta superficie provienen de los efectos gravitacionales, fricción y cambios de energía cinética.  Puesto que la caída de presión a través de cualquier componente o subcomponente del sistema depende de la velocidad de las partículas de fluidos en movimiento y, por ende, del caudal de flujo y del área normal abierta al flujo, la tasa de producción estará controlada por las características de estos componentes y subcomponentes.  En tuberías verticales, las pérdidas de energía o caída de presión son causadas por cambios en la energía cinética, por el efecto de fricción y cambios de energía potencial. 27

BIBLIOGRAFÍA CIED. Optimización de Sistema de Producción.

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