1 analisis nodal fundamentos
DESCRIPTION
ESTUDIOS PETROLEROSTRANSCRIPT
ANALISIS NODALANALISIS NODAL
Apertura del cursop
Presentación del instructor
P ió d l i iPresentación de los participantes
Expectativas de los participantesp p p
Conocimientos básicos:
1 P i d d i d1- Propiedades y comportamientos desistemas de hidrocarburos (gas , petróleo) ysu mezcla con aguasu mezcla con agua.
2- Flujo de fluido en tuberías
3- Flujo multifásico en tuberías
4- Fundamentos de producción4- Fundamentos de producción
Que es un análisis nodalQue es un análisis nodal
Como realizar un análisis nodal
Como interpretar los resultados de un análisisnodalnodal
El Análisis Nodal es una técnica que permiteoptimizar sistemas de producción básicamenteoptimizar sistemas de producción, básicamentela técnica consiste en detectar y cuantificar elimpacto de las restricciones al flujo sobre lap jcapacidad de producción del sistema conformadopor el yacimiento–completaciones–pozo–líneas defl j l fi i últi l d d ióflujo en la superficie-múltiple de producción -separador.
Existen en el mercado varios simuladores comerciales que permitenaplicar dicha técnica, entre los más conocidos se tienen, porj l WELLFLO PROSPER PIPESIM PERFORM PIPEPHASEejemplo: WELLFLO, PROSPER, PIPESIM, PERFORM, PIPEPHASE,
etc. En el presente curso no se utilizará ninguno de ellos, exceptoque algún participante disponga de licencias para el uso de uno deestos programas En su defecto se utilizaran y desarrollan hojas deestos programas. En su defecto se utilizaran y desarrollan hojas decálculos como herramienta de trabajo y análisis, sin sacrificar lageneralidad de la metodología, que se describirá durante el cursopara la aplicación de la técnica.para la aplicación de la técnica.
4000.00
4500.00
2000.00
2500.00
3000.00
3500.00
wf,
psia
Pb vs Qo
500.00
1000.00
1500.00
2000.00P Pb .vs. Qo
Pwf,calc -IPR.vs. Qo
Pwf,calc-POZO .vs. Qo
Prueba
0.00
0.00 1000.00 2000.00 3000.00 4000.00 5000.00 6000.00
Qo, BPD
OBJETIVO DEL TALLER
“Describir y aplicar la técnica de AnálisisNodal para optimizar pozos productores deNodal para optimizar pozos productores depetróleo y gas”
ALCANCE DEL CURSO - ALLER
PROCESOPROCESODEDE
PRODUCCIONPRODUCCIONPRODUCCIONPRODUCCION
Sistema Sistema Sistema Sistema
de de
producciónproducciónproducciónproducción
SeparadorTanque de almacena
Gas
Separador almacena-miento
Línea de Cabezal del
pozoflujo Líquido
Tubería de producción
Sistema de producciónSistema de producción<< <
<
Fondo del pozo
Yacimientopozo
GasComponentes del Componentes del Sistema de producciónSistema de producción
Separador
T d Línea
Sistema de producciónSistema de producción
Tanque de almacena-
i t
de flujo
T b í d d ió
miento
Tubería de producción
<< <
<Completación
Yacimiento
Separador
El l d l El l d l Elementos claves del Elementos claves del Sistema de producciónSistema de producción
<< <
<
Yacimiento
Energía Energía requeridarequerida
SeparadorPs
Niveles de energía Niveles de energía Niveles de energía Niveles de energía asociada al Sistema asociada al Sistema de de
producciónproducciónproducciónproducción
<< <
<
Y i i tPr YacimientorEnergía disponibleEnergía disponible
Tipo de producciónTipo de producción
Línea deflujo
Gas
Energía preEnergía pre--establecidaestablecida
Separador
Petróleo/aguaPs
Tubería de producción Tipo de producciónTipo de producción
<
<
Producción natural
<<
<<
YacimientoPR
Producción artificial
Proceso de recuperación secundariaProceso de recuperación secundaria
Energía disponibleEnergía disponible
Recorrido de los fluidos en el Sistema de producción
Línea deGas
Línea deflujo
Petróleo/aguaPs
Separador
Tubería de producción Transporte a través del yacimiento
Transporte a través de la completación
<<
<<
YacimientoPR
Transporte a través del pozo
Transporte a través de la línea de flujo
Recorrido de los fluidos en el Sistema de producción
Línea deGas
Transporte a través del yacimiento
Ecuación de DarcyLínea deflujo
Petróleo/aguaPs
Ecuación de Darcy
− wPPhkQ
)(2π
Separador⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
rwr
oBo
oQlnμ
Tubería de producción
oQJ
4000.000
5000.000
6000.000
7000.000
psi
a
Pb .vs. Qo Pwf,calc -IPR.vs. Qo
<<
<<
YacimientoPR
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
−=
wfPRP
oJ
0.000
1000.000
2000.000
3000.000Pw
f,
0.000 2000.000 4000.000 6000.000 8000.000Qo, BPD
Recorrido de los fluidos en el Sistema de producción
Línea deGas
Transporte a través del yacimiento
Ecuación de VogelLínea de
flujo
Petróleo/aguaPs 2⎞⎛ PPQSeparador ( ) 8.02.01
max⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛−−=
RPwfP
RPwfP
oQoQ
Tubería de producción
oQJ 2500 00
3000.00
3500.00
4000.00
4500.00
sia
Pb .vs. Qo
Pwf,calc -IPR.vs. Qo
<<
<<
YacimientoPR
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
−=
wfPRP
oJ
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
2500.00Pw
f, ps
0.00
0.00 1000.00 2000.00 3000.00 4000.00 5000.00 6000.00
Qo, BPD
Recorrido de los fluidos en el Sistema de producciónT t t é d l
Línea deGas
Transporte a través del pozo
Línea deflujo
Petróleo/aguaPs
HAGEDORN AND BROWNHAGEDORN AND BROWN
Separador
4500.00Pwf calc POZO
Tubería de producción
oQJ
2500.00
3000.00
3500.00
4000.00
psia
Pwf,calc-POZO .vs. Qo
Prueba
<<
<<
YacimientoPR
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
−=
wfPRP
oJ
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
Pwf,
p
0.00
0.00 1000.00 2000.00 3000.00 4000.00 5000.00
Qo, BPD
Recorrido de los fluidos en el Sistema de producción
Transporte a través del estrangulador Choke
Recorrido de los fluidos en el Sistema de producción
Línea deGas
Transporte a través de la línea de flujo
Línea deflujo
Petróleo/aguaPs
Separador
Tubería de producción
Beggs and Brill<<
<<
YacimientoPR
Beggs and Brill
SeparadorPwh PsPch
Presiones claves del Presiones claves del Sist m d pr ducciónSist m d pr ducciónSistema de producciónSistema de producción
<< <
<PwfsP
Pwf PeYacimiento
Pr e
Caída de presión en los componentes del Caída de presión en los componentes del sistema de producciónsistema de producciónsistema de producciónsistema de producción
1a
13 2
1b1b
4
Nodos claves Nodos claves del del Sist m d pr ducciónSist m d pr ducción
5Sistema de producciónSistema de producción
<< <
<
768
Recorrido de los fluidos en el Sistema de producción
Línea deGas
Análisis Nodal
Línea deflujo
Petróleo/aguaPs
Separador
3500.00
4000.00
4500.00
Tubería de producción
2000.00
2500.00
3000.00
Pwf,
psia
Pb .vs. Qo
<<
<<
YacimientoPR 0.00
500.00
1000.00
1500.00 Pwf,calc -IPR.vs. QoPwf,calc-POZO .vs. Qo
0.00 1000.00 2000.00 3000.00 4000.00 5000.00 6000.00
Qo, BPD
Función requerida en el sistema de producción
∆Plinea de flujo∆Plinea de flujo
GasLínea de flujohorizontal
Separador
Pwh
Psep
GasLínea de flujohorizontal
Separador
Pwh
Psep ΔP = F(Q)
Fl j ti l l t b í
Tanque
∆PtubingFl j ti l l t b í
Tanque
∆Ptubing
ΔP F(Q)
02
+++VfdZgdVVdP ρρρ
Flujo vertical en la tubería
Pr
Flujo vertical en la tubería
Pr
02
=+++Dg
fdLg
gdLgdL ccc
ρρρ
r
NODO∆P
Pwf
r
NODO∆P
Pwf
∆Pres∆Pres
Función requerida en el sistema de producción
ΔP = F(Q)(Q)
Es necesario encontrar una función que Es necesario encontrar una función que represente la caída de presión en función del
caudal para los diferentes elementos que forman caudal para los diferentes elementos que forman el sistema de producción
Comportamiento del Comportamiento del petróleopetróleo
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Envolvente de saturaciónPatrones de flujo
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Presión de saturaciónSolubilidadCrudo saturadoCrudo saturadoCrudo sub-saturadoCrudo sobre-saturadoF t l ét iFactor volumétricoCrudo vivoCrudo muerto
Envolvente de saturación
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Presión de saturación
La presión de burbuja o saturación de uni d hid b d fi lsistema de hidrocarburos se define como la
máxima presión a la cual es liberada laprimera burbuja de gas desde el crudo, esdecir que define la región limite entre lasdecir que define la región limite entre lasregiones de una y dos fases. La presión desaturación puede ser medidaexperimentalmente mediante un procesoexperimentalmente mediante un procesode expansión a temperatura y composiciónconstante. En ausencia de una medidaexperimental, se puede determinarp , pmediante correlaciones empíricas.
Envolvente de saturación
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Presión de saturación
Envolvente de saturación
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Presión de saturación
Envolvente de saturación
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Correlaciones para el calculode la presión de saturación
STANDING
LASATERLASATER
VAZQUEZ-BEGGS
GLASO
TOTAL
AL-MARHOUN
DOKLA-OSMAN
PETROSKY-FARS.
KARTOATMODJO
Envolvente de saturaciónKARTOATMODJO
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Solubilidad
SolubilidadLa solubilidad del gas en el petróleo sedefine como el volumen de gas expresadoen pies cúbicos de gas referidos aen pies cúbicos de gas referidos acondiciones estándar (scf), los cuales sediluirían en un barril de petróleo acondiciones de almacenamiento (tanques,condiciones de almacenamiento (tanques,bbl) a una determinada condición depresión y de temperatura. El uso deltérmino solubilidad implica que existe unp qlímite de la cantidad de gas que puede serdisuelta en el petróleo. Bajo este esquemay haciendo uso del concepto físico desolución saturadas se tienen soluciones nosaturadas, saturadas y sobre saturadas, quereferidas a la fase gaseosa en presencia del f lí id t í l t ól
Envolvente de saturaciónla fase líquida representaría el petróleo nosaturado, el petróleo saturado y el petróleosobre saturado, respectivamente.
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Solubilidad
Envolvente de saturación
GasGas enen soluciónsolución:: eses elel numeronumero dede piespies cubicocubico dede gas,gas,(referido(referido aa condicionescondiciones estándar),estándar), loslos cualescuales sese disuelvendisuelven enen
b ilb il dd dd d i dd i d di iódi ió dd ióió
PP
unun barrilbarril dede crudocrudo aa unauna determinadadeterminada condicióncondición dede presiónpresión yytemperaturatemperatura
• Punto critico Punto critico Liquido
PPGas en soluciónGas en solución
••Gas
Punto critico Punto critico PPBB
Dos fases Curva puntos de írocíoGas Gas
librelibre Gas en soluciónGas en solución
T
TRTTBB
T
Rs = ƒ ( P, T,Rs = ƒ ( P, T,°° API, S)API, S)
RsT
Rs
°APIP
Rs Rs
bRsb
γg PPb
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Correlaciones para el calculode la solubilidad
STANDING
LASATER
VAZQUEZ-BEGGS
GLASO
TOTAL
AL-MARHOUN
DOKLA-OSMAN
Envolvente de saturaciónPETROSKY-FARS.
KARTOATMODJO
Rs = ƒ ( P, T,Rs = ƒ ( P, T,°° API, S)API, S)
StandingStanding ((19471947)):: Propuso una correlación en forma gráfica para estimarRs como una función de la presión, temperatura, gravedad especifica delgas y la gravedad API del petróleo medida en el tanque. La correlaciónfue desarrollada a partir de 105 experimentos en 22 mezclas dehidrocarburos de la región de California, USA.
En 1981 propuso la siguiente expresión matemática para la correlacióngráfica:gráfica:
2048.1⎤⎡ ⎞⎛ P104.1
2.18 ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡+= ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ aP
gsR γ
)460(00091.00125.0 −−°= TAPIa
donde:
P: presión de saturación expresada en psiap p p
R s: solubilidad expresada en scf/stb
γg: representa la gravedad específica del gasg
T: temperatura expresada en °R
Vásquez-Beggs (1980): Presentaron una correlación empírica obtenida aásque eggs ( 980) ese ta o u a co e ac ó e p ca obte da através de un análisis de regresión usando una data de 5008 medicionesde solubilidad de gas. De acuerdo a la gravedad del crudo la data medidafue dividida en dos grupos.
⎞⎛ ⎤⎡°APIc
°API ≥ 30°API°API ≤ 30°API
0.0362 0.0178C1
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡°=
TAPI
CEXPc
Pgss CR 32
1γ 1.0937 1.1870
25.7240 23.931
C2
C3
⎤⎡ ⎞⎛ P
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛−+ −=
7.114log)460(10*912.51 5 sepP
sepggs TAPIγγ
La gravedad del gas utilizada en este desarrollo corresponde a dos etapas deseparación una realizada a 100 psig y la otra a condiciones de tanque.
Rs = ƒ ( P, T,Rs = ƒ ( P, T,°° API, S)API, S)
Standing (1981)Standing (1981)Standing ( 98 )Standing ( 98 )
Rs = γg [(P/18.2 + 1.4) 10 Y] 1.2048
Y = 0.0125 °API - 0.00091(T-460)
T [° R ] P [ P i ]T [° R ] P [ Psia]
Lasater (1981) Lasater (1981)
Rs = [(132825 γo/Mo][Yg /(1- Yg)] C
γo = 141.5 / (131.5 + °API)
d d donde:
M = ƒ (°API)Mo = ƒ ( API)
Yg = ƒ ( Pb γg/T)
Rs = ƒ ( P, T,Rs = ƒ ( P, T,°° API, S)API, S)
Vasquez Vasquez -- Beggs (1980) Beggs (1980) Rs = C γ PC2 EXP(C3 °API/T)Rs = C1γgs PC2 EXP(C3 API/T)
API< 30 API > 30
0 0 6 0 01 0C1 0.0362 0.01780
C2 1.0937 1.1870
C3 25.724 23.931
Establecieron que la correlación de Lasater es mejor queq j qla de Standing para petróleo del alta Gravedad API. Lacorrelación de Standing puede ser usada para API < 15.
γsg = γg [ 1. + 0.00005.912 γo(Tsep-460) log(Psep/114.7)]
Rs = ƒ ( P, T,Rs = ƒ ( P, T,°° API, S)API, S)
Glaso (1980) Glaso (1980)
Correlación desarrollada en base a 45 crudos del Mar del NorteMar del Norte.
Rs = γg [API0.989 Pb /(T-460)0.172] 1.2255g
Y = 2.8869 - [14.1811 - 3.3093 log (P)] 0.5
Pb = 10 Y
T [° R ] P [ Psia ]
Rs = ƒ ( P, T,Rs = ƒ ( P, T,°° API, S)API, S)
Marhoun (1988)Marhoun (1988)
Correlación desarrollada con base a 160 datosexperimentales de presión de saturación en
d d l M di O i tcrudos del Medio Oriente.
Rs = [ a γgb γo
c Td P ]e[ γg γo ]
a = 185 843208 b= 1 877840 c= 3 1437a = 185.843208 b= 1.877840 c= -3.1437
d = -1.32657 e = 1.398441
T [° R ] P [ Psia ]
Se tiene un crudo de 38 API, cuya presión deburbujeo es de 3810 psia a 180°F. La gravedads ifi d l s s i l 0 732especifica del gas es igual a 0.732.
1. Calcule la solubilidad del gas usando lascorrelaciones siguientes: Standing, Lasater,Vasquez - Beggs, Glaso y Marhoun.
Compare con el resultado experimental 909scf/stb
2. Calcule el gas en solución para presiones cuyosvalores sean 3810, 2000, 800 y 4500 psia.
Compare con el resultado experimental 909f/ tbscf/stb
T= 180°F 38 API γg = 0.732g
Presión en Psia
Correlación 3810 2000 800 4500 Correlación 3810 2000 800 4500
Standing 1094.2 507 172 1335
Lasater 900 490 180 1300
Vasquez Beggs 960 7 447 151 1170Vasquez - Beggs 960.7 447 151 1170
Glaso 932.5 438.7 166 1173
Marhoun 919 371 103 1152
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Solubilidad
Envolvente de saturación
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Factor volumétricoEl f l é i (B ) d fi idEl factor volumétrico (Bo) es definido como la razón entre el volumen del petróleo (incluyendo el gas en solución) a una determinada condición de presión yuna determinada condición de presión y temperatura (yacimiento) y el volumen del petróleo a condiciones estándar. La figura A 13 esquematiza el significado físico delA.13 esquematiza el significado físico del factor volumétrico. Así, el factor volumétrico resulta mayor o igual a la unidad y es expresado matemáticamente y ppor:
Envolvente de saturación
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Factor volumétricoL fi i l i ifi d fí iLa figura esquematiza el significado físicodel factor volumétrico. Así, el factorvolumétrico resulta mayor o igual a launidad y es expresado matemáticamenteunidad y es expresado matemáticamentepor:
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Correlaciones para el cálculo del factor volumétrico
STANDING
VAZQUEZ-BEGGS
GLASO
TOTAL
AL-MARHOUN
DOKLA-OSMAN
PETROSKY-FARS.
KARTOATMODJO
Factor volumétrico
A ESTACION
INYECCION DE GAS A POZOS
SE
MULTIPLE
LICA TANQUE DE PROD O
SECCION DE PRUEBAPRINCIPAL DE
RECOLECCION YCOMPRESION DE
GAS
D
EP
POZO CONLEVANTAMIENTO
A ESTACIONPRINCIPAL
TRATAMIENTODE
A TANQUE DE PROD. O
SECCION DE PRODUCCION
PU
EARTIFICIAL
SEP
LIC
> 1
TANQUEDE
PRODUCCION
POZO POR
BOMBEO MECANICO A ESTACIONPRINCIPAL
DE
SEP
LIC
TRATAMIENTO
FactorFactor VolumétricoVolumétrico:: eses lala razónrazón entreentre elel volumenvolumen deldelpetróleopetróleo (crudo+gas(crudo+gas enen solución)solución) aa condicionescondiciones dede presiónpresión yy
PP
pp ( g( g )) pp yytemperaturatemperatura alal volumenvolumen deldel petróleopetróleo aa condicionescondiciones estandarestandar..
Punto critico Liquido
PPGas en soluciónGas en solución
••Gas
Punto critico qPPBB
Dos fases Curva puntos de rociorocio
GasGaslibrelibre Gas en soluciónGas en solución
T
TRTTBB
BBoo = = Vo( P, T)/( P, T)/Vo( P, T en el tanque)( P, T en el tanque)
CuandoCuando lala presiónpresión disminuyedisminuye aa partirpartirdede lala presiónpresión PiPi elel volumenvolumen deldelBob dede lala presiónpresión Pi,Pi, elel volumenvolumen deldelpetróleopetróleo sese incrementaincrementa debidodebido aa lalaexpansiónexpansión deldel petróleo,petróleo, estoesto resultaresulta
i ti t d ld l BB h th tPi
Pb
enen unun incrementoincremento deldel BoBo hastahasta quequesese alcancealcance lala presiónpresión dede burbujeo,burbujeo,allíallí sese haha logradologrado lala máximamáximaexpansiónexpansión deldel petróleopetróleo..
CuandoCuando lala presiónpresión sese reducereduce porpor debajodebajo dede lala presiónpresión dedeburbujeo,burbujeo, elel factorfactor volumétricovolumétrico disminuyedisminuye debidodebido aa lala liberaciónliberacióndeldel gasgas CuandoCuando lala presiónpresión yy lala temperaturatemperatura alcancenalcancen loslos valoresvaloresdeldel gasgas.. CuandoCuando lala presiónpresión yy lala temperaturatemperatura alcancenalcancen loslos valoresvaloresestandarestandar,, elel factorfactor volumétricovolumétrico eses igualigual aa 11..
Cálculos directos para Cálculos directos para d t i l f t d t i l f t determinar el factor determinar el factor
volumétrico volumétrico ((BoBo))volumétrico volumétrico ((BoBo))
Standing (1947): Presentó una correlación gráfica para estimar el factorvolumétrico total considerando la solubilidad del gas, la gravedad del gasy la temperatura del yacimiento como parámetros correlativos. Estacorrelación se basa en 105 puntos experimentales de 22 sistemas dehid b d C lif i S tó di d 1 2%hidrocarburos de California. Se reportó un error promedio de 1.2% paraesta correlación.
MétodosMétodos dede obtenciónobtención deldel FactorFactor VolumétricoVolumétrico
StandingStanding
VasquezVasquez -- BeggsBeggs
GlasoGlasoGlasoGlaso
MarhounMarhoun
ArpArp
AhmedAhmedhmhm
BasadoBasado enen datosdatos dede campocampo
StandingStandingStandingStandingBo = 0.9759 + 0.000120[ Rs (γg/γo)0.5 + 1.25 (T- 460) ]1.2
Vasquez Vasquez -- BeggsBeggs
Bo = 1.0 + C1 Rs + API ( T - 52) (C2 + C3Rs)/ γgso s ( ) ( s)
API< 30 API > 30API< 30 API > 30
C1 0.0004677 0.000467
C2 0.00001751 0.000011
C3 - 0.00000001811 0.000000001337
Glaso(1980)Glaso(1980)Bo = 1.0 + 10 A
A = - 6.58511 + 2.91329 log(Bob) - 0.27683[log(Bob)]2. .9 9 g( ob) .
Bob = + 0.968 (T - 460)
T [° R ] P [ Psia ]
[ g( ob)]Rs (γg/γo)0.526
T [ R ] P [ Psia ]
M h (1988)M h (1988)Marhoun (1988)Marhoun (1988)Bo = 0.497069 + 0.000862963T + 0.000182594 F + 0.00000318099 F2
F = [ Rsa γg
b γoc ]
a = 0.742390 b= 0.323294 c= -1.20204
Método en base a datos de campoGravedad especifica del gasGravedad especifica del gas
Gravedad especifica del crudo
Solubilidad del gas
Densidad del petróleo
Bo = Vo(P T)/(Vo)scBo Vo(P,T)/(Vo)sc
mt = mo + mg
mg = Rs*28.96 γg / 379.4
mo = 5.615*62.4 γomo 5.6 5 6 . γo
Bo = (62.4 γo + 0.0136 Rs γg ) / ρo
Para un crudo en condición de saturación a 1700 psiaPara un crudo en condición de saturación a 1700 psiay 131°F, con gravedad de 39.81°API y Sg = 1.075
1 Calcular el gas en solución usando las correlaciones1- Calcular el gas en solución usando las correlacionesde: Standing, Lasater, Vasquez-Beggs, Glaso yMarhoun. Compare con el resultado experimental:p p557 scf/stb
2- Calcular el factor volumétrico aplicando laspcorrelaciones: Standing, Vásquez-Beggs, Glaso yMarhoun. Compare con el resultado experimental1 324 BBl/STB1.324 BBl/STB
3- Calcule el gas en solución y el factor volumétricoi d 1900 1200 ipara presiones de 1900 y 1200 psia.
Compare con el resultado experimental 1.324bl/ tbbl/stb
P= 1700 Psia T= 131°F 39.81 API γg = 1.075g
Presión en Psia
Correlación 1700 1900 1200 Correlación 1700 1900 1200
Standing
Vasquez - Beggs
GlasoGlaso
Marhoun
Cálculos de la densidad Cálculos de la densidad d l t ól (d l t ól ( ))del petróleo (µdel petróleo (µoo))
Densidad del crudo a través delDensidad del crudo a través del método Blackoil
Gravedad Específica Gravedad Específica
E l l ó l d d d d l lí d lEs la relación entre la densidad de cualquier líquido y ladensidad del agua a la misma temperatura de referencia(60 °F).
S ρ( )( )
Gravedad APIGravedad API
SGρρW( )= 60°F
Gravedad APIGravedad API• Medida arbitraria acordada entre el American PetroleumInstitute y el Bureau of Standards para comparar lay f p mpdensidad del fluido con la densidad del agua.
• Asignaron 10°API al agua en condiciones estándar (60 °F),g gcorrespondiéndole una gravedad especifica igual a 1, definidapor:
141 5 °API 141.5 - 131.5SG
= SG =141.5
131.5 + °API
ρρ = ƒ ( P, T, = ƒ ( P, T, °°API, S, Rs)API, S, Rs)
PP
•• Punto crítico LiquidoPPBB
ρ
Dos fases
G s s l ióG s s l ió
ρb
TRTT
Gas en soluciónGas en solución
PPb
TTTBB
Densidad del crudo a través del método Blackoil
St di (1981)
ρ = ƒ ( P, T, °API, S, Rs)
Standing (1981)
175.15.0
0136.04.62
⎤⎡ ⎞⎛
+=
R gsoo
γ
γγρ
( )46025.1000147.0972.0⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡−+⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+ TR
o
gs γγ
Donde:d d íf d l d lγ : gravedad específica del crudo en el tanque
T: temperatura en °R
Compresibilidad del crudo
Compresibilidad del crudo
La compresibilidad isotérmica se define como la razón entre el cambio devolumen de una sustancia producido por un cambio de presión bajo unproceso isotérmico.
V ⎞⎛ ∂1 ⎞⎛ ∂ρ1
Liquido
TPV
VoC ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛∂∂
−=1
TPoC ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛∂∂
−=ρ
ρ1
••Punto critico
LiquidoP
PPBρ•
Dos fasesGas
B
ρbf
TR
Curva puntos de rocio
TTTBB PPb
Compresibilidad del crudo
Vásquez-Beggs: Basándose en una data de 4036 datos experimentales, utilizaronun análisis de regresión lineal, correlacionando el coeficiente de compresiónisotérmica de la manera siguiente:isotérmica de la manera siguiente:
APITR 61.121180)460(2.1751433 °+−−++− λ
P
gsCo510
)(=
Petrosky-Farshad:
6729.0)460(3272.01885.069357.0705.1 TAPIgsRCo
−°=
γ
5906.0710 PCo =
Comportamiento del fluido en el sistema de producción
Crudo sub-saturadoCrudo saturadoCrudo saturadoCrudo vivoCrudo muertoCrudo muerto
LiquidoPP
•
qCrudo sub-saturado
•Crudo saturado
Dos fases Crudo vivo
Crudo muerto
T
Viscosidad
Cálculos de la viscosidad Cálculos de la viscosidad d l t ól (d l t ól ( ))del petróleo (µdel petróleo (µoo))
T
μμ = ƒ ( P, T,= ƒ ( P, T,°° API, S, Rs)API, S, Rs)
μ
T
μ
P °API
μ μ
γg Rs
Métodos de cálculo para la viscosidad
- Viscosidad de crudo muerto
Beal (1946): A partir de 753 valores de viscosidad de crudo muerto a temperaturasBeal (1946): A partir de 753 valores de viscosidad de crudo muerto a temperaturasmayores o iguales a 100°F, desarrolló una correlación gráfica para determinar laviscosidad de crudo muerto en función de la temperatura y la gravedad API delcrudo, tal como se presenta en la siguiente figura:
Standing en 1981 presentó la correlacióngráfica en forma de expresión matemática:
( ) a
od TAPI⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
−⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+=
260360108.132.0 53.4
7
μ
( )APIa /33.843.010 +== viscosidad de crudo muerto medido a 14.7 psia yodμ p y
temperatura de yacimiento, cP.
T = °R
Beggs-Robinson (1975): La correlación propuesta proviene de un análisisde 460 medidas de viscosidad de crudo muerto.
110 −= xodμ
donde:( ) 163.1460 −−= TYX ( )
ZY 10=
APIZ 02023.00324.3 −=
Se reportó un error promedio de –0.64% con una desviación estándar de 13.53%cuando se compara con los datos usados para su desarrollo. Sin embargo, Sutton yp p g , yFarshad (1986) reportaron un error de 114.3% cuando probaron la correlación con93 casos publicados en la literatura.
Beggs-Robinson (1975): A partir de 2073 mediciones de viscosidad ded t d d ll l ió d t i l i id dcrudo saturado desarrollaron una correlación para determinar la viscosidad
de crudo saturado.
( )ba μμ = ( ) 515.0100715.10 −+= sRa( )odob a μμ =( ) 338.015044.5 −+= sRb
La precisión reportada para esta correlación fue de –1 83% con unaLa precisión reportada para esta correlación fue de –1.83% con unadesviación estándar de 27.25%. Los rangos de los datos usados para estacorrelación son:Presión psia 132 5265Presión, psia: 132 – 5265
Temperatura, °F: 70 – 295
Solubilidad del gas, scf/STB: 51 – 3544g
Gravedad API: 16 – 58
Solubilidad del gas, scf/STB: 20 – 2070
Cálculos de la propiedades Cálculos de la propiedades d l t ól d l t ól del petróleo del petróleo
subsub--saturadosaturado
l)( PPCρ
[ ])(exp
ln)(
bPPCb
bPP
oC
−=
=−
ρρ
ρρ
m
obo pp⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛= μμ[ ])(exp bPPoC
bρρ
bp ⎠⎝
apm 106.2 187.1= pm 106.2
( ) 5109.3 5 −−= − paln)(
obBoB
bPP
oC =−
( )p[ ])(exp bPPoC
obB
oB
ob−−=
- Viscosidad de crudo subsaturado
A presiones mayores que la presión del punto de burbujeo del crudo resultanecesario realizar un ajuste adicional sobre la viscosidad del punto de burbujeopara así cuantificar la compresión y el grado de subsaturación del yacimiento.
Beal (1946): presentó una correlación gráfica generada a partir del análisis de 52observaciones de viscosidad tomadas de 26 muestras de crudo.
La expresión matemática correspondiente fue propuestap p p ppor Standing (1981):
( )( )56.06.1 038002400010 pp μμμμ ++ ( )( )038.0024.0001.0 obobbobo pp μμμμ +−+=
Vásquez-Beggs (1976): A partir de un total de 3593 puntos, desarrollaron lasiguiente expresión:
mp ⎞⎛
apm 106.2 187.1=
bobo p
p⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛= μμ
pm 106.2
( ) 5109.3 5 −−= − pa
El error promedio de la correlación fue de –7.54%. Los datosutilizados para el desarrollo de la correlación estuvieron en losutilizados para el desarrollo de la correlación estuvieron en lossiguientes rangos:
Presión, psia: 141 – 9515
Solubilidad del gas, scf/STB: 9.3 – 2199
Viscosidad, cP: 0.117 – 148
Gravedad API: 15.3 – 59.5
Gravedad del gas: 0.511 – 1.351
Representación Gráfica del Comportamiento Viscoso Representación Gráfica del Comportamiento Viscoso
τ = μ (dV/dY)τ
τ μa(dV/dY)
μa = K(dV/dY)n-1a
dV/dYdV/dY
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOSDIAGRAMA DE FASES
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOSDIAGRAMA DE FASES
Diagrama de fases Diagrama de fases para diferentes tipos de crudos y gasespara diferentes tipos de crudos y gases
Área de comportamientoretrógrado
Presión CricondembáricaPcdb
Temperatura Cricondentérmica
Presión crítica y temperatura crítica
Presión inicial del yacimiento y
Tcdt
(Pc;Tc)
(Pi;Tf)ión
y ytemperatura de la formación
Línea de punto de burbuja
Punto crítico
Lí d t d í
(Pi;Tf)
C
Pres
i
Línea de punto de rocío
Reducción de la presión en elyacimiento (a temperatura constante)
Reducción de la presión desde lascondiciones iniciales hasta el separador
Condiciones deseparación
condiciones iniciales hasta el separador
TIPOS DE YACIMIENTO DE ACUERDOA LOS FLUIDOS CONTENIDOS
Yacimientosde Gas
Gas secoGas húmedoGas condensado
C1 > 95%C1 > 90%C1 > 60% C7+ <12 5%de Gas Gas condensado C1 > 60%, C7+ <12,5%
Yacimientos
Petróleo altamentevolátil >40 °API
Yacimientosde Petróleo
Petróleo de bajaLiviano: >30 °APIMediano: 22 - 29,9 °API j
volatilidad,
Pesado: 10 - 21,9 °APIX-Pesado: <10 °API
141,5°API =
,- 131,5
GE
Flujo de petróleo a Flujo de petróleo a través de una través de una
tuberíatubería
Flujo de petróleo a través de una tubería
Patrones de flujo
Patrones de flujo en la tubería vertical
Tubería de producciónp
<< <
<
Patrones de flujo en la línea de flujo
Línea de flujo
<< <
<
Mapas de patrones de flujo
Mapas de patrones de flujo
Procesos asociados al manejo de las corrientes de producciónlas corrientes de producción
g p p
DGAS
TratamientoCompresiónExtracción
LGNInyección degas lift o
Recolección
THPTHP PLFPLFPsPsTsTs
SS
DDGASgas lift oyacimiento
TRATAMIENTOTRATAMIENTOSeparador de
prueba
Pwf
Capacidad del Sistema
OLEODUCTOOLEODUCTO
LIQUIDO
ALMACENAMIENTOALMACENAMIENTO
DESPACHODESPACHO
p
Terminal deTerminal deEmbarquesEmbarques
PyacPyac PwfPwf
qlQ = j ( PWS-PWF )
BOMBATANQUE
COMPENSACION
CRPCRPInyección de
aguas efluentes CRPCRP
Tratamiento deaguas deefluentes
aguas efluentes
Alcance del sistema de producción
g p p
DGAS
TratamientoCompresiónExtracción
LGNInyección degas lift o
Recolección
THPTHP PLFPLFPsPsTsTs
SS
DDGASgas lift oyacimiento
TRATAMIENTOTRATAMIENTOSeparador de
prueba
Pwf
Capacidad del Sistema
OLEODUCTOOLEODUCTO
LIQUIDO
ALMACENAMIENTOALMACENAMIENTO
DESPACHODESPACHO
p
Terminal deTerminal deEmbarquesEmbarques
PyacPyac PwfPwf
qlQ = j ( PWS-PWF )
BOMBATANQUE
COMPENSACION
CRPCRPInyección de
aguas efluentes CRPCRP
Tratamiento deaguas deefluentes
aguas efluentes
Procesos asociados al manejo de las corrientes de producciónlas corrientes de producción
PozoInyector de Gas
MúltiplePozoInyector de Gas
Múltiple
GAS SECO
Inyector de Gas
GAS SECO
de Gas
GAS PARA LEV. ARTIF.CL
GAS SECO
Inyector de Gas
GAS SECO
de Gas
GAS PARA LEV. ARTIF.CLPozo
Productor
EstaciónDe flujo
CRUDO + AGUA + GAS
GAS RICO LGN
GAS PARA LEV. ARTIF. LIE
PozoProductor
EstaciónDe flujo
CRUDO + AGUA + GAS
GAS RICO LGN
GAS PARA LEV. ARTIF. LIEj
CRUDO
CRUDOPozo
Inyector de Agua
NTEVAPOR
DE AGUAAGUA
j
CRUDO
CRUDOPozo
Inyector de Agua
NTEVAPOR
DE AGUAAGUA
AGUA
Recolectar Separary Tratar Transportar Almacenar
STratamientode Agua
Distribuir
AGUA
RecolectarRecolectar Separary TratarSeparary Tratar TransportarTransportar AlmacenarAlmacenar
STratamientode Agua
DistribuirDistribuiry Tratary Tratary Tratar
Fundamentos del Análisis Fundamentos del Análisis N d lN d lNodalNodal
1aAnálisis nodal en el sistema de producción
13 2
1b1b
Este método permite determinar la4
Este método permite determinar la
capacidad de producción para el arreglo
mostrado. Puede ser usado para cuantificar
5
p
el impacto de cualquier componente
sobre la producción
<< <
<
768
1aAnálisis nodal en el sistema de producción
13 2
1b1b
4 Requisitos:
1.- Balance de masa en cada nodo.
52- En un nodo solo puede existir una presión
<< <
<
768
1aNodos en el sistema de producción
13 2
1b1b
4
Nodos en el sistema de producción
5
<< <
<
768
1aNodos de presión fijas
13 2
1b1b
SeparadorPs4Ps
La presión en dichos nodos 5
La presión en dichos nodos no dependen de la tasa de producción
<< <
<
768
Pe
Yacimiento
Análisis nodalAnálisis nodal
Línea deGas
Línea deflujo
Petróleo/aguaPs
123
Separador
4
5 Tubería de producción5
Ecuación fundamentalEcuación fundamental<< <
<
YacimientoPR
67
8
Ecuación fundamentalEcuación fundamental
∑Δ−+= PoPP fn Re8
∑f
Análisis nodalAnálisis nodal
Separador
Línea deGas
Línea deflujo
Petróleo/aguaPs
123
∑ΔPPPflflTubería de
producción
4
5
Pr
w
Inflow∑Δ−= PPP RnInflowInflow
PsOutflow ∑Δ+= PPP sepnOutflowOutflow
<<
<<
YacimientoPR
67
8
Q
Determinación de la tasa de flujoDeterminación de la tasa de flujo
Análisis nodalAnálisis nodal
P l m t s s ibP l m t s s ib
arribaaguaselementoslosdePPP R ∑Δ−=
Para elementos aguas arribaPara elementos aguas arriba
arribaaguaselementoslosdePPP Rn ∑Δ
Para elementos aguas abajoPara elementos aguas abajo
abajoaguaselementoslosdePPP Sn ∑Δ+=
13 2 Separador
PssNodos aguas abajo
4 Nodo seleccionado
5 Nodos aguas arriba
<< <
<
768
Pe
Yacimiento
Nodo de referencia el fondo del pozo
13 2 Separador
Pss
4
5
<< <
<
768
Pe6
Yacimiento
13 2 Separador
Ps
E ió F d l
s
4 Ecuación Fundamental
Pnodo = Pr - ΔP (elementos agua arriba)
5 Elementos aguas arriba
<< <
<
768
Pe6
⎟⎞
⎜⎛ −
=PP
oQJ
Yacimiento⎟⎠
⎜⎝
− wfPRP
Cabezal 1
3Cabezal
del pozo
2
Pr
pozo
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
rwre
oBo
hkJ
ln
00708.0
μ4
Ecuación FundamentalP
⎟⎠
⎜⎝ rwoo
5Pnodo = Pr - ΔP (elementos agua arriba) P6
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
−=
wfPRP
oQJ
<< <
<
78
Ps6 Curva de la oferta8
Yacimiento Q
13 2 Separador
Pss
Elementos aguas abajo4
Ecuación Fundamental
P P P ( l b j )5
Pnodo = Ps + ΔP (elementos agua abajo)
2VfdZgdVVdP ρρρ
<< <
<
768P
02
=+++Dg
VfdLdZ
gg
dLdV
gV
dLdP
ccc
ρρρ
6
Yacimiento Pe
13 2 Separador
Pss
Elementos aguas abajo4
02
2
=+++Dg
VfdLdZ
gg
dLdV
gV
dLdP
ccc
ρρρ
5
ggg ccc
• Correlación de Hagedorn & Brown
• Correlación de Duns & Ros<< <
<
768P
• Correlación de Duns & Ros
• Correlación de Orkiszewski
• Correlación de Beggs and Brill6
Yacimiento PeCorrelación de Beggs and Brill
Cabezal S d
• Correlación de Beggs and Brill
1
Cabezal del
pozo
Separador23
Pr
pozoP6
4
Ecuación Fundamental• Correlación de Hagedorn & Brown
5Pnodo = Ps + ΔP (elementos agua abajo)
<< <
<
78
Ps6 Curva de la demanda8
QYacimiento
• Correlación de Beggs and Brill
13 2 Separador
Ps
Ecuación Fundamental
s
• Correlación de Hagedorn & Brown
4Pnodo = Pr - ΔP (elementos agua arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos agua abajo)
5
⎟⎟⎞
⎜⎜⎛
=re
B
hkJ
ln
00708.0
μ⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
−=
wfPRP
oQJ
<< <
<
768 P
⎟⎟⎠
⎜⎜⎝ rwoBo lnμ ⎠⎝ wfR
YacimientoPe
Cabezal S d1
Cabezal del
pozo
Separador23
Pr
pozo
C d
P6
4
Ecuación Fundamental
Curva de
la demanda
5Pnodo = Ps + ΔP (elementos agua abajo)
Pnodo = Pr - ΔP (elementos agua arriba)P6
<< <
<
78
Ps6Curva de
la oferta8
QYacimiento
Cabezal S d1
Cabezal del
pozo
Separador23
Pr
pozo
C d
P6
4
Ecuación Fundamental
Curva de
la demandaPunto
t b j5Pnodo = Ps + ΔP (elementos agua abajo)
Pnodo = Pr - ΔP (elementos agua arriba)P6
trabajo
<< <
<
78
Ps6Curva de
la oferta8
QYacimiento
Cabezal S d1
Cabezal del
pozo
Separador23
Pr
pozo
C d
P6
4
Ecuación Fundamental
Curva de
la demandaPunto
t b j5Pnodo = Ps + ΔP (elementos agua abajo)
Pnodo = Pr - ΔP (elementos agua arriba)P6
trabajo
<< <
<
78
Ps6Curva de
la oferta8
QYacimiento Producción
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
PrEfecto de modificar4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
Curva del inflow5
Curva del inflow
<< <
<
78
Ps68
Disminución del daño en el yacimiento Q
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
PrEfecto de modificar
Modificada4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
Curva del inflow Original5
Curva del inflow Original
<< <
<
78
Ps68
QDisminución del daño en el yacimiento
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
PrEfecto de modificar
Modificada4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
Curva del inflow
Original
5Curva del inflow
<< <
<
78
PsIncremento de
la producción6
8
Qla producción
Disminución del daño en el yacimiento
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
PrEfecto de modificar d f d4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
Curva del inflow
OriginalModificada
5Curva del inflow
<< <
<
78
Ps6 Disminución de
l d ió8
QAumento del daño en el yacimientola producción
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
PrEfecto de modificar
Modificada4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
Curva del inflow
Original
5Curva del inflow
Modificada<< <
<
78
Ps
Modificada6
8
QModificación del daño en el yacimiento
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
Pr
4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
5Curva del inflow
<< <
<
78
Ps Efecto drástico en
l l ib
68 los elementos aguas arriba
Curva del inflow
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
Pr
4Efecto de modificar
los elementos aguas abajo
5Curva del Outflow
<< <
<
78
Ps68
Q
as liftG
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
PrEfecto de modificar4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
Curva del outflow Original
Modificada
5Curva del outflow
G Lift<< <
<
78
PsGas Lift
68
QIncremento de la producción
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
PrEfecto de modificar4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
Curva del outflow Original
Modificada
5Curva del outflow
G Lift<< <
<
78
PsGas Lift
68
QDisminución de la producción
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
PrEfecto de modificar4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
Curva del outflow Original
Modificada
5Curva del outflow
G Lift<< <
<
78
PsGas Lift
68
QTasa optima de inyección
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
Pr
4Efecto de modificar
los elementos aguas abajo
5Curva del Outflow
<< <
<
7 68
Ps Efecto drástico en
l l b j 8 los elementos aguas abajo
Curva del outflow
1aNodo de referencia para el Análisis nodal
El cabezal del pozo
11b
3
PrPr
Pwh
rr
4Ecuación Fundamental
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba) P3
5Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
Efecto de modificar
<< <
<
7 6
8
Pslos elementos aguas arriba
Curva del inflow8
Aumento del diámetro de la tubería de producción Q
1aEcuación Fundamental• Correlación de Beggs and Brill
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)Pr
PwhEfecto de modificar
Modificada
r
4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
Curva del inflow Original5
Curva del inflow Original• Correlación de Hagedorn & Brown
<< <
<
7 6
8
Ps ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
rwre
oBo
hkJ
ln
00708.0
μ ⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
−=
wfPRP
oQJ
8
QAumento del diámetro de la tubería de producción
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)Pr
PwhEfecto de modificar
Modificada
r
4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
Curva del inflow
Original
5Curva del inflow
<< <
<
7 6
8
Ps Incremento de
la producción8
Qla producción
Aumento del diámetro de la tubería de producción
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)Pr
PwhEfecto de modificar d f d
r
4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
Curva del inflow
OriginalModificada
5Curva del inflow
<< <
<
7 6
8
Ps Disminución de
la producción8
QDisminución del diámetro de la tubería de producción
la producción
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)Pr
PwhEfecto de modificar
Modificada
r
4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
Curva del inflow
Original
5Curva del inflow
Modificada<< <
<
7 6
8
Ps
Modificada
8
QModificación del diámetro de la tubería de producción
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)Pr
Pwh
r
4Efecto de modificar
los elementos aguas arriba
5Curva del inflow
<< <
<
7 6
8
Ps Efecto drástico en
l l ib 8 los elementos aguas arriba
Curva del inflow
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)Pr
Pwh
r
4Efecto de modificar
los elementos aguas abajo P3
5Curva del Outflow
<< <
<
7 6
8
Ps8
QAumento del diámetro de la línea de flujo
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)Pr
PwhEfecto de modificar
r
4Efecto de modificar
los elementos aguas abajo
Curva del outflow Original
Modificada
5Curva del outflow
<< <
<
7 6
8
Ps Incremento de
l d ió8
Qla producción
Aumento del diámetro de la línea de flujo
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)Pr
PwhEfecto de modificar
r
4Efecto de modificar
los elementos aguas abajo
Curva del outflow Original
Modificada
5Curva del outflow
<< <
<
7 6
8
PsDisminución de
la producción8
QDisminución del diámetro de la línea de flujo
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)Pr
PwhEfecto de modificar
r
4Efecto de modificar
los elementos aguas abajo
Curva del outflow Original
Modificada
5Curva del outflow
<< <
<
7 6
8
Ps8
QModificación del diámetro de la línea de flujo
1aEcuación Fundamental
11b
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)Pr
Pwh
r
4Efecto de modificar
los elementos aguas abajo
5Curva del Outflow
<< <
<
7 6
8
Ps Efecto drástico en
l l b j 8 los elementos aguas abajo
Curva del outflow
1a
11b
3
Pr
Pwh
r
4Ecuación Fundamental
Pnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
5Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
<< <
<
7 6
8
Ps8
QModificación de la tubería
de producción y de línea de flujo
1aLevantamiento artificial
11b
3
4
5
Efecto del % de agua y la RGL<< <
<
7 6
8
Efecto del % de agua y la RGL
8
1a
11b
3
4
5
<< <
<
7 6
8 C di ió d fl j8 Condición de no flujo
1aLevantamiento artificial
11b
3
4
5
<< <
<
7 6
88
1aLevantamiento artificial
11b
3
4 Pr
5
Ps<< <
<
7 6
8
s
Ecuación Fundamental
P P ΔP ( l m nt s s ib ) 8
QPnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
1aLevantamiento artificial
11b
3
4 PrEnergía suministrada
5
Ps
por la bomba
<< <
<
7 6
8
s
Ecuación Fundamental
P P ΔP ( l m nt s s ib ) 8
QPnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
1aLevantamiento artificial
11b
3
4 PrEnergía suministrada
5
Ps
por la bomba
<< <
<
7 6
8
s
Ecuación Fundamental
P P ΔP ( l m nt s s ib ) 8
QPnodo = Pr - ΔP (elementos aguas arriba)
Pnodo = Ps + ΔP (elementos aguas abajo)
BMC
ombeo mecánicoB
LINEA DE FLUJO
SEPARADOR
UNIDAD DE BOMBEO MECANICO
ombeo mecánico - diluenteBPRODUCCION
NT
E
DILUENTE+ DILUENTE
DIL
UE
N
BOMBEO DE CAVIDADESBOMBEO DE CAVIDADESPROGRESIVAS (BCP)PROGRESIVAS (BCP)
lectro sumergibleE g
Análisis nodalAnálisis nodal MetodologíaMetodología
1- Determine cuales son los componentes en el sistema sobre
los cuales se quiere hacer una sensibilidadlos cuales se quiere hacer una sensibilidad
2 S l i l t ti i d2- Seleccione el componente que va ser optimizado.
3- Seleccione el nodo que mejor representa el efecto de los
cambios en los componentes seleccionados.
4- Desarrolle las ecuaciones representativas del influjoD p f j
y de outflujo.
Análisis nodalAnálisis nodal
5- Seleccione la data necesaria para calcular las pérdidas
de presión en función de la tasa de flujo.de presión en función de la tasa de flujo.
6 Determine el efecto del cambio de las características 6- Determine el efecto del cambio de las características del componente seleccionado
7- Determine la tasa de flujo que circula por el arreglo, a través de la intersección de las curvas de inflow y outflowtravés de la intersección de las curvas de inflow y outflow
8 Repita el procedimiento para cada uno de los 8- Repita el procedimiento para cada uno de los componentes que serán optimizados.
Análisis nodalAnálisis nodal Posibles aplicacionesPosibles aplicaciones
1- Seleccionar el dimensionamiento de la tubería de producción.
2- Seleccionar el dimensionamiento de la línea de flujo.
3- Diseño del empaque con grava.
4- Seleccionar el tamaño del choke.
5 Di i l ál l d id d l b l5- Dimensionar la válvula de seguridad en el subsuelo.
6 Analizar un sistema existente para restricciones de flujo bajo 6- Analizar un sistema existente para restricciones de flujo bajo condiciones anormales.
Análisis nodalAnálisis nodal Posibles aplicacionesPosibles aplicaciones
7- Diseñar los sistemas de levantamiento artificial.
8 E l l ti l ió d 8- Evaluar la estimulación de un pozo.
9- Determinar el efecto de compresión en el funcionamiento de un 9- Determinar el efecto de compresión en el funcionamiento de un pozo de gas.
10- Analizar el efecto de la densidad de perforación de la tubería de producción.
11- Predecir el efecto de la despresurización del yacimiento sobre la capacidad de producción.
12- Definir la ubicación de la inyección del gas en un pozo de gas lift.
Descripción del sistema de producción“CONDICIONES DE BORDE”
Psep
Gas
LiquidoPwh qu do
Tanque
Pws PePwfsPwf
Descripción del sistema de producciónAREA DE DRENAJE
Photo courtesy Institute of Petroleum
Ó
Descripción del sistema de producciónZONA DE COMUNICACIÓN YAC - POZO
CEMENTACIÓN PRIMARIAORIFICO
DE
CAÑONEO
EMPAQUE
CON GRAVAFORRO RANURADO
ZONA DE APORTE
CANAL PERFORADOCANAL PERFORADO
REVESTIMIENTO DE PRODUCCIÓN
Descripción del sistema de producciónSISTEMA DE COMPLETACIÓN
M OTOR ELECTRICO CA JA
RED U CTORA
CA BEZ A L
M OTOR ELECTRICO CA JA
RED U CTORA
CA BEZ A L
13 -3 / 8 ” @2 0 0 0 ’
13 -3 / 8 ” @2 0 0 0 ’
13 -3 / 8 ” @2 0 0 0 ’
13 -3 / 8 ” @2 0 0 0 ’
13 3/8” @ 300’
ROTA TORIOROTA TORIO
B .E.S . a110 0 0 ’
B .E .S . a110 0 0 ’
13-3/8” @ 300’9 -5 / 8 ”
10 -3 / 4 ”3 0 0 ’
BCP A 2 5 0 0 ’
9 -5 / 8 ”10 -3 / 4 ”
3 0 0 ’
9 -5 / 8 ”10 -3 / 4 ”
3 0 0 ’
BCP A 2 5 0 0 ’
9 -5 / 8 ” @13 4 0 0 ’
9 -5 / 8 ” @13 4 0 0 ’
9 -5 / 8 ” @13 4 0 0 ’
9 -5 / 8 ” @13 4 0 0 ’
9-5/8”” @
2500’
7”
2700’
2 5 0 02 5 0 0
7 ” @13 9 0 0 ’7 ” @
13 9 0 0 ’7 ” @
13 9 0 0 ’7 ” @
13 9 0 0 ’5½” @ 3500’ 5 -1/ 2 ”
3 0 0 0 ’5 -1/ 2 ”3 0 0 0 ’5 -1/ 2 ”3 0 0 0 ’
Descripción del sistema de producción
CABEZAL DEL POZO
Z o n a A
Z o n a B
Descripción del sistema de producción“CONDICIONES DE BORDE”
Hon eywe ll
F1 F2 F3
Descripción del sistema de producción
CABEZAL DEL POZO
Z o n a A
Z o n a B
LINEA DE FLUJO
Como estimar la Capacidad de Producción del Sistema ?
Psep Pwh
ql = ?
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.
p
OP
2.- Se repite el paso anterior para otros valores asumidos de ql, y se construye la curva de “Oferta” de energía del Sistema.
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 “D d ” d í d l SiO
OZ
ql Pwfs Pwf Pwf
“Demanda” de energía del Sistema.
Pwh PwfPws
Oferta
DemandaPwf
YACIMIENTOCOMPLETACIÓN
Pws Pwfs Pwf qlPwf Pwf Pwf Pwf ql
Capacidad de Producción del Sistema.AOF