1 analisis nodal fundamentos

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