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• Peña Eepesa

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PIPESIM Curso de Entrenamiento – Presentación del Modelo de Pozos Schlumberger Private

Modelo de Pozos

PIPESIM - Resumen  Modelo de fluido de pozos, estado pseudo-

  

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

estacionario, multifásico. Modelaje de pozos , líneas de tuberías e instalaciones de superficie. Flujo natural y levantamiento artificial (BNC , ESP, BM). Modelo de fluido, aceite negro o composicional. Riguroso modelo termodinámico y de transferencia de calor.

Sistema de Producción Equipos

Tuberías • Interacciones red

Pozos • Diseños de

Tuberías (enterradas, estrangula aisladas, etc.) dor

terminación • Levantamiento artificial • Comportamiento del pozo

Pozos desviados

Levantamiento por Gas ,ESP o BM Flujo tubular o anular Terminacione s Horizontales &

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• Golpes hidráulicos • Comportamiento térmico

Separadores, bombas, compresores, etc.

Elevadores

Tuberías y Redes de Superfic ie

PIPESIM - Básico

• No-Iterativa

Pin y Q conocidas, calcula Pout

• Iterativa con Presión

Q y Pout conocidas, calcula Pin

• Iterativa con Gasto

Pin y Pout conocidas, calcula Q

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PIPESIM realiza simultáneamente cálculos de presión y temperatura. Posee tres operaciones fundamentales de iteración (con la temperatura de entrada siempre definida):

Algoritmo Solución  La solución es calculada en la dirección del

  

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

flujo. Cada tubería es dividida en un número de segmentos determinado automáticamente. Balances de presión y energía en cada segmento. Las propiedades físicas son calculadas a condiciones promedio a lo largo de cada segmento. El régimen de flujo es determinado por las velocidades superficiales de gas y líquido.

Método de Cálculo

P avg ,

T av

Pin , Fluido & Calor (Entrada) Tin

Angulo

• Método de segmento por segmento. • Largo del segmento especificado por el usuario. • Propiedades del fluido calculadas a Tavg y Pavg

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d p are a l de s é v a tra r o l ca e d a nci Pout , Tout e r e f s n Tra Fluido & Calor (Salida) g

Creando un Modelo  Salvar el archivo  Introducir datos del proyecto y definir Sistema de

   

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

Unidades Definir los objetos en el modelo, ej. Terminación del pozo, tubería, etc. usando la caja de herramientas. Introducir los datos físicos, ej. ID de la tubería, etc. Introducir los datos de los fluidos: aceite negro/composicional Especificar las condiciones de frontera. Selecionar una operación.

Caja de herramientas PIPESIM TERMINACIÓN REPORTES

ANOTACIÓN

VERTICAL

NODO APUNTADOR

FUENTE

BOMBA

BOOSTER MULTIFÁSICO EXPANSOR TERMINACIÓN HORIZONTAL

ELEVADOR INSERTADOR PALABRA CLAVE

COMPRESOR CALENTADOR / ENFRIADOR

CONECTOR

PUNTO DE AN MULTIPLICADOR / ADICIONADOR

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NODO FRONTERA

SEPARADOR

TUBERIA

PTO. INY. ESTRANGULADOR

LÍNEA DE FLUJO

Modelos de Terminación de Pozos

   

IP del Pozo (Aceite & Gas) Ecuación de Vogel (Aceite) Ecuación de Jones (Aceite & Gas) Ecuación de Fetkovich (Aceite -Efectos de Alta Velocidad) Ecuación de Back Pressure (Gas) Estado Pseudo Estacionario (Aceite & Gas) Equación de Forcheimer (Gas & Condensado) Fracturamiento Hidráulico

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   

Datos de Tubería Detalles de la tubería de pozo Profundidad (TVD / MD) Perfil detallado de datos ID de tubería – puede ser cambiado en cualquier punto de la tubería.  Levantamiento Artificial: Bombeo Neumático, ESP etc.  Tubería/anular/flujo combinado  Perfil de temperatura ambiente

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   

Detalles de Línea de Flujo

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 Geometría de Línea de Flujo: Longitug, ID  Perfil de Ondulación  Transferencia de Calor Simple o Compleja

Transferencia de Calor  Balance de energía para cada segmento  Entradas de calor  Dos opciones:  Especificación del valor promedio de U por el usuario  Introducción de la información de aislamiento de la tubería por el usuario.

 Referencia: A.C. Baker, M. Price. “Modeling the

Performance of High-Pressure High-Temperature Wells”, SPE 20903, (1990).

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 Con fluido fluyente  A través de las paredes de la tubería

Transferencia de Calor (cont.)  Valores de U – Coeficiente de transferencia de

   

Tubería Aislada Cubierta Desnuda (en Aire) 20 Desnuda (en Agua)200

0.2 BTU/hr/ft2/F 2.0 BTU/hr/ft2/F BTU/hr/ft2/F BTU/hr/ft2/F

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calor promedio relativa al diámetro externo de la tubería (OD)  Defaults

Transferencia de Calor (cont.)  Los coeficientes de transferencia de calor promedio

 Espesor  Conductividad de calor

 También se puede especificar:    

Conductividad de calor de la tubería Profundidad de enterramiento Conductividad de calor del suelo Velocidad del aire y agua

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pueden ser calculados de los datos especificados por el usuario.  El usuario puede introducir hasta 4 cubiertas en la tubería con:

Equipos Bomba Compresor Estrangulador Multiplicador/Divisor de Flujo

• Adicionador/Subtrac tor de Flujo • Punto de inyección

 Booster multifásico  Bomba multifásica genérica  Separador  Expansor  Intercambiador de calor

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• • • •

Operaciones de Pozos Análisis del sistema Perfil de Presión/Temperatura Selección de correlaciones Análisis nodal Longitud óptima de pozos horizontales Tablas hidráulicas Gasto de gas para levantamiento vs Presión de cabeza de pozo  Comportamiento del Sistema Artificial de Levantamiento

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      

Selección de Correlaciones de Flujo Para determinar la correlación más apropiada:

  

las

correlaciones

de

flujo

requeridas Introducir las presiones y temperaturas conocidas a las diferentes profundidades medidas (MD) Introducir las condiciones de borde conocidas Los resltados muestran cada correlación y los datos introducidos

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 Seleccionar

Perfil de Presión/Temperatura  Calcula

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los perfiles de presión y temperatura para el sistema y también varía algunos parámetros dentro del mismo  Introducir la variable de sensibilidad  Introducir las condiciones de borde  Los resultados PSPLOT muetran la presión o temperatura vs la profundidad (pozo) o elevación (línea de flujo)

Análisis del Sistema  Acomoda el modelo para calcular: del

sistema

 Adicionalmente, pruebas de sensibilidad en:    

Una variable Varias variables que cambian al mismo tiempo Varias variables permutadas una contra otra Combinaciones de lo anterior

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 Presión a la salida para un gasto dado  Presión a la entrada para un gasto dado  Deliverabilidad con cualquier variable

Análisis Nodal

y la salida alrededor de un punto  Los resultados PSPLOT muetran las curvas clásicas de entrada/salida

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 Análisis nodal clásico en cualquier punto  Parte el sistema en dos y calcula la entrada

Análisis Nodal

Pse p

3.0 ”

3.5 ” 40 md. 20 md. 10 md.

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Pres

2.5 ”

Tablas Hidráulicas  Produce una tabla de la presión del fondo del Schlumberger Private

pozo que puede ser utilizada por un simulador de yacimientos  Interface para simuladores de yacimientos comunes como:  ECLIPSE  VIP  PORES  COMP4  MoRes

Comportamiento de Sistemas de Levantamiento Artificial  Permite generar curvas de levantamiento Schlumberger Private

artificial (BNC o ESP) y varía otros parámetros del sistema  Para producir las curvas de comportamiento usadas en PIPESIM-GOAL  El gráfico resultante muestra la cantidad de gas utilizada (o energía para ESP) vs el caudal de aceite producido

Comportamiento de Pozos Horizontales  Un pozo horizontal con múltiples entradas a lo Schlumberger Private

largo del fondo la cual encuentra caídas de presión y “drawdowns”  Una parte integral de PIPESIM en análisis de yacimiento-a-superficie  Predice con bastante precisión el comportamiento hidráulico del fondo del pozo en la terminación  Investigación de la Productividad mediante la opción “Optimum Horizontal Completion Length”

Comportamiento HWM  Especifica: presión de yacimiento, presión Schlumberger Private

de salida, longuitud de terminación  Gráfica resultante:

Nombres de Archivo

PIPESIM-GOAL  xxx.fpt archivo de entrada FPT  Archivos Keyword  xxx.psm archivo PIPESIM keyword  Archivo de salida  xxx.out Archivo de salida  xxx.sumArchivo Resumen  xxx.plt Gráfico de trabajo (1 un punto por cada caso)  xxx.plc Gráfico de Caso (1 punto por cada nodo)

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 Archivos de entrada GUI  xxx.bps PIPESIM archivo de entrada (pozos)  xxx.bpn PIPESIM archivo de entrada (red)  xxx.pgw archivo de entrada  xxx.pvt archivo de entrada de Propiedad del Fluido

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Predicción de Propiedades Físicas de los Fluidos

Modelaje del Fluido Alternativas  Método de Aceite Negro: negro para determinar propiedades físicas

 Método Composicional:  Modelaje de la ecuación de estado con componentes puros y fracciones pesadas de aceite

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 Utiliza correlaciones publicadas de aceite

Modelaje de Aceite Negro  Válido para fluidos

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con RGA a condiciones estandares menores a 1,500 scf/STB  Correlaciones empíricas usadas para determinar propiedades derivadas (gas en solución, R s,, y factor volumétrico de formación, OFVF)  Propiedades derivadas usadas para calcular las propiedades físicas de los fluidos como densidad y viscosidad del aceite

Datos de Entrada Escenciales para Aceite  Corte deNegro Agua de gas)  Gravedad específica del gas a cond. estandar  Gravedad específica del agua a cond. estandar  Gravedad API de aceite (o densidad del aceite muerto)

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 RGA a cond. estandares (o OGR para sistemas

Opcion para Calibración de Datos de Aceite Negro  Saturación medida de solución de gas (G sat) a la presión Schlumberger Private

y temperatura en el punto de burbuja correspondiente  Viscosidad medida del aceite muerto a una o dos temperaturas  Valor medido de OFVF por encima de la presión y temperatura del punto de burbuja  Valores medidos de OFVF, viscosidad del aceite vivo, viscosidad del gas, y/o compresibilidad del gas a una presión y temperatura igual a o menor al del punto de burbuja

Derivación del Gas en Solución (Rs)  LASATER (default) 

 STANDING   

Para p > 1000, recomendada para API < 15° Basada sistemas de gas y crudos de California Exactitud experimental hasta de 10 %

 VAZQUEZ & BEGGS 

Nueva y más general que las anteriores

 GLASO   

Correlación de PVT generalizada, toma en cuenta la parafinidad del crudo y los componentes no-hidrocarburos Derivada de crudos del Mar del Norte Representa mejoras significativas sobre la de Standing

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 

Para RS RP, usada para API > 15°, recomendada con el factor de volumen de formación de Vazquez Basada en petróleos negros de Canadá, Oeste y Continente-medio de US, y Sur America Exactitud experimental hasta de 7 %

Variación de Rs con Presión

RGAs.t. > Gsat RGAs.t. = Gsat

Gsat

RGAs.t. < Gsat

pbubb

Presion

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Gas en Solution (Rs)

Derivación del OFVF (Bo)  Volumen In-situ del petróleo (incluyendo ambos, aceite y

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gas disuelto) ocupado por una unidad de volumen de petróleo a condiciones estandar  Sobre la presión del punto de purbuja, BO decrece con incrementos de presión ( la compresibilidad afecta ). Sobre la presión del punto de burbuja:  Usar la ecuación de Vasquez & Beggs  Bajo la presión del punto de purbuja, BO crece con incrementos de presión (disolución). A o bajo la presión del punto de burbuja:  Usar la ecuación de Standing para API < 15°  Usar la ecuación de Vásquez & Beggs para API > 15°

Propiedades Físicas del Aceite Negro Calculadas

 z 

(o,w,g)

densidad del aceite, agua & gas tensión interfacial compresibilidad del gas viscosidad de aceite, agua & gas

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(o,w,g)

Viscosidad de Combinaciones de Aceite/Agua

µ (aceite) Método de radio de Volumen 0%

% de agua

Método de Inversión (default) 100%

µ (agua)

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Correlación de emulsion de Woelfin

Viscosidad de la Combinación

Modelaje Composicional

condensado  Incluye hidratos precipitados  Diagramas de fase

/

formaciones

de

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 Usa separación instantanea ( Multiflash )  Modelaje de la Ecuación de estado  Usado para aceite volátil o sistemas de gas

Procedimiento de Cálculo  Datos de entrada:  Fracciones de Petróleo  medidas / propiedades críticas

 Tabla PVT generada  Parámetros Calculados:M , h ,  ,  ,  L L L L L M G , hG ,  G ,  G

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 Selección del componente/especificación  Fracciones de componentes (en % de Mol )

Correlaciones Composicionales  Ecuación de estado  SRK  Peng-Robinson  BWRS

 Viscosidad:  Pederson  LBC

   

comparar las predicciones del modelo de la EOS a datos experimentales, tanto como sea posible Oilgas1 (Nishumi et al.) Oilgas2 (Whitson) Oilgas3 Generada por el usuario

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(EOS):

Parámetros de Interacción Binaria (BIP):  Valores adjustables para

Fracciones de Petróleo  Propiedades Medidas:

[Nota: Al menos dos propiedades físicas son requeridas]

 Propiedades Críticas (información adicional):  Temperatura Crítica (TC)  Presión Crítica (PC)  Factor Acéntrico (Omega)

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 Punto de Ebullición (BP)  Peso Molecular (MW)  Gravedad específica (SG) o densidad

Modelado de Hidratos  Los hidratos de gas natural son sólidos tipo hielo,

   

Metano Etano Propano

Isobutano Nitrógeno H2S

Butano

CO2

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compuestos por agua y componentes ligeros del gas natural  Poseen un comportamiento bastante complejo (son consideradas hasta 6 fases).  Los formadores de hidratos de gas natural incluyen:

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Modelaje del Comportamiento de Flujo de Entrada al Pozo

Relaciones de Comportamiento de Flujo de Entrada al Pozo  Indice de    

Productividad del Pozo Ecuación de Vogel Ecuación de Fetkovich Ecuación de Jones Ecuación de Estado pseudo-estacionario

 Yacimientos de Gas y Gas Condensado:

 Indice de Productividad del Pozo  Ecuación Back Pressure  Ecuación de Jones  Ecuación de Estado pseudo-estacionario

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 Yacimientos de Aceite:

Indice de Productividad del Pozo (PI)  Pwf > Pb : Q = PI x (Pws - Pwf)

Q = PI x (Pws - Pb) + (PI / 2Pb)(Pb2 - Pwf2)

 Para yacimientos de gas: Q = PI x (Pws2 - Pwf2) donde,

Pws = presión estática de yacimiento Pwf = presión de fondo fluyente Pb = presión de punto de burbuja, Q = caudal

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 Pwf < Pb :  Para pozos de aceite:

Ecuación de Vogel  Relaciones empíricas de flujo bajo la presión del q/qmax = 1 - (1 - C)(Pwf/Pws) - C(Pwf/Pws)2 donde,

C = Coeficiente PI, valor normal es 0.8

qmax = Potencial absoluto del pozo Pws = Presión estática del yacimiento Pwf = Presión de fondo fluyente

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punto de burbuja :

Ecuación de Fetkovich

q / qmax = [ 1 - ( Pwf / Pr )2 ]

n

 Mientras menor el valor de n, mayor el grado de turbulencia  También conocida como “ecuación normalizada de contrapresión “

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 Alternativa a la ecuación de Vogel  Correlación empírica

Equación de Jones

(P2) = AQ + BQ2 Aceite : (P) = AQ + BQ2

Gas:

Donde: A : Coeficiente de flujo laminar (Darcy) B : Coeficiente de flujo turbulento (No Darcy)

 También conocida como “ecuación de Forcheimer”

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 Yacimientos de gas y aceite saturado  Ecuaciones:

Ecuación “Back Pressure”  Para pozos de gas

 Ecuación empírica de Schellhardt & Rawlins  Normalmente, 0.5 < n < 1.0

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Q = C (Pws2 - Pwf2)n

Ecuación de Estado PseudoEstacionario  Yacimientos de aceite y gas

 Parámetros usados en las ecuaciones:  Permeabilidad  Espesor  Radio (Radio externo de drenaje)  Daño (factor adimensional)  Diámetro del pozo  Pozo de gas: flujo laminar y turbulento  Pozo de Aceite: flujo laminar

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 Ecuación de Darcy  Modelo de yacimiento radial

Opciones de Terminación de Pozos  Válido solamente cuando es usado con el

   

Ninguna (ej. Sin daño o resistencia al flujo) Hoyo abierto (pozo sin revestidor ni cemento) Perforado (Modelo de McLeod) Con empaque de grava (Modelo de Jones)

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modelo de flujo en estado pseudo-estacionario  Para calcular el factor de daño y el coeficiente de turbulencia (para pozos de gas)  Opciones de Terminación:

Modelos de Terminación Horizontal  PI distribuido (conductividad finita):

 PI de Punto Sencillo (conductividad infinita):  PI para estado estacionario (Joshi)  PI para estado pseudo-estacionario (Babu & Odeh)

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 PI distributivo: PI por unidad de longitud  PI para estado estacionario (Joshi)  PI para estado pseudo-estacionario (Babu & Odeh)

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Modelaje de flujo Mono / Multifásico

Método de Cálculo de Cambio de Presión Determinar la(s) fase(s) presente(s) Determinar el ángulo de inclinación Determinar el modelo de flujo Calcular la elevación, presión de fricción y pérdidas o ganancias por aceleración

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   

Fases Presentes

Gas – una sola fase

<


L

v L > vG H

L

< 

L

Régimen de Flujo  El régimen de flujo esta determinado por mapas Schlumberger Private

de velocidades de líquido superficial vs velocidades de gas superficial  El mapa contiene régimen de flujo “vertical” o “horizontal”, dependiendo del ángulo de inclinación

Angulo de Inclinación  Si el ángulo de inclinación es > 45° o < Schlumberger Private

-45° entonces aplica el régimen de flujo vertical y sus correlaciones de cambio de presión  De otra manera aplica el régimen de flujo horizontal y sus correlaciones de cambio de presión

Definición de Velocidad Superficial Esta es la velocidad a la que una fase fluiría si no estuviese presente otra fase dentro de la tubería:

Velocidad superficial del gas (UsG) = qG/A donde qL = gasto volumétrico de líquido qG = gasto volumétrico de gas A = Area transversal de la tubería

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Velocidad superficial del líquido (UsL) = qL/A

Régimen de Flujo Horizontal

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Régimen de Flujo Vertical

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Mapa de Régimen de Flujo Horizontal de Taitel Dukler 75.0

Bubbly Schlumberger Private

10.0 Intermittent UsL (ft/s)

1.00 0.10

Annular

Stratified Smooth

0.01 0.1

1.0

Stratified Wavy 10.0 UsG (ft/s)

100.0

900.0

Correlaciones de Flujo Multifásico Schlumberger Private

Correlaciones estandar publicadas en la industria:  Duns & Ros  Orkiszewski  Hagedorn & Brown  Beggs & Brill (original & revised)  Mukherjee & Brill  Govier, Aziz & Fogarasi  AGA & Flanigan  Oliemans  Gray  Noslip

Correlaciones de Flujo Multifásico (cont.)  Correlaciones desarrolladas por BJA  Correlaciones mecanísticas  Ansari  Xiao  OLGA-S

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 BJA para líneas de condensado

Aplicabilidad de las Correlaciones Sistemas de una sola fase - Moody Pozos verticales de aceite - Hagedorn & Brown Pozos desviados de aceite - Duns & Ros/OLGAS Pozos de gas y condensado - Hagedorn & Brown Líneas de tubería de aceite - Oliemans Líneas de tubería de gas y condensado - BJA Correlation

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     

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Modelado de Sistemas de Levantamiento Artificial

Sistemas de Levantamiento Artificial  Levantamiento por Gas (BNC)

 ESP (Bombeo Electrosumergible)

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 Punto de Inyección Simple  Válvulas de descarga para BNC (GLV’s)

Diseño de BNC

tubería  Punto de Inyección más profundo

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• Espaciado de mandriles • Selección de la válvula • Simulación de diseños existentes  Válvulas controladas por presiones de anular y

Diseño de BN (cont.)  Dos etapas distintas:

 Cálculo de las presiones de apertura/cierre y prueba “test rack

opening” (TRO) de las válvulas  Tres métodos para calcular la secuencia de vaciado  Válvulas IPO (Operadas por Presión de Inyección) o válvulas PPO ( Operadas por Presión de Operación)

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 (1) Cálculo del punto más profundo de inyección  (2) Determinación del espaciado de los mandriles

Simulación de BN

cerrada)  Determina el paso de la válvula  Realiza pruebas de dureza del diseño y propone trabajos de rehabilitación  Determina la capacidad de nuevos diseños de pozo

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 Simula diseños de pozos existentes  Calcula el estado de las válvulas (abierta o

Posiciones de las Válvulas para BNC Schlumberger Private

Bombeo Electrosumergible (ESP)  Se cuenta con una base de datos ámplia de Schlumberger Private

fabricantes y modelos de ESP (ej. Reda, Centrilift, etc)  Datos básicos: Diámetro del revestidor, caudales mínimos & máximos y velocidad básica  Datos de diseño: velocidad de la bomba, número de etapas, factor de cabeza

Selección de ESP

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Tabla de Comportamiento de ESP Schlumberger Private

Curva de Comportamiento de ESP Schlumberger Private

Curva de Velocidades de ESP

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