exposicion del curso2
TRANSCRIPT
Explotación del Gas y Explotación del Gas y Optimización de la Optimización de la
ProducciónProducción
José Luis Rivero José Luis Rivero
Usando Análisis Nodal
Balance de Materiales con entrada de agua
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000
(Psc*Gp*Tr/Tsc)-Pf/Zf(Wi-WP*Bw+Giny)
P/Z
(PSI
)
Análisis Nodal Análisis Nodal
• Es el estudio de todos los componentes del sistema empezando en el reservorio finalizando en el separador.
• El objetivo del análisis Nodal es la optimización de cada componente del sistema para obtener una mayor eficiencia del sistema.
Para que ocurra el flujo de fluidos en un Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de producción, es necesario que la sistema de producción, es necesario que la energía de los fluidos en el reservorio sea energía de los fluidos en el reservorio sea capaz de superar las pérdidas de carga en capaz de superar las pérdidas de carga en los diversos componentes del sistema. Los los diversos componentes del sistema. Los
fluidos tienen que ir desde el reservorio fluidos tienen que ir desde el reservorio hacia los separadores en superficie, hacia los separadores en superficie,
pasando por las tuberías de producción, pasando por las tuberías de producción, equipos superficiales en cabeza de pozo y equipos superficiales en cabeza de pozo y las líneas de surgencia. Como se muestra las líneas de surgencia. Como se muestra un sistema de producción simple, con tres un sistema de producción simple, con tres
fases:fases:
1.1. Flujo a través del medio poroso.Flujo a través del medio poroso. 2. 2. Flujo a través de la tubería vertical Flujo a través de la tubería vertical
o direccional.o direccional. 3. 3. Flujo a través de tubería horizontalFlujo a través de tubería horizontal
EsalidaEentrada
De acuerdo a la ley de conservación de energía la energía se transforma no se pierde
• Nodo Fijo (no existe caída de presión)
• Nodo Común ( existe caída de presión)
nQP
nodoR ParribaaguasscomponentePP .
nodosep PabajoaguasscomponentePP .
Optimización del Diámetro de Tubería
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00
Caudal de Gas MMpcd
Pre
sió
n p
si
Inflow Tuberia 2.445 Ouflow Linea de 3
Curva de Salida
Curva de Entrada
Caudal de máximode Operación
Nodo ubicado en el separador
.....Pr horzPtubPchoquevertPtubPcomplesPsep
Nodo ubicado en cabeza del pozo
tubresRwh PPPP
lfsepwh PPP
Inflow
outflow
Optimización de Tubería Vertical y Línea Horizontal
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70
Caudal (MMPCD)
Pre
sió
n (
ps
ia)
Diametro: 2,445
Diametro: 2
Diametro: 3
Diametro: 4
Diametro: 4
Diametro: 3
rocio
Nodo en Fondo de Pozo
Sensibilidad al Daño de Formación
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0
Caudal de Gas MMPCD
Pre
sió
n P
si
Daño 3,5
Daño 10
Daño 0
Outflow
Sensibilidad de la Permeabilidad
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0
Caudal de Gas MMPCD
Pre
sió
n P
si
permeabilidd 23 md
Permeabilidad 50 md
outflow
permeabilidad 100 md
Sensibilidad de la Permeabilidad
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0
Caudal de Gas MMPCD
Pre
sió
n P
si
permeabilidd 23 md
Permeabilidad 50 md
outflow
permeabilidad 100 md
Clasificación de los Fluidos en Clasificación de los Fluidos en el Reservorioel Reservorio
• Para clasificar los fluidos en el reservorio, primeramente tenemos que a analizar el fluido en el diagrama de fase de (presión y temperatura )
Componente Petróleo Petróleo Volátil
Gas y Condensado
Gas seco
C1 45.62 64.17 86.82 92.26
C2 3.17 8.03 4.07 3.67
C3 2.10 5.19 2.32 2.18
C4 1.50 3.86 1.67 1.15
C5 1.08 2.35 0.81 0.39
C6 1.45 1.21 0.57 0.14
C7+ 45.08 15.19 3.74 0.21
PM C7+ 231.0 178.00 110.00 145.00
Dens. Relativa 0.862 0.765 0.735 0.757
Color del Negro Verdoso
Anaranjado Oscuro
Café Ligero Acuoso
Líquido
Característica y composición de los diferentes tipos de Fluido
Clasificación de Los Reservorios
Reservorio de Petróleo
Reservorio de Gas
Subsaturados Pi>Pb
Saturado Pi= Pb
Con Capa de Gas Pi<Pb
Reservorio de Gas Seco
Reservorio de Gas Condensado
Reservorio de Petróleo 1.-Petróleo Negro
2.-Petróleo de Bajo Rendimiento
3.-Petróleo de Alto Rendimiento
4.-Petróleo Cerca del Punto Critico
Reservorio de Gas 1.-Reservorio de Condensación Retrograda
2.-Reservorio de Gas Condensado Cerca al punto critico
3.-Reservorio de Gas Húmedo 4.- Reservorio de Gas Seco
1.-Petróleo Negro RGP 200-1500 PC/BBLSAPI 15- 40
Color Marrón o Verde Oscuro
2.-Petróleo de Bajo Rendimiento RGP < 200 PC/BBLS
API < 35 Color Negro
Bo < 1.2 Bbls/BF
3.-Petróleo de Alto Rendimiento
RGP 2000 –3200 PC/BBLS
API 4.5 - 55
Bo < 2 Bbls/BF
Color Verdoso Naranja
4.-Petróleo Cerca del Punto Critico
RGP >3000 PC/BBLSBo > 2 Bbls/BF
Reservorio de Gas
1.-Reservorio de Condensación Retrograda RGP 8000-70000
PC/BBLS
API < 35
API > 50
Color Transparenteblanco
2.-Reservorio de Gas Condensado Cerca al punto critico
RGP 60000-100000 PC/BBLS
API > 60
Color Transparenteblanco
3.-Reservorio de Gas Húmedo
4.- Reservorio de Gas Seco
RGP > 100000 PC/BBLS
Correlaciones para determinar el punto de Roció• Mediante Composición del Gas • Mediante Datos de Producción
Correlaciones de Nemeth y Kennedy. En base a la composición del fluido
KMJMIMHLGLFLETD
CMethCDenCBNHexNPenIPenBut
NIButpropEthMethSHCONA
pd3232
7
*******
2,0%%*7*%%%%
%%%2%%*4,02%22%*2,0
exp
A = -0.20630B = 6,6259728C = -0.004467D = 0.00010448
E = 0.0326737F = -0.0036453G = 0.00007429H = -0,11381195
Correlaciones para la determinación del punto de roció Mediante Datos de Producción
Pd = K1* GCRK2 / C7
+K3 K8*API(K4*TrK5-K6* C7+K7) )
%C7+ =f(GCR)
%C7+ =(GCR/70680)-0.8207
Primera Correlación
%C7+ =f(GCR, SGg)
%C7+ =10260*(GCR*SGg)-0.8207
Segunda Correlación
Pd = f(GCR, %C7+,API, Tr)
ANALISIS PVT Muestreo de FondoMuestreo de Superficie
Tipos de Prueba PVT
Proceso a Composición Constante (Masa Constante)
Proceso a Volumen Constante
Proceso Liberación Diferencial (Petróleo Negro)
Hg Proceso
OIL
Proceso
Hg
OIL Proceso
Proceso
GAS
GAS
Proceso
OIL
Hg
GAS
OIL
GAS
Hg
OIL
Hg
Pb=Pr P2 P3 P4
Proceso a composición constante ( Masa Constante )
Proceso a Volumen constante
HgHg
OIL Proceso
OIL
Proceso
Proceso
GASGAS
ProcesoOIL
Hg
GAS
OIL
GAS
Hg
OIL
Hg
Pb PL--Pc
Removemos Gas
Proceso Liberación Diferencial
HgHg
OILProceso
OIL
Proceso
Proceso
GAS
Proceso
OIL
Hg
GAS
OIL
Hg
OIL
Hg
Pb Presión constante
Removemos todo el Gas
Gas Natural Es una mezcla de hidrocarburos gaseoso, presentes en forma natural en estructuras subterráneas o trampas. El gas natural esta compuesto principalmente de metano (80%) y proporciones significativas de etano, propano, butano, pentano y pequeñas cantidades de hexano, heptano y fracciones más pesadas. Habrá siempre alguna cantidad de condensado y/o petróleo asociado como el gas.
Comportamiento de los gases
1.- Gases Ideales
2.- Gases Reales
El Volumen Ocupado Por las Molécula es Pequeño respecto al volumen Ocupado por el fluido Total
PV=NRT donde Z= 1
La magnitud de desviación de los gases reales con respectoA los gases ideales incrementa con la presión y temperatura
PV=ZNRT
Ley de Boyle PV=Cte. P1V1=P2V2 V2= V1*P1P2
Ley de Charles T/V=Cte. V1/V2=T1/T2 V2=V1*T2/T1
Ley Charles Boyle P1V1/T1=P2V2/T2
Ecuación pata los gases Ideales
PV=NRT
Mezclas de los Gases Ideales
Ley de Dalton Pa = Na RT/V Pb = Nb RT/V Pc = Nc RT/V
Pt = Pa+Pb+Pc
Ley de Amogar Va = Na RT/P Vb = Nb RT/P Vc = Nc RT/P
Vt=Va+Vb+Vc
Fracción Volumétrica Vi = Vi/Vt
Peso Molecular Aparente Ma= YiMi
Fracción Molar Yi= ni/nt
GAS REAL PV=NZRT
Método de determinación de factor de compresibilidad
Método de Standing
Pr=P/Pc Tr = T/ Tc Vr = V/ Vc
Correlaciones para determinar el factor z
Correlaciones de Standing y Katz
cn
iciiPc pyP
1
cn
iciiPc TyT
1
25,370,15677 ggpcP
25,12325168 ggpcT
cPrP p
pp
cPpr T
TT
•Correlaciones de Brill & Beggs
DpCB
AAZ Prexp
1
101.036.0)92.0(39.1 5.0 prpr TTA
6
192
10
32.0037.0
86.0
066.023.062.0 pr
prTprpr
prpr ppT
pTB
prTC log32.0132.0
24182.049.03106.0log prpr TTantiD
•Factor Volumétrico del Gas Natural[i]
sc
Tpg V
VB , volstd
vol
pTZ
ZTpB
scsc
scg
scfftp
ZTZTBg
30283.0)520(1
)7.14(
scfbblsp
ZTBg 00504.0
•Compresibilidad Isotérmica de Gas Natural [i]
Tp
V
VC
1
p
nRTV
2p
nRT
nRT
pCg
2
1
p
Z
p
Z
pnRT
nRTZ
pCg
rTrrr p
Z
ZpC
11
rTrrr p
Z
ZpC
11
rTrrr p
Z
ZpC
11
•. Viscosidad del Gas Natural[i]
dL
dVA
F
•. Determinación de la viscosidad: Método de Lee, González y Eakin [i]
YXEXPK 410
YXEXPK 410
TM
TMK
19209
02,04,9 5,1
MT
X 01,0986
5,3
XY 2,04,2
Factor de Compresibilidad para un sistema bifásico para gases retrógrado
r
r
TATrAATrAAAofZ
*52/42Pr*3/2Pr*12
Válida para los siguientes rangos (0.7< =Pr < =20) y (1.1 < =Tr < =2.1)
A0 = 2.24353 A3 = 0.000829231
A1= -0.0375281 A4 = 1.53428 A2 = -3.56539 A5 = 0.131987
Coordenadas Seudo críticas del C7+
)*10*)/98(*10*)/7/65(
*10*)/4/32(/1.(exp)....(3102272
32
TbdAATbdAdAA
TbdAdAAdAAopsiaPpc
A0= 8.3634 A1= 0.0566A2 = 0.24244 A3 = 2.2898A4 = 0.11857 A5 = 1.4685A6 = 3.648 A7 = 0.47227A8 = 0.42019 A9 = 1.6977
TbdTbddRTpc /10*)*2623.34669.0(*)*1174.04244.0(*8117.341.)....(. 5
31542.015178.0 )**55579.4(.)....(. dMRTb
Coordenadas seudo crítica de la mezcla Ppc (psi) = 756.8 – 131.0*SGg –3.6*SGg2
Ec. 3.65Tpc ( R )= 169.2 + 349.5* SGg – 74.0*SGg2
Ec. 3.66
Cáp.. 4 Análisis de Reservorio Cáp.. 4 Análisis de Reservorio
El estudio del comportamiento del reservorio es muy importante para optimizar la capacidad de producción. El análisis de las características y los factores que afectan al flujo de fluido a través del reservorio, y el sistema de tubería, nos lleva a optimizar e incrementar la capacidad de producción, siendo esta la base para la selección de métodos de predicción del comportamiento de flujo en todo el sistema. (Analizando como una sola unidad).
El ingeniero de optimización en la producción de gas debe ser capaz de prever no sólo el caudal de un pozo o un campo productor, si no también debe tener muy definido el concepto de reservorio, la reserva original In-Situ, reserva recuperable y el caudal económico de producción, relacionando las reservas remanentes con la presión de reservorio.
Ley de Darcy'
'1
x
pk
v’ =
'
'
x
pkA
Q’ =
Flujo Lineal L
o
p
p
dxA
qkdp2
1 L
kA
qupp 12
L
ppCkAq
21
. Flujo Radial
PwfPwfs
hrA 2
dr
dphrkq
)2(
Flujo de Gas teconsqq tan2211 ZRT
pM
scsc qq
scsc
scsc RTZ
Mpq
ZRT
pMq
dr
dprhk
ZTp
pTq
sc
scsc
2
we
sc
scscwfR
er
wrsc
scscRp
wfp
rrkhT
ZTpqpp
r
dr
khT
ZTpqpdp
ln22
2
22
wesc
wfRscsc rrZTp
ppkhTq
ln
22
SrrZT
ppkhxq
we
wfRsc
75.0ln
10703 226
Régimen de Flujo en estado estable
s
r
r
kh
TZqpp
w
ewfe ln
142422
Tipos de pruebas
Prueba de flujo tras Flujo (Flow-After-Flow tests)
.- Prueba Isócronal (tiempo de flujo ≠ tiempo de cierre)
Prueba Isócronal Modificada (tiempo de flujo = tiempo de cierre)
Pruebas de Producción IP = Qg/ Pr^2-Pwf^2
Método de Interpretación de prueba
•Datos de pruebas (Isócrona les, Flujo tras Flujo, Prueba de Producción)•Datos de Reservorio
Método Simplificado
En 1936, Rawlins y Schellhardt, presentaron la ecuación 4.22 , como la ley de Darcy para un fluido compresible, donde “C” contiene todos los términos diferentes de la presión; como la viscosidad del gas, permeabilidad al flujo de gas, la temperatura de la formación, etc. Rawlins y Schellhardt, describen que la ecuación 4.22 Krg era responsable por la turbulencia normalmente presente en pozos de gas, entonces modificaron la ecuación con un exponente “n”, ecuación 4.23.
Cn
qn
pp gwfR log1
log1
log 22 21
222
212
loglog
loglog
wfRwfR pppp
qqn
nwfR
g
pp
qC
22
2))/472.0(ln(
000703.0
PSI
MPCD
srwrdUgZTr
KghC
g
Q=C (Pr ^2-Pwf ^2)^ n
Método Jones Blount and Glaze
ew
g
w
ewfR
rrh
TqZx
sr
r
hk
qZTpp
1110161.3...
.......ln1424
2
212
22
22
12
22
10161.3...
.......472.0
ln1424
qhr
TZx
qsr
r
hk
ZTpp
w
g
w
ewfR
s
r
r
hk
ZTA
w
e472.0ln
1424
2
1210161.3
hr
TZxB
w
g
Coeficiente Laminar
Coeficiente Turbulencia
BqAq
pp wfR 22
B
ppBAAq
wfR
2
4 222
22 qBqApp Rwf
A = ∆P^2/Qgcs
B = ∆ (∆P/Qg) /∆Qg
A’ = A + B (AOF)
B2 = B1 (hp1/hp2)
Método Brar y Aziz 2
22
869.0...
...303.2
472.0log2
sc
scw
ewfR
mDq
qs
r
rmpp
hk
ZTm
1637Donde
2
222
869.0....
...869.023.3log
sc
scw
wfR
mDq
qsrC
tkmpp
303.2
472.0log2
s
r
rmA
w
e
s
rC
tkmA
wt 869.023.3log
2
mDB 869.0
sct
sc
wfRBqA
q
pp
22
tmsrC
tkmA
wt log869.023.3log
2
qqqN
qpqq
p
At 2
222
qqqN
ppN
B2
22
Método de Análisis LIT (Pseudo-presiones)
2scscwfR BqAqpmpmpm
qqqN
qpmqq
pm
At 2
2
qqqN
pmpmN
B2
PRODUCCIÓN POZOS HORIZONTALES
En los años 1980s, los pozos horizontales empezaron a tener una mayor importancia en el sector petrolero debido a muchos problemas encontrados con los pozos convencionales verticales, principalmente en las perforaciones marinas por el alto costo de producción y recolección de los mismos. Debido a los problemas de conificación de agua, gas y arenamiento por su alta diferencial de producción. Por lo tanto, se decidió optimizar la producción con pozos horizontales.
Un pozo horizontal de longitud L que penetra un reservorio con permeabilidad horizontal Kh y la permeabilidad vertical Kv, crean un modelo de drenaje diferente a un pozo vertical con una mayor área de flujo y una menor presión diferencial. La Figura. 4.13 nos muestra el patrón de flujo junto con las más importantes variables que afectan el comportamiento del pozo. La forma del drenaje es elipsoidal, con el eje a la mitad de drenaje del elipsoide, relativa a la longitud horizontal del pozo ver Fig. 4.13.
Figura 4.13 Patrón de Flujo Formado alrededor pozo Horizontal
)1(ln
2/
)2/(ln2.141
22
aniw
aniani
H
Ir
hI
L
hI
L
Laa
phkq
V
Hani k
kI
5.05.04
2/25.05.0
2
L
HrLa e
HrL
para e9.02
Impacto del efecto de daño en el comportamiento de un pozo Horizontal
'22
)1(ln
2/
)2/(ln2.141 eq
aniw
aniani
H
SIr
hI
L
hI
L
Laa
phkq
Efectos de Producción de Agua y Permeabilidades Relativas
Kg=K*Krg Kg=K*Krg
Kg=K*Krg Kw=K*Krw
')/ln(2.141
)(Pr
Srwregg
gasPwfkhkqg
rg
')/ln(2.141
)(Pr
Srwreww
wPwfkhkqw rw
•Relación del índice de productividad para un pozo horizontal de gas
DqIr
hI
L
hI
L
LaaZT
pphkq
aniw
aniani
wfeH
1ln
2/
2/ln1424
)(
22
22
DqIr
hI
L
hI
L
LaaZT
pphkq
aniw
aniani
wfeH
4
3
1ln
2/
2/ln1424
)(
22
22_
pseudo-estado sostenido
estado sostenido: estado sostenido:
Estado sostenido
Efecto de daño en un pozo horizontal
1
3
4
1
1ln1 max
2
2max'
w
H
w
H
aniseq r
a
r
a
Ik
kS
4
31ln1
1ln2
11ln1
2
1 max
2
2maxmax
2
2max'
anii
w
Hi
w
Hi
siw
Hs
w
Hs
seq
Ik
k
r
a
r
a
k
k
k
k
r
a
r
a
k
kS
Factores que afectan la curva del comportamiento del pozo con el tiempo
Coeficiente C y exponente n
sr
rZT
hkxC
w
e472.0ln
10703 6
Permeabilidad del gas
Espesor de la formación
Viscosidad del gas y el factor de compresibilidad
Factor daño
Caída de presión a través de las perforaciones
BqAqpp wfwfs 22
q
Lk
rrTZx
qL
rrTZxpp
pp
pc
p
cpgwfwfs
ln10424.1
.....111016.3
3
22
1222
2
12 111016.3
p
cpg
L
rrTZxB
pp
pc
Lk
rrTZxA
ln10424.1 3
201.1
101033.2
pk
x
inrr pc 5.0
Perforaciones de Pozos y Efectos de Daño
Cálculo del efecto de Daño de la Perforación
Sp = SH + SV + SWb
0ln
W
WH r
rS
0
040
0
paralra
paral
r
perfW
perf
W
Pérdidas de Presión en Líneas de Producción
La mayoría de los componentes de un sistema de distribución son atravesados por el fluido de producción en condiciones de flujo multifásico, es decir, gas condensado y agua, por esta razón resulta imprescindible adelantarse en el estudio de los mecanismos y principios del fluido multifásico, para estimar adecuadamente las pérdidas de carga que se producen en la tubería o línea de conducción. El flujo en tuberías se define como el movimiento de gas libre, mezcla de fluidos o una combinación de algún modelo de flujo en tuberías sobre diferentes condiciones de operación. El gas proveniente del medio poroso pasa a la etapa de transporte por tubería, ya sea con movimiento vertical o direccional, hasta la superficie donde cambia a un sentido horizontal o inclinado hasta el separador.
Ecuación de energía cccc g
mgZ
g
muVpUwQ
g
mgZ
g
muVpU 2
22
2221
21
111 22
0
dwdQdZ
g
g
g
duupddU
cc
dp
Tdsdh
p
ddhdU
p
ddp
TdsdU
0 dwdQdZg
g
g
duudpTds
cc T
dQds
Tds=-dQ + d(lw)
0 dwlddZg
g
g
duudpw
cc 0 w
cc
lddZg
g
g
duudp
0 w
cc
ldsendLg
g
g
duudp
dLg
duu
dL
dpsen
g
g
dL
dp
cfc
dLdd
dLdL
dppp w
4
2
11
Equilibrio de fuerzas
fw dL
dpd
4
dL
dp
dL
dp
dL
dp
dL
dp
f
celev g
seng
dL
dp *.
dg
uf
dL
dp
cf 2
2
dLg
vdv
dL
dp
caccl
gcD
mvmfmsenm
g
g
dLg
dumumm
dL
dp
cc 2
Número de Reynolds ud
N Re
d =Diámetro de la tubería. = Densidad del fluido, lbm / ft3.u= Velocidad del fluido, ft / seg.
μ= Viscosidad del fluido, lbm / ft seg.
ud
N 1488Re d
qN g
20
Re
Rugosidad Relativad
erelativarugosidad
e= Rugosidad absoluta, ft o in.d= Diámetro interno, ft o in.
Determinación del factor de Fricción
Flujo laminar de fase simple2
32
dg
u
dL
dp
cf
2
2 32
2 dg
u
dg
uf
cc
Re
64
Nf
Flujo turbulento de fase simple f = 0.0052 + 0.5NRe-0.32
f = 0.31NRe-0.25
Tuberías rugosas
efNd
e
f Re
7.182log274.1
1
9.0Re
25.21log244.1
1
Nd
e
f
Flujo de fase simple dLg
duu
dg
ufsen
g
g
dL
dp
ccc
2
2
Flujo de dos fases
Variables de flujo de dos fases
Escurrimiento de Líquido (Holdup), HL
tuberíadeelementodeVolumen
tuberíaladeelementounenlíquidodeVolumenH L
Suspensión de líquido, LgL
LL qq
q
Densidad wwOOL ff WO
OO qq
qf
ggLLS HH
g
gg
L
LLK HH
22
VelocidadA
qv g
sg
g
gg AH
qv
A
qv L
SL L
LL AH
qv
sgsLgL
m vvA
qqv
Viscosidad ggLLn gLHg
HLs ggLLn HH wwOLn ff
Tensión Superficial wwOOL ff
Modificación de la ecuación de gradiente de presión para flujo de dos fases
acefeldL
dp
dL
dp
dL
dp
dL
dp
Modelo simplificado para predecir velocidad mínima del gas para remover líquido del fondo y la velocidad erosional
Bajada (peso) Subida (velocidad)
gc
gApVtCdVolgl
gc
g
2)(
gCdDgLVl
)(*55.6
gc
gDVtNwe
.
2^
2/1^
4/1)^(4/1^59.1
g
glVl
2/1)^*.00279.0(
4/1)^00279.0(3.5..
P
PlaguaVg
2/1)^*.00279.0(
4/1)^00279.0(03.4..
P
PlcondVg
TZ
PAVgQg
***06.3min..
. Determinación de la distribución de temperatura
0 dqdZg
g
g
ududh
cc
0 JdqdZg
g
g
uduJdh
cc JdLg
udu
J
sen
g
g
dL
dq
dL
dh
cc
gT
TTw
dU
dL
dq
Flujo en pozos de Gas
Presión de fondo c
g
g
g
dh
dp
ZRT
pMg
TRZg
dhMg
p
dp
c
Método de presión y temperatura media (estática)
Pws
Pwh
H
c
dHTZRg
Mg
p
dp
0
TZRg
MgEXPPP
cwhws
ZTHEXPPP gwhws /01875.0
Método de Cullender y Smith. (Estática ) H
gdHR
Mdp
p
ZT
0
01875.0
p
TZI
Pws
Pwh
g HIdp 01875.0 Pws
Pwh
mswsmswswhmswhm IIPPIIPPIdp2
tsms
g
II
HPwhPws
01875.0
wsms
g
II
HPmsPws
01875.0h
H
TTTT sf
sh
Método de presión y temperatura media (dinámico)
dg
uf
ZRT
pM
dL
dp
c2(cos
2 5
222 )1)()((25
)(Sd
SEXPMDfZTqSEXPPP g
whwf
ZTTVDS g0375,0d
qN g
20
Re
Método de Cullender y Smith (dinámico)
ZscPTsc
ZTPscqq
A
qu
sc
22
22
2
cos
AdgTpR
qfPMTZ
ZRT
pM
dL
dp
csc
scsc
C
ZT
p
R
M
dh
dp
ZT
p cos2
522
228
dgT
fqpC
csc
scsc
Pwf
Ptf
MD
dLR
M
CZT
p
dpZT
p
02
cos
Pwf
Ptf
g MD
FMD
TVD
ZT
p
dpZT
p
75,18
001.0 22
5
22 667.0
d
qfF sc cos
MD
TVD ItffPtfPmfMDg Im)(75,18
ItfIwfPtfPwfMDg )(75,18 2
2
001,0 FMD
TVD
ZT
pZT
p
I
.277,410796,0
612,2ind
d
qF
.277,410337,0
582,2ind
d
qF
IwffItfPtfPwf
MDg
Im43
2)(75,18
Método de Greydg
uf
g
g
dL
dp
cc 2cos
2
∆Ptotal = ∆Phidrostatico + ∆P fricción
A
Bq
A
qu gscg
sg
A
Bqu oo
so
6144.5
A
Bqu ww
sw
Vm = Vsg+Vsc+Vsa
wwcSGcl 4.62
llggns
637.0^01048.053)280( Pw
)(
4^2^1 glg
VmnsN
)(2^
2
glgDN
1
7301ln0554.010814.03
Rv
RvN
3^2
20511314.2 N
NNH l
ᓰFlujo de gas en líneas de surgencia
fdL
dp
dL
dp
dgTRZ
ufMp
dg
uf
dL
dp
CC 22
22
5
22
22
1
25
d
LfZTqPP g
5.2
5.02
22
1 dLZTf
PP
P
CTq
gb
b
5
432
122
21
1a
a
g
aa
b
b dLZT
PP
P
TEaq
Análisis de Flujo de Gas a Través De Los Choques
El caudal de flujo de casi todos los pozos fluyentes es controlado con un choque en la cabeza del pozo para controlar el caudal de producción y asegurar la estabilidad del mismo. El choque, es un instrumento de restricción más comúnmente usado para efectuar una variación de presión o reducción de caudal, este dispositivo normalmente se encuentra a la salida del árbol de surgencia y la línea de descarga. La Figura 6.1, nos muestra un esquema gráfico del choque y la variación del diámetro de entrada y salida. La Figura 6.2., nos muestra el arbolito de producción y la ubicación del choque con respecto al mismo, comúnmente el choque esta instalado corriente arriba del cabezal, para evitar daño.
Fig. 6.1 Esquema del Choque
Q QP1 P2
d1 d2
Objetivos del Choque
1. Mantener un caudal de flujo permisible en la cabeza del pozo
2. Controlar el caudal de producción 3. Proteger los equipos de superficie 4. Controlar y prevenir los problemas de arenamiento
5. Proporcionar suficiente contra presión en la formación productora.6. Permite obtener información para calcular el índice de productividad
7. Prevenir una conificación de gas y agua.
Clasificación de los Choques Choques superficiales
Choques de fondo
Choques superficiales Tipo positivo Tipo ajustable
Choques de fondo Tipo fijoTipo ajustablesTipo Removibles
Factores que influyen en la selección del choque optimo Existen diversos parámetros que influyen en la selección del choque óptimo. La selección del diámetro del choque, esta influenciado por la presión fluyente, el índice de productividad, razón gas – petróleo, etc. No menos importante, es conocer el sistema de flujo para el cual serán seleccionadas las ecuaciones para este propósito. Diversos factores pueden ser considerados para determinar la producción o caudal en el sistema de flujo, entre estos tenemos:
.Comportamiento de entrada del flujo־Sistema superficial
Sistema subsuperficiales Instalaciones superficiales
Instalaciones subsuperficiales
Modelos de Flujo
Dependencia del Flujo a traves del choque
0
0,1
0,2
0,3
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1
Relacion de Presion P2/P1
Qg
Cau
dal d
e G
as M
MP
CD
Flujo a traves delchoque
Flujo Critico Flujo Subcritico
Flujo Subcrítico
El flujo es llamado Subcrítico cuando la velocidad del gas a través de las restricciones es menor a la velocidad del sonido del gas, y el caudal depende tanto de la presión de entrada como de la presión salida. Los choques subsuperficiales son normalmente proyectados para permitir el flujo subcrítico.
Flujo Crítico
El flujo es llamado crítico cuando la velocidad del gas a través de las restricciones es igual a la velocidad del sonido (1100 ft/sec para el aire) en el gas. La velocidad máxima en la cual un efecto de presión o una perturbación se pueden propagar a través de un gas no puede exceder la velocidad del sonido del gas.
Pruebas de flujo crítico
Otro tipo de medición de gas, es las pruebas de flujo crítico en la cual el flujo de gas es medido en la descarga a bajas presiones a través de un orificio en la atmósfera. Esta medida no es bastante segura debido a que se tiene una variación del 1 al 6 % del caudal de gas pero es muy apropiada para lugares remotos, donde no existen líneas y el acceso es muy difícil. Debido a estos problemas presentados es necesario realizar las mediciones de caudales a condiciones de flujo crítico para poder determinar la potenciabilidad del reservorio y ver la factibilidad de la explotación.
Qg = C P / (SGg * T)^0.5 Qg = Caudal de Gas MPCD
C = Coeficiente de orificio dado en tablas
P = Presión Superficie psi
SGg = Gravedad Específica del gas
T= Temperatura Fluyente ( o F +460 ) o R
Choques Coeficiente Máxima Choques Coeficiente Máxima
n/64 Promedio Variación n/64 Promedio Variación
(%) (%)
4 1,524 3,61 32 101,8 2,29
6 3,355 1,14 40 154 1,56
10 6,301 2,25 48 224,9 1,03
12 14,47 3,88 56 309,3 2,31
14 19,97 3,82 64 406,7 2,09
16 25,86 1,88 72 520,8 1,26
20 39,77 2,13 80 657,5 3,61
24 56,58 2,74 88 807,8 2,05
28 81,09 2,33 96 1002 6,32
Determinacion del Coeficiente Promedio
y = 6E-06x4 - 0,0007x3 + 0,1249x2 - 0,2966x + 0,4642
R2 = 0,9999
0
200
400
600
800
1000
1200
0 20 40 60 80 100 120
Choque n/64
Co
efi
cie
nte
Pro
med
io
Coeficiente Promedio
Polinómica (CoeficientePromedio )
Flujo de Gas
La ecuación general para flujo a través de restricciones puede ser obtenida combinando la ecuación de Bernoulli con la ecuación de estado. Las pérdidas irreversibles o pérdidas de fatiga son explicadas por un coeficiente de descarga, el cual depende del tipo de restricciones.
Flujo de gas simple fase
Cuando un fluido compresible pasa a través de una restricción, la expansión del fluido es un factor muy importante. Para fluidos isotropitos de un gas ideal a través de un choque , el caudal esta relacionado a la relación de presión P1/P2. La ecuación general es valida solamente en el régimen subcrítico, antes del flujo crítico, cuando la máxima velocidad de flujo (igual a la velocidad del sonido) es obtenida.
5,01
1
22
1
2
1
21 1
161,974
kkk
gchdsc p
p
p
p
k
k
TdpCq
Qsc=Caudal de flujo de gas, Mscfd ( a 14,7 psia y 520ºR).Dondedck=Diámetro del Choque, in.
P1=Presión entrada del Choque, psia.
P2=Presión salida del Choque, psia
T1=Temperatura de entrada (o upstream), ºR.
Cd=Coeficiente de descarga
K (cp/cv)=Relación de calores específicos
SGg=Gravedad del gas (para el aire=1)
1
1
2
1
2
kk
c kp
p
cpppp 1212
cpppp 1212
flujo es subcrítico
flujo es crítico 5.0
1
2171.456
T
dpCq
g
chdsc
Flujo de dos fases a
cl
whd
GLRqbp Pck=Presión de cabeza del pozo, psia
Ql=Caudal de flujo líquido, STB/dia
GLR=Razón gas - líquido, scf/STB
d=Diámetro del choque, pulgadas
Valores de a , b y c son propuestos por diferentes autores, que están presentados en la
Autores A b c
Ros 2,00 0,500
Gilber 1,89 0,546
Baxendell 1,93 0,546
Achong 1,88 0,650
31025,4 x
31086,3 x
31012,3 x
31054,1 x
Balance De Materia en Reservorios de GasBalance De Materia en Reservorios de Gas
El balance de materia en reservorios de gas, es un balance de moles de gas existente en el reservorio. Matemáticamente el balance de materia esta representada a través de una ecuación denominada ecuación de balance de materiales (EBM). Los moles existente en un reservorio en un determinado instante son la diferencia entre los moles original en el reservorio y los moles producidos. Como los volúmenes de los fluidos producidos son generalmente medidos a una determinada condición estándar de presión y temperatura. La ecuación de balance de materiales es comúnmente escrita de manera que para cualquier instante, el volumen de los fluidos existente en el reservorio sea la diferencia entre el volumen inicial y el volumen producido, ambos medidos a esa condición de presión.
El objetivo del Balance de Materiales son :
Determinación de volumen original de gas.Determinación de volumen original de condensado Determinación de la entrada de agua proveniente de acuíferos.Prevención del comportamiento de reservorios
El volumen In-Situ también podemos calcular en forma volumétrica
Bgi
SgiVG r
Bgi
SwiVG r )1(
Los reservorios de gas pueden ser clasificados de acuerdo a su energía con la cual producen, los cuales pueden ser:
Reservorios Volumétricos
Reservorios con empuje de agua
ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIAL
Masa producida = masa inicial – masa actual p
ZRT
molecularMasa
MasaV
Volumen producido = volumen inicial – volumen actual
np = ni – n PV = ZnRTSCSC
pSC
p RTZ
Gpn
SCSC
pSC
p RTZ
Gpn
RTZ
Vpn
i
iii ZRT
pVn
P
O
O
i
ii GT
Tp
Z
Vp
VZ
p 1P
Oi
O
i
i GTV
Tp
Z
p
Z
p
isc
scigi pT
TpZB
Pi
i
i
i GGZ
p
Z
p
Z
p
PbGaZ
p
i
i
Z
pa
GZ
p
TV
pTb
i
i
Oi
O
Balance Volumétrico Gas
y = -0,0148x + 5158,3
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 100000 200000 300000 400000
Gp (MMPCD)
abZ
pbaGp
gig
gP
BB
BGG
RESERVORIOS VOLUMÉTRICOS ANORMALMENTE PRESURIZADOS
VVV i pVcVcV pifwiw )( pVcVcVV pifwiwi )( piwiwi VSV
W
ipi S
VV
1 pVcScVV pifwiwi )( POi
O
i
i
W
fWiWG
TV
pT
Z
p
S
pcSc
Z
p
1
)(1
Pi
i
i
i
W
fWiWG
GZ
p
Z
p
S
pcSc
Z
p
1
)(1
Wi
fWiW
CWf S
cScc
1
GZ
pb
i
iP
iCWf bG
Zi
ppc
Z
p )1(
y = -0,0188x + 5144,6
y = -0,0148x + 5158,3
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000
Produccion Acumulada Gp
p/Z
y (
p/Z
)co
rr
p/Z (p/Z)corr Lineal ((p/Z)corr) Lineal (p/Z)Balance de Reservorio Anormalmente
LINEALIZACION DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES
gig
e
gig
WPgP
BB
WG
BB
BWBG
Método de Oded Havlena
y = G + xy = G + x
gig
WPgP
BB
BWBGy
gig
e
BB
Wx
BALANCE PROPUESTO rip nnn
ZfTr
VinBwWpWeviPf
ZiTr
PiVi
Tsc
PscGp ))((
ZfTr
VinyBwWpWePf
ZfTr
PfVi
ZiTr
PiVi
Tsc
PscGp )(
ViZfTr
Pf
ZiTr
Pi
ZfTr
VinyBwWpWePf
Tsc
PscGp
)(
ViZf
Pf
Zi
Pi
Zf
VinyBwWpWePf
Tsc
PscTrGp
)(
Zf
VinyBwWpWePf
Tsc
PscTrGp )(
Zf
PfVs
Zf
Pf
Zi
Pi
Zf
VinyBwWpWepf
Tsc
PscTrGPVi /
(
De la gráfica determinamos P/Zi para obtener el volumen inicial para diferentes tiempos de la vida productiva del reservorio obteniéndose el mismo valor original In-Situ Gi
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
800000
900000
1000000
0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000
We/(Bg-Bgi)
(Gp
*Bg
+Wp
*Bw
)/(B
g-B
gi)
Metodo de Linea Recta
METODO DE LA LINEA RECTA
Balance de Materiales con entrada de agua
y = -0,0007x + 4506,6R2 = 0,9019
0
5001000
1500
20002500
3000
3500
40004500
5000
0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000
(Psc*Gp*Tr/Tsc)-Pf/Zf(Wi-WP*Bw+Giny)
P/Z
(P
SI)
Determinación del Volumen In Situ en función al tiempo
0
50000
100000
150000
200000
250000
May-90 Sep-91 Ene-93 Jun-94 Oct-95 Mar-97 Jul-98 Dic-99 Abr-01 Sep-02
Fecha
Vo
lum
en
de G
as M
MP
C
Volumen In Situ
Intrusión de AguaIntrusión de Agua
Muchos reservorios están limitados parcial o totalmente por el acuífero adyacente, los mismos que pueden ser muy grandes o pequeños en comparación al reservorio de gas o petróleo. Cuando existe una caída de presión en el reservorio debido a la producción, se provoca una expansión del agua del acuífero, con la consiguiente intrusión de agua la cual es definida por We. El propio acuífero puede estar totalmente limitado, de manera que el reservorio y el acuífero forman una unidad volumétrica cerrada. Por otra parte el reservorio puede aflorar en algún lugar donde se puede reabastecerse de aguas superficiales. Por último el acuífero puede ser lo bastante grande para mantener la presión del reservorio y ser acuíferos horizontales adyacentes.
Una caída de presión en el reservorio hace que el acuífero reaccione para contrarrestar o retardar la declinación de la presión suministrando una intrusión de agua la cual puede ocurrir debido a:
Expansión del agua Compresibilidad de las roca del acuífero Flujo artesiano donde el acuífero se eleva por encima del nivel del reservorio
Un Modelo Simple para estimar la intrusión de Agua Esta Basado en la Ecuación de Compresibilidad
)( PwfPictWWe i Donde Ct = Compresibilidad Total del Acuífero
Pi = Presión en el contacto Agua Gas
Wi = Volumen inicial del Agua del Acuífero
Modelo de Van Everdingen & Hurst
Acuífero Radial
Acuífero
Ro.
Reserv. Rw.
f = θ/360 o )(2/14
ln2/12)( DADD
DADD tPt
ttp
)(2
)( PwfPiqu
khtP DD
D
D
D
DD
DD t
p
t
Pr
rr
)(1
DD r
rr 2
ot
DRuc
ktt
)(
)(
oD PPi
PPiP
ror
pr
u
fkhq )(
2
D
tD
Doot dtqPhrcfWe 0
22 )( DDO tWPUWe
22 ot hrcfU
Acuífero Lineal
L
xxD 2Luc
ktt
t
D
)(
)(
oD PPi
PPiP
0)(
Xr
p
u
kAq
Acuífero Radial Sellado, Infinito y Realimentado reD1.5-10
Acuífero Radial Sellado, Infinito y Realimentado reD.10-200
EFECTOS DE SUPERPOSICION EFECTOS DE SUPERPOSICION
Efectos de Superposición
En la presente sección estamos presentado los modelos clásicos de entrada de agua, los cuales considera que la caída de presión en el contacto es constante. Así mismo, la expresión. )( DD tpWUWe
dtpp
qWe
O
)()(
0
dp
p
tqWe
O
)()(
0
Discretización de la presión en el contacto
MODELO DE FETKOVICHEl modelo aproximado presentado por Fetkovich se aplica a acuíferos finitos y admite que el flujo del acuífero para el reservorio se da sobre el régimen pseudo permanente. A pesar de ser aproximado, el modelo presentado por Fetkovich tiene la ventaja de permitir el cálculo continuo sin la necesidad de recalcular todos los pasos anteriores como ocurre en el modelo de van Everdingen & Hurst.
Fetkovich admite el régimen pseudo permanente para el flujo de acuífero para el reservorio:
ppJdt
dWeq a
pp
pddt
Wei
Jp
a
ai
i
i
p
pa
ati
pp
pddtt
Wi
Jp0
pp
ppt
Wei
pJ
i
ai ln
t
Wei
pJpppp i
ia exp)(
t
Wei
pJppJq i
i exp)(
t ii
tt
Wei
pJppJqdtWe
00exp)(
Wei
pJpp
pi
WeiWe i
i exp1)(
Observación 1
El caudal Aportado por el acuífero, decrece exponencialmente tendiendo a ceroO sea que el influjo dado tiende a un valor máximo, como se muestra en las Ec.
t
Wei
pJppJq i
i exp)(
Wei
pJpp
pi
WeiWe i
i exp1)(
Wei
pJpp
pi
WeiWe i
i exp1)(
)(
)(max
ppWic
ppp
WeiWe
it
ii
Observación 2 La caída de Presión en el contacto no es constante y la primera ecuación no es
Directamente aplicable. El influjo durante el primer intervalo Dt puede ser expresado:
dt
Wei
pJpp
pi
WeiWe i
i *exp1)(
Donde P es la presión media para un intervalo Dt
Observación 3 Al utilizar el J índice de productividad del acuífero, se admite que el Acuífero es
Realimentado de modo que la presión en su limite permanece constante
ppJdt
dWeq i
t
i dtppJWe0
Observación 4
En la presente observación se presenta los índices de productividad del acuíferoPara modelos Radiales y Lineales de Flujo Permanente u Pseudo permanente
Para las distintas Geometrías
Condición de Flujo Acuífero Radial Acuífero Linear
Pseudo permanente
Permanente
43ln
2
O
e
r
r
khfJ
O
e
r
r
fkfJ
ln
2
L
wkhJ
3
L
wkhJ
MODELO DE CARTER – TRACY
El modelo de Carter-Tracy es aplicable a cualquier geometría de flujo, conociendo la presión adimensional en función del tiempo para cualquier geometría de acuífero considerada. Esta cobertura de los distintos tipos de acuífero posibles contemplados es una gran ventaja de este modelo en relación al de van Everdingen & Hurst. El modelo de Carter-Tracy, así mismo como Fetkovich, no requiere la aplicación del principio de superposición de efectos en el cálculo del influjo. El influjo acumulado puede ser expresado a través de la integral de convolucion:
dd
tdWpUtWe
DJt DDDj
0)(
111 DjDjjDjDj ttatWetWe
1'1
'1
)()(
)()()()1()(
DjDj
DjDDjDjD
DjDDjDj
DjDj tttpttp
tptWetpUtWetWe
D
DD
ttp 2)( 80907.0)ln(
2
1)( DDD ttp
MODELO DE LEUNG
En esta sección serán discutidos dos modelos aproximados, presentados por Leung , denominados modelo pseudo permanente (PSS model) y modelo pseudo permanente modificado (MPSS model). Así mismo como el modelo presentado por Fetkovich, discutidos, los modelos PSS y MPSS son aplicables a acuífero finitos y consideran que el flujo del acuífero para el reservorio se da sobre régimen pseudo permanente. Los modelos de Leung también tienen una ventaja, en relación al modelo de van Everdingen & Hurst, de prescindir del esfuerzo computacional asociado a la superposición del efecto tradicional cuando la presión en el contacto acuífero-reservorio es variable con el tiempo.
MODELO PSEUDO PERMANENTE (PSS )
Cuando un acuífero finito de geometría cualquiera de régimen pseudo permanente (PSS), el caudal del influjo de agua es dado por:
)()( tptpJq a kAJ
Donde es el radio de drene constante sobre el régimen PSS y A es el área abierta a la entrada de agua.
El radio de drenaje pseudo permanente , depende de cómo varía la presión en el contacto con el tiempo: La variación gradual (SIBP) o variación linear (LIBP). Para acuífero linear o radio de drenaje adimensional ( / L) vale 0.4053 y 0.333 para variación gradual y variación linear, respectivamente
Para acuíferos pequeños (reD < 1.5 ), el flujo es aproximadamente linear y los radios de drenaje son equivalentes para acuífero linear con /ro = 0.333 (reD – 1) para LIBP y / ro = 0.4053 (reD –1) para SIBP. Cuando el acuífero es grande (reD >50) el radio de drenaje, independientemente del comportamiento de la presión en el contacto (SIBP o LIBP), tiende asintóticamente para la expresión 43)ln( eDO rr
1 ananit ppWcWedt
tpdWcq a
it
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A
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0
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nnnnnn
LI tttpttt
ppp 1
1 ,2
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ppp
Interpolación Lineal Interpolación Gradual
MODELO PSEUDO PERMANENTE MODIFICADO (MPSS )
Leung mostró que, para un acuífero (reD > 10), el modelo PSS presenta una cierta imprecisión por el hecho de que el modelo no lleva en cuenta los efectos trancientes que ocurren en el corto del tiempo. Como una alternativa para sanar este inconveniente. Leung desarrollo un nuevo modelo simplificado, denominado modelo pseudo permanente modificado (MPSS). En el modelo MPSS, la presión media del acuífero es definida como
)()()1()( .111. tptptp pssampssa )1(1
)(1
)(0
4
2
221
221
1
eD
eD
l rraJ
aJa
DESAROLLO DE CAMPO DE GAS
El gas y el petróleo no sólo son diferentes debido a las características físicas, también son diferentes en el aspecto económico. Ya que el gas depende mucho de su demanda y el mercado. Por lo tanto las características físicas del reservorio no pueden determinar un modelo de desarrollo y producción. En cambio en un campo petrolífero puede desarrollarse óptimamente, según el modelo de espaciamiento, y vaciamiento del reservorio. A diferencia del gas.
La producción de un campo de gas no puede empezar hasta el contrato de ventas se ha firmado, debiendo conocerse los parámetros básicos exigidos para determinar el modelo de desarrollo óptimo del campo. Sin embargo, con este conocimiento detallado de los parámetros del reservorio es imposible tener un modelo de desarrollo ya que el mismo debe estar relacionado con un contrato de ventas de gas que es responsable a muchas incertidumbres.
El diseño de una optimización de un plan de desarrollo de un campo de gas natural siempre depende de la característica típica de la producción del campo. Asi como de aquellos mercados de consumo. Un buen conocimiento de los parámetros del campo tal como las reservas de gas natural, la productividad del pozo, dependencia de los caudales de producción en función a la presión de la línea y la depleción natural de los reservorios, la cual es requerida para diseñar el desarrollo de diferentes escenarios del campo que depende del contrato de venta.
RESERVAS
Sabemos que la reserva es el volumen total de hidrocarburo existente en el yacimiento, que es independiente del tipo de desarrollo del área o de los medios utilizados para su recuperación.
Comportamiento del reservorio Es importante reconocer el mecanismo de energía de producción de un reservorio gasifero, ya que el mismo afecta a nuestro cálculo de las reservas recuperables. Por lo tanto es necesario conocer si el reservorio es una unidad cerrada o volumétrica sin entrada de agua, o si es un reservorio con un acuífero adyacente con un empuje fuerte, regular, o débil lo cual nos da una cierta presión de abandono.
Recuperación de gas Natural
Desarrollo Del Campo Unos de los problemas para producir el gas de un reservorio de manera mas económica se resuelve determinando el cronograma de perforación y producción del campo, algunas preguntas que se deben tomar en cuenta en el desarrollo de un campo son: Cuantos pozos son necesarios
Cuantos pozos deberían ser perforadosComo deberían ser producidos
Ciclo típico de la Producción
Entrega de potencial
El potencial es el máximo caudal que un pozo puede entregar, ya sea a condiciones de reservorio o a condiciones de superficie cuando se toma la presión fluyente igual a cero.
Producción Esquemática del Gas
nwfRreservorioreservorio ppCq 22
pozodelentocomportamideecoeficientC
pozosdenumeroN
CC
i
N
iireservorio
.
1
nwfRavgavg ppCq )( 22
Capacidad de los equipos de producción
La Capacidad de entrega de un pozo de gas, no solamente depende de la capacidad de producción del reservorio. Si no de la capacidad del sistema en su conjunto, ya que el fluido pasa a través de tuberías, líneas, separadores y deshidratador en su trayectoria hasta el punto de entrega, algunas caídas de presión están asociadas a cada uno de los componentes del sistema. La caída de presión esta en función del caudal de flujo. Consecuentemente en algunos casos el caudal de producción esta limitado por la capacidad del equipo de producción y no así por la capacidad de producción del reservorio. Cuando existe una limitación en el caudal de producción tenemos que identificar los cuellos de botella del sistema y optimizar incrementando los diámetros de tubería, incrementando los choques o bajando la presión de separación.
Optimizacion Tuberia Vertical y Horizontal
0500
10001500200025003000350040004500
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Caudal MMPCD
Pre
sio
n P
SI INFLOW Capacidad del reservorio
V
OUTFLOW Capacidad del equipamiento
Optimizacion de la Produccion
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Caudal MMPCD
Pre
sio
n P
SI
V
Pr1Pr2
Pr3
Equipamiento 1
Equipamiento 2
Equipamiento 3
Optimización de la producción Pronóstico de produccion de Gas
05
10152025
303540455055
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Tiempo de Produccion en Años
Cau
dal
0
500
1000
1500
2000
2500
Pre
sio
n R
eser
. C
aud
al
Co
nd
Caudal Diario de Gas
Caudal de Condensado
Presion de Reservorio