• Author / Uploaded
• Gabriela Flores Betancur

• Categories
• Petróleo
• Descarga (hidrología)
• Presión
• Curva
• Aluminio

Citation preview

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGIA INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

METODO WIGGINS DOCENTE: ING: VANESSA LEMA ZABALA

MATERIA: PRODUCCION II

ESTUDIANTE: ALMANZA GUTIERREZ NOELIA KATERINE FLORES BETANCUR GABRIELA CRUZ APAZA JORGE ANTONIO QUENTA TOLA REMBERTO ZURITA OLIVERA NOEMI

GRUPO: “A” FECHA ENTREGA: 30/08/2017

Contenido 1.

Definición del sistema de producción. .................................................................... 1

2.

INDICE DE PRODUCTIVIDAD .............................................................................. 3 2.1.

3.

IMPORTANCIA ............................................................................................... 3

METODO DE WIGGINS ........................................................................................ 4 3.1.

RESERVORIOS SATURADOS ...................................................................... 5

3.2.

RESERVORIOS SUBSATURADOS ............................................................... 6

METODO DE WIGGINS

1. Definición del sistema de producción. Para poder analizar el comportamiento de pozos productores de petróleo y gas, todo ingeniero de producción debe conocer los elementos o componentes del sistema de producción. Es importante definir que es un sistema: Un sistema es un conjunto de dos o más elementos que trabajan en forma interrelacionada para producir un resultado. Por lo que un sistema es un todo que no puede ser dividido en partes independientes. Como funciona un sistema de producción de hidrocarburos. La producción de aceite y gas aportada por el yacimiento, requiere que los fluidos se muevan a través de la formación productora o medio poroso, entren al pozo por el área de terminación o vecindad del pozo, suban a través de la tubería de producción hasta el árbol de producción, pasen por el estrangulador, la línea de descarga y de ahí a los separadores, estos elementos mencionados en su conjunto, se conocen como el sistema de producción. Sistema de producción y sus principales elementos. Elemento o

Principales parámetros para el análisis de

componente

oferta y demanda de energía

Yacimiento

Pe= Presión estática del yacimiento (lb/plg2); (Kg/cm2). Pwf´=Presión cerca de la vecindad del pozo (lb/plg2); (Kg/cm2). Permeabilidad = Milidarcys µo =Viscosidad del aceite cps. Boi =Factor de volumen del aceite q max.=Tasa de producción máxima medio poroso bpd.

Área de Terminación del pozo

Pwf = Presión de fondo fluyendo (lb/plg2); (Kg/cm2). A = área de disparos pie2

Página 1|9

h = Altura de los disparos pies q =Tasa de producción bpd, a una Pwf específica Tubería del pozo

P t.p=Caída de presión en la Tubería (lb/plg2);(Kg/cm2). L= longitud de la tubería pies. Di = diámetro interior de la tubería (pg)

Árbol de producción

Pcabeza=Presión en la cabeza del pozo (lb/plg2); (Kg/cm2). Elemento de control en superficie

Estrangulador

Pestr.=Presión estrangulador (lb/plg2); (Kg/cm2). Ø estr. = Diámetro del estrangulador (pg) Elemento de control de flujo en superficie

Línea de descarga

PL.d.= Caída de presión en la línea de descarga (lb/plg2); (Kg/cm2). L =Longitud tubería pies

Separador

Psep.= Presión de entrada al separador (lb/plg2); (Kg/cm2).

El desempeño de cada elemento del sistema de producción es independiente, pero influye en el desempeño de los demás elementos, afectando el comportamiento de todo el sistema.

Todos los componentes del sistema deben trabajar en conjunto; la tasa de producción de los fluidos aportados por el yacimiento, no puede ser igual a la tasa de producción de los fluidos en la superficie, debido a la pérdida de presión sufrida en el sistema de producción. Ver figura. Descripción gráfica del Sistema de Producción.

Página 2|9

2. INDICE DE PRODUCTIVIDAD •En términos generales, un índice de productividad es el cociente entre la producción de un proceso y el gasto o consumo de dicho proceso •En ingeniería petrolera este se define como la relación funcional entre el caudal de producción y la presión diferencial de fondo. 2.1.

IMPORTANCIA

•El índice de productividad es una medida del potencial del pozo •Permite pronosticar tasas de producción, por lo que podría utilizarse para planificar el desarrollo y la necesidad de facilidad de producción •Durante la vida productiva del pozo, puede ayudar a detectar si existen problemas con el equipo de producción y/o si existen daños de formación, con lo cual se podrían tomar decisiones en cuanto a la necesidad de trabajos de reparación, reacondicionamiento, estimulaciones, entre otros. También puede ser utilizado para evaluar la efectividad de dichos trabajos

Página 3|9

3. METODO DE WIGGINS Wiggins et al. en 1994 propusieron una representación analítica de las curvas IPR para flujo de tres fases (aceite‐agua‐gas) en términos de la movilidad de los fluidos. Una evaluación del término de la movilidad, muestra la necesidad de incorporar variaciones en las propiedades PVT y permeabilidades relativas en dos fases mientras son afectadas por el depresionamiento de la saturación de aceite. La relación indica que (qo/qo máx) es una función de las permeabilidades relativas, propiedades de los fluidos, presión de fondo fluyente y presión estática. También sugiere que los coeficientes de la curva IPR de Vogel tienen bases físicas y no son simplemente parámetros de ajuste. Basado en su IPR analítica, demuestra que la geometría de flujo, porosidad del yacimiento, permeabilidad absoluta y espesor de formación, no tienen efecto sobra la curva de IPR. Además encontraron que el daño no tiene efectos significativos en la forma de la curva de IPR.



Wiggins utilizó cuatro grupos de permeabilidad relativa y datos de propiedades de fluido como datos de entrada para un modelo computacional para desarrollar ecuaciones y predecir el índice de productividad



Las relaciones generadas están limitadas por la siguiente suposición: el reservorio inicialmente existe a su presión de burbuja.



Wiggins propuso correlaciones generalizadas que son deseables para predecir el IPR durante el flujo trifásico.



Las expresiones de su propuesta son similares a las de Vogel

Como en el método de Vogel, se deben disponer de datos de prueba de flujo estabilizado para determinar (Qo)max y (Qw)max.

Página 4|9

Procedimiento:  Para aplicar el método de Wiggins et al. se requiere saber para qué fase se desea conocer el qo máx, como información inicial se necesita una prueba de producción y la Pws.  Dependiendo de la fase, sustituir los datos en la ecuación correspondiente (aplicar Ecs. 3.110 ó 3.111).  Construir la curva de IPR aplicando la misma ecuación utilizada en el punto anterior para diferentes pruebas de producción; o bien, suponer valores de Pwf que se encuentren en el rango de 0 a la Pws dada, y sustituirlos para determinar su gasto correspondiente.  Una vez que se calcularon los gastos realizar una gráfica de Pwf vs qo trazando los puntos obtenidos en el paso 3.

 Trazar la curva de afluencia uniendo los puntos graficados en el punto anterior. 3.1.

RESERVORIOS SATURADOS

Paso I: Utilizar los datos de flujo estabilizado para determinar el caudal máximo

Paso II: Construir la curva IPR asumiendo varios valores de Pwf y calculando el correspondiente Qo

Página 5|9

3.2.

RESERVORIOS SUBSATURADOS

• Paso I: Utilizar los datos de flujo estabilizado para determinar el indice de productividad

Paso II: Determinar el caudal a la presión de burbuja

Paso III: Construir la gráfica IPR asumiendo varios valores de Pwf

Página 6|9

Página 7|9