clase 2 prueba capacidad de producción del sistema

8/19/2019 CLASE 2 PRUEBA Capacidad de Producción Del Sistema

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INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN II.

Teoria y parte practica del parcial nro 2.

Proceso de producción:

La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las

características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado en el

componente. La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es

igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida y la presión final,

Pws – Psep:

Pws – Psep = ΔPy + ΔPc + ΔPp + ΔPl

Donde:

ΔPy = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR).

ΔPc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze).ΔPp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical).

ΔPl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)

Capacidad de producción del sistema.La capacidad de producción del sistema está representada a través de la tasa de producción del

pozo, y esta es consecuencia de un perfecto balance entre la capacidad de aporte de energía

del yacimiento y la demanda de energía de la instalación.

Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo.

Tradicionalmente el balance de energía se realizaba en el fondo del pozo, pero ladisponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecerdicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso: cabezal del pozo,

separador, etc.Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasasde flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento

entrega dicho caudal de flujo al nodo, y a la presión requerida en la salida del nodo paratransportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual aPsep.

Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo:

Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - ΔPy – ΔPcPresión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + ΔPI + ΔPp

En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo:

Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – Δpy – Δpc - ΔPp

Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + ΔPl



La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del

caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía o de fluidos delyacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la

salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demandade energía o de fluidos de la instalación (Outflow Curve).

Balance de energía y capacidad de producción:

El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica y

gráficamente, y el caudal al cual se obtiene dicho balance representa la capacidad de producción del sistema.Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcularla presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se

igualen, el ensayo y error es necesarios ya que no se puede resolver analíticamente porla complejidad de las formulas involucradas en el cálculo de las ΔP’s en función del

caudal de producción. Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas

en un papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan..Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelomatemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello

permitirá computar ΔP y adicionalmente se requiere un modelo matemático paraestimar la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (ΔPc) y para obtener lacurva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujomultifasico en tuberías que permitan predecir aceptablemente ΔPI y ΔPp. Las

ecuaciones que rigen el comportamiento de afluencia a través del yacimiento – completación y el flujo multifasico en tuberías serán tratados en las próximas secciones.

Optimización del sistema:Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es

optimizar el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujotanto en la oferta como en la demanda, para ello es necesario la realización de múltiples

balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidadde producción del sistema. La técnica puede usarse para optimizar la completación de

pozo que aun no ha sido perforado, o en pozos que actualmente producen quizás enforma ineficiente.

Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya

que a pesar de que la misma no modifica, obviamente, la capacidad de producción delsistema, si interviene tanto en el tiempo de ejecución del simulador como en la

visualización gráfica de los resultados. El nodo debe colocarse justamente antes(extremo aguas arriba) o después (extremo aguas abajo) del componente donde se

modifica la variable. Por ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro dela línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en elcabezal o en el separador que en el fondo del pozo. La técnica puede usarse para

optimizar pozos que producen por flujo natural o por Levantamiento Artificial.



Métodos de produccion: Flujo natural y Levantamiento artificial:

Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta

los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y

conjunto de tuberías: línea y eductor), se dice entonces que el pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL. Cuando la demanda de energía de la instalación, en el nodo, es

siempre mayor que la oferta del yacimiento para cualquier tasa de flujo, entonces serequiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la

demanda; la utilización de esta fuente externa de energía con fines de levantar losfluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina método deLEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Entre los métodos de levantamiento Artificial de

mayor aplicación en la Industria Petrolera se encuentran: el levantamiento Artificial porGas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo Electro-

Centrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y BombeoHidráulico (B.H.R y B.H.J).

El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los requerimientosde energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de

presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia defluidos sin que generen problemas de producción: arenamiento, conificacion de agua,etc.

A continuación se definen algunas relaciones importantes muy utilizadas en Ingeniería

de Producción, para representar la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento:

Índice de productividad:

Se define índice de productividad ( J ) a la relación existente entre la tasa de producción,qo, y el diferencial entre la presión del yacimiento y la presión fluyente en el fondo del

pozo, ( Pws- Pwf).

Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/l pc:

Baja productividad: J < 0,5Productividad media: 0,5 < J < 1,0

Alta Productividad: 1,0 < J < 2,0Excelente productividad: 2,0 < J

Eficiencia de flujo (EF )

Cuando no existe daño (S=0) el índice J reflejará la verdadera productividad del pozo y

recibe el nombre de J ideal y en lo sucesivo se denotara J’ para diferenciarlo del índicereal J . Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de

productividad real y el ideal, matemáticamente:

EF= J/ J’

Flujo de petróleo y gas en yacimientos saturados:

En yacimientos petrolíferos donde la presión estática, Pws, es menor que la presión de burbuja,Pb existe flujo de dos fases: una liquida (petróleo) y otra gaseosa (gas libre que se vaporizo del



petróleo). El flujo de gas invade parte de los canales de flujo del petróleo disminuyendo la

permeabilidad efectiva Ko.

Trabajo de Vogel:

Dado un yacimiento con K, h, re, rw, curvas de permeabilidades relativas y análisis PVTconocidos, se podrían calcular para cada valor Pwfs el área bajo la curva de Kro/μo.Bo desdePwfs hasta Pws y estimar la tasa de producción qo con la ecuación anterior. De esta forma enun momento de la vida productiva del yacimiento se puede calcular la IPR para yacimientos

saturados. Inclusive a través del tiempo se podría estimar como varía la forma de la curva IPR aconsecuencia de la disminución de la permeabilidad efectiva al petróleo por el aumento progresivo de la saturación gas, en el área de drenaje, en la medida que se agota la energía delyacimiento.

Para obtener la relación entre la presión del yacimiento y el cambio de saturación de los fluidoses necesario utilizar las ecuaciones de balance de materiales. Este trabajo de estimar curvas IPR

a distintos estados de agotamiento del yacimiento fue realizado por Vogel en 1967 basándose

en las ecuaciones presentadas por Weller para yacimientos que producen por gas en solución, lomás importante de su trabajo fue que obtuvo una curva adimensional válida para cualquierestado de agotamiento después que el yacimiento se encontraba saturado sin usar información

de la saturación de gas y Krg.

La siguiente ilustración indica esquemáticamente el trabajo de Vogel.

Validez de la ecuación de Vogel:

La solución encontrada ha sido ampliamente usada en la predicción de curvas IPR cuandoexisten dos fases (líquido y gas) y trabaja razonablemente según Vogel para pozos con porcentajes de agua hasta 30%.



Flujo de gas y petróleo en yacimientos sub-saturados:

Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existen ecuaciones particulares:

En la parte recta de la IPR , q ≤ qb ó Pwfs ≥ Pb, se cumple:

Q= J (pws-pwf)

de donde, J se puede determinar de dos maneras:

En yacimientos subsaturados existirá flujo de una fase liquida (petróleo) para Pwfs> Pb y flujo

bifásico para Pwfs < Pb. En estos casos la IPR tendrá un comportamiento lineal para Pwfsmayores o iguales a Pb y un comportamiento tipo Vogel para Pwfs menores a Pb tal como se

muestra en la siguiente figura.



La primera de las ecuaciones es la de Vogel trasladada en el eje X una distancia qb, la segunda

es la ecuación de la recta evaluada en el último punto de la misma, y la tercera se obtieneigualando el índice de productividad al valor absoluto del inverso de la derivada de la ecuación

de Vogel, en el punto (qb, Pb).

Las tres ecuaciones anteriores constituyen el sistema de ecuaciones a resolver para obtener lasincógnitas J, qb y qmax. Introduciendo las dos últimas ecuaciones en la primera y despejando J

se obtiene:

Capacidad de Producción del Sistema

Capacidad de producción del pozo en flujo natural

La capacidad de producción del pozo en flujo natural lo establece la tasa de producción para la

cual la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento se iguala a la capacidad de extracción de

fluidos del pozo conjuntamente con su línea de flujo en la superficie.

Tasa de producción posible o de equilibrio

Para obtener gráficamente la tasa de producción antes mencionada se debe dibujar en la mismagrafica las curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo, tal como se muestra acontinuación:

El valor de J , se obtiene con una prueba de flujo donde la Pwfs esté por debajo de la presión de

burbuja, una vez conocido J, se puede determinar qb y qmax quedando completamente

definida la ecuación de q la cual permitirá construir la curva IPR completa.



Para obtener una solución analítica se debe utilizar un procedimiento de ensayo y error

asumiendo varias tasas de flujo y para cada una de ellas determinar la Pwf de oferta(Pws→Pwfs→Pwf) y la Pwf de demanda (Psep→Pwh→Pwf) luego con algoritmos

matemáticos acelerar la convergencia hasta que Pwf oferta ≈ Pwf demanda.

USO DE REDUCTORES PARA CONTROLAR LA PRODUCCION DEL POZO EN FNCuando se requiere controlar la tasa de producción de un pozo se debe instalar un reductor de producción en la caja de “choke” que se encuentra en el cabezal del pozo. La reducción

brusca del área expuesta a flujo provocará una alta velocidad de la mezcla multifásica através del orificio del reductor de tal forma que la presión del cabezal no responderá a loscambios de presión en la línea de flujo y en la estación, en otras palabras, la producción del

pozo quedará controlada por la presión de cabezal Pwh impuesta por el tamaño del reductorinstalado.

RAZONES PARA CONTROLAR LA TASA DE PRODUCCION

Entre las razones mas importantes para controlar la tasa de producción del pozo que produce por flujo natural se encuentran:

Aumentar la seguridad del personal de campo al reducir la presión en la superficie

Evitar la conificación de agua y gas.

Minimizar la migración de finos.

Minimizar la entrada de arena al pozo.

Proteger el equipo de superficie de la alta presión, erosión, turbulencia, etc.

Mantener flexibilidad en la producción total del campo para acoplarla a la demanda de petróleo impuesta por el mercado internacional.

Cómo afecta a la producción del pozo el uso del reductor

Cuando se instala un reductor en la línea de flujo superficial de un pozo la restricción al

flujo provocará un aumento de la presión en el cabezal, Pwh, y con ello un aumento de la

presión fluyente en el fondo del pozo, Pwf, disminuyendo el diferencial de presión a travésdel área de drenaje del yacimiento, en consecuencia, la tasa de producción del pozo será

menor que la obtenida cuando producía sin reductor. Mientras mas pequeño es el orificiodel reductor menor será la tasa de producción del pozo y mayor la presión en el cabezal del pozo

El comportamiento del pozo en flujo natural con reductores se refiere a cuantificar el

impacto que el tamaño del reductor tiene sobre la tasa de de producción del pozo. Larepresentación gráfica de este comportamiento permitirá seleccionar el tamaño de reductorrequerido para una determinada tasa de producción y viceversa.



La capacidad de producción del pozo en flujo natural con reductor la establece la tasa de producción para la cual la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento se iguala a lacapacidad de extracción de fluidos del pozo conjuntamente con el reductor de producción en

superficie.

Capacidad de producción del pozo de Levantamiento Artificial por Gas (LAG)

La capacidad de producción del pozo en flujo natural disminuye a través del tiempo bien

sea por que la energía del yacimiento disminuye sustancialmente y/o disminuye el índicede productividad o por que la columna de fluido se hace cada vez más pesada debido alaumento del corte de agua del pozo. Puede llegar el momento donde el pozo comienza a

producir por cabezadas y se muere. Si se le inyecta gas a determinada profundidad sereduce el peso de la columna disminuyendo la presión fluyente en el fondo del pozorestableciéndose una determinada tasa de producción para la cual la capacidad de aportede fluidos del yacimiento se iguala a la capacidad de extracción de fluidos del pozo

conjuntamente con la inyección de gas en la columna de fluido. Básicamente es el mismo

procedimiento presentado para pozos en flujo natural con la diferencia que la RGL porencima del punto de inyección es mayor que la de formación debido a la inyección de gascon fines de levantamiento. La figura muestra el efecto de la RGL sobre la producción del pozo.

Capacidad de producción del pozo con bombeo electrocentrífugo sumergible (BES)

La capacidad de producción del pozo con BES depende de la profundidad donde se coloquela bomba, de la capacidad de bombeo de la misma y del trabajo que realice sobre el fluido.

La bomba centrífuga succionará el fluido reduciendo la presión fluyente en el fondo del pozo logrando conciliar nuevamente la demanda de fluidos con la capacidad de aporte de



fluidos del yacimiento. A mayor RPM del motor mayor será la capacidad de extracción de

la bomba y con ello la del pozo. La figura muestra el efecto de las RPM del motor-bombasobre la producción del pozo.

Optimización del Sistema de ProducciónCotejo del comportamiento actual del pozo.

Consiste en reproducir para el caudal de producción obtenido durante la prueba del

pozo, el perfil de presiones desde el separador hasta el fondo del pozo, utilizando lascorrelaciones empíricas mas apropiadas para determinar las propiedades de los fluidos y

las correlaciones de flujo multifásico que reproduzcan aceptablemente las caídas de presión tanto en la línea de flujo como en la tubería de producción. Se debe considerar

el cambio de la RGL si es un pozo de LAG ó el cambio de la presión ó energía en el punto donde esté colocada una bomba. Conocida la Pwf se determina el índice de productividad y el comportamiento de afluencia que exhibe la formación productora.

Optimización aplicando análisis nodal.Consiste en realizar varios análisis de sensibilidad de las variables más importantes y

cuantificar su impacto sobre la producción. Las variables que mayor impacto tienen sobrela producción son los cuellos de botella del sistema. Las oportunidades de mejoras se

deben buscar tanto en variables de “Outflow” ó Demanda y en variables del “Inflow” uoferta. Finalmente se selecciona la mejor opción técnico-económica.

Cotejo del comportamiento actual.

Los pasos para el cotejo del comportamiento actual de producción son los siguientes:

a) Selección y Ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo

b) Selección y Ajuste de las correlaciones de Flujo Multifásico en Tuberías

c) Determinación de la válvula operadora (si el pozo es de LAG)

d) Cotejo del Comportamiento actual de Producción.



Enunciado de ejercicios resueltos en clase:Ejercicio # 1.Un pozo de petróleo produce con una presión promedio de 3000 lpc y una presión de burbuja de 2130 lpc. La información de la prueba de producción muestra que el pozo

produce a una tasa de 250 bn/d con una presión de fondo fluyente de 2500 lpc.

Construya en comportamiento del yacimiento.

Ejercicio # 2.Un pozo produce de un yacimiento con una presión promedio de 2500 lpc. Fue probado conuna tasa de producción de 350 bn/d y presión de fondo fluyente de 2000 lpc. Considere

yacimiento saturado. Aplicar método de Vogel para construir la IPR.Calcular:

a) Potencial máximo del pozo. b) Tasa de producción si la presión de fondo fluyente es de 1850 lpc.

c) Presión de fondo fluyente necesaria para obtener una tasa de 700 bn/d.

Ejercicio # 3.Un pozo de petróleo produce con una presión promedio de 3700 lpc y una presión de burbuja de 2100 lpc. La información de la prueba de producción muestra que el pozo

produce a una tasa de 450 bn/d con una presión de fondo fluyente de 2400 lpc.Determine:

a) Potencial máximo del pozo. b) Tasa de producción si la presión de fondo fluyente es de 3100 lpc.

c) Presión de fondo fluyente necesaria para obtener una tasa de 621 bn/d.

Ejercicio # 4.Una prueba de restauración de presión en el pozo AM 114, determino que la formación productora esta dañada en el intervalo perforado con un factor daño calculado de +3. Una

prueba realizada al pozo arrojo una tasa de producción de 250 bn/d y presión de fondofluyente 1600 lpc. la presión promedio del area de drenaje es de 2430 lpc y una presión de

burbuja estimada de 2100 lpc.Se requiere:

a) Determine la tasa de producción si el daño es removido mediante un trabajo deestimulación manteniendo la misma presión de fondo fluyente.

b) Determinar la tasa esperada si el pozo fuese fracturado quedando una eficiencia deflujo de 1,3.

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