manual pipesim básico v-2008

PIPESIM Básico v-2008

Manual del Participante

PIPESIM Básico v-2008 Pág. 5


Gerencia Operaciones de Datos

Tabla de contenidos

El contenido del presente manual ha sido dividido en los siguientes capítulos:

Información de control ......................................................................................................................................... 3

Tabla de contenidos............................................................................................................................................. 5

Sobre este manual............................................................................................................................................... 7

CAPÍTULO I: PIPESIM........................................................................................................................................ 9

Tema 1: Aspectos generales ............................................................................................................................. 11

Tema 2: Módulos que Integran la Suite ............................................................................................................. 12

CAPÍTULO II: MODELO FÍSICO....................................................................................................................... 15

Tema 1: Ejecutar PIPEPIM ................................................................................................................................ 17

Tema 2: Nuevo Modelo de Pozo........................................................................................................................ 19

Tema 3: Definir Datos del Proyecto y Sistema de Unidades ............................................................................. 20

Tema 4: Construir Pozo ..................................................................................................................................... 23

Tema 5: Guardar Modelo ................................................................................................................................... 56

CAPÍTULO III: MODELO DE FLUIDOS ............................................................................................................ 57

Tema 1: Black Oil............................................................................................................................................... 59

Tema 2: Compositional ...................................................................................................................................... 68

CAPÍTULO IV: CORRELACIONES DE FLUJO................................................................................................ 77

Tema 1: Definir Correlación de Flujo ................................................................................................................. 79

Tema 2: Carga de Pruebas Dinámicas (Flowing) .............................................................................................. 82

Tema 3: Cotejo de Correlaciones de Flujo......................................................................................................... 85

Tema 4: Motor de Cálculo (Engine Options)...................................................................................................... 90

CAPÍTULO V: OPERACIONES ESPECIALES................................................................................................. 97

Tema 1: Perfil de Presión y Temperatura .......................................................................................................... 99

Tema 2: Análisis Nodal .................................................................................................................................... 106

Tema 3: Curva de Rendimiento ....................................................................................................................... 112

Tema 4: Determinar IP con Vogel como Modelo de Afluencia......................................................................... 115

ANEXOS.......................................................................................................................................................... 117




Sobre este manual

Objetivo Preparar al participante en el uso y manejo básico de la aplicación especializada PIPESIM.

Audiencia Dirigido al personal del área de optimización de producción y desarrollo de yacimientos.

Recomendaciones El siguiente manual debe ser leído en forma secuencial para mantener actualizado al personal y aclarar cualquier duda que se presente.

Convenciones tipográficas

Descripción de la iconografía que encontrará en este manual.

Este icono Le ayuda a identificar

Información de destacada importancia dentro del contenido.

Puntos de especial interés sobre el tema en desarrollo.

Puntos de especial interés dentro de un tópico específico del tema.

Información complementaria al tema en desarrollo.

Ver presentación

Ir a la aplicación PIPESIM




Capítulo I: PIPESIM




Tema 1: Aspectos generales

Descripción PIPESIM es un simulador de flujo multifásico en Flujo Continuo o Estacionario utilizado para el diseño, análisis y diagnóstico de los sistemas de producción de petróleo y gas. El software permite el modelado de flujo multifásico desde el yacimiento hasta el cabezal del pozo, examinando el comportamiento de las líneas de flujo y facilidades de superficie, diagnosticando así el sistema de producción.

PIPESIM permite efectuar análisis de sensibilidad sobre cualquier variable del sistema y representar gráficamente tanto el flujo de entrada como el de salida en cualquier nodo del mismo.

PIPESIM incluye todos los tipos de modelos de completación para pozos verticales, horizontales y fracturados, y posibilita el modelado de completaciones complejas de varias capas o lentes, utilizando diferentes parámetros de desempeño de yacimientos y descripciones de fluidos.

La aplicación incorpora todas las correlaciones de flujo multifásico actuales, tanto empíricas como mecanísticas para permitir a los ingenieros ajustar los datos medidos de pozos a estas correlaciones, con el fin de identificar la más apropiada para el análisis.

El modelado preciso del fluido producido también es crucial para comprender el comportamiento del sistema; por lo tanto, PIPESIM ofrece la posibilidad de elegir entre correlaciones de modelos de petróleo negro (Black Oil) o un rango de ecuaciones de estado para modelos composicionales.




Tema 2: Módulos que Integran la Suite

PIPESIM

Análisis del comportamiento del pozo (Well Performance Analysis)

Este módulo permite el modelamiento conceptual y detallado de producción e inyección de gas. Los usuarios pueden definir un gran rango de tipos de completación de pozos incluyendo yacimientos de múltiples capas. Este módulo simula el flujo desde el yacimiento a través de la tubería de producción. La base de datos interna del PIPESIM incluye un rango de válvulas de gas lift y bombas (BES) las cuales pueden ser definidas dentro del tubing.

Para un análisis eficiente, hay una serie de operaciones disponibles para ser utilizados como por ejemplo: análisis nodal, diseño de gas lift, optimización del sistema de gas lift y bombas BES, diseño del tubing, entre otros.

Tuberías e instalaciones (Pipelines & Facilities Analysis)

Permite modelar líneas de flujo verticales y horizontales hasta el punto final. Al detallar los objetos en las líneas de flujo, se puede introducir la topografía del terreno y equipos tales como bombas, compresores, intercambiadores de calor y separadores. Para estudios detallados de tuberías, este módulo predice las características de taponamiento, formación de hidratos y muchas otras variables críticas. En resumen, se pueden ejecutar las siguientes actividades:

Flujo multifásico en líneas de flujo y tuberías.

Generación de perfiles de presión y temperatura punto a punto.

Calculo de coeficientes de transferencia de calor.

Modelado del comportamiento de las líneas de flujo y equipos (análisis del sistema).

Análisis de sensibilidad en el diseño de tuberías.

Comparaciones entre la data medida y la calculada.

Redes (Network Analysis)

Permite combinar los modelos de tubería y pozos en un simulador de red. Este modulo determina una solución algorítmica a redes complejas que incluyen: sistemas de recolección / distribución con intersecciones, líneas paralelas, etc.




También permite combinar sistemas de producción e inyección dentro del mismo modelo. El análisis de red puede ser corrido tanto con petróleo negro (Black Oil) como para fluido composicional (gas) e incluye mezclas de fluidos en puntos de conexión. Algunas de las características del modulo de redes son:

Modelamiento de pozos de gas lift en redes complejas.

Modelos de equipos de tuberías.

Redes de recolección y distribución.

Pozos

Multilaterales

(HoSim)

Pozos Multilaterales (Multilateral Wells, HoSim), está diseñado para modelar en detalle flujo multifásico en pozos horizontales y multilaterales. El software utiliza algoritmos para simular los pozos, permitiendo identificar la contribución de flujo de cada una de las zonas laterales. HoSim incluye un modelo de influjo para determinar el comportamiento del fluido en las cercanías del pozo y la productividad del mismo. Este módulo también permite incluir equipos tales como válvulas, separadores, bombas, entre otros.

Planificación de Campo (FPT)

Planificación de campo (Field Planning Tool, FPT), integra los modelos de redes con los de yacimientos para simular el comportamiento del yacimiento a lo largo del tiempo. El FPT incluye un acoplamiento directo con ECLIPSE 100 (Black-Oil), ECLIPSE 300 (Composicional) y otros modelos de yacimientos.

El programa cuenta con una interfaz para simular los cambios producidos en las operaciones a través del tiempo como consecuencia del desarrollo de eventos. Se presentan gráficamente informes detallados de la vida productiva del campo para las variables calculadas relacionadas con la producción, ya sea en su propio formato especial o a través de un proceso de exportación a un programa de hojas de cálculo externo. El sistema contiene un módulo que controla el modelo combinado de producción y yacimientos. Este módulo permite configurar la activación de la compleja lógica de eventos condicionales y temporales, representando operaciones de desarrollo de campos petroleros habituales.

GOAL (Optimización de Producción)

Optimización del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas (Production Optimization Provee soluciones de campo utilizando un algoritmo con el fin de identificar la mejor distribución del gas de inyección, para el proceso de levantamiento artificial por gas en todo el sistema de producción. Las restricciones complejas, tales como la capacidad de tratamiento del agua y el gas pueden incluirse en el modelo en cualquier etapa. El algoritmo de optimización está diseñado para ser utilizado en las operaciones diarias y para determinar las tasas de flujo óptimas del gas de inyección de varios pozos productores.




Capítulo II: Modelo Físico




Tema 1: Ejecutar PIPEPIM

Procedimiento Iniciar PIPESIM 2008 desde el menú de inicio (Inicio

Programas

Schlumberger PIPESIM).

O a través del icono de acceso directo ubicado en el escritorio

Aparece la ventana emergente Tip of the Day donde se muestran ayudas o consejos sobre el uso de la aplicación.

Desactivar la ventana para que

no se despliegue al ejecutar PIPESIM

Proximoconsejo o tip

Cerrar




Esta ventana puede ser desactivada (Show Tips on StartUp) para que no se

muestre al inicio de cada sesión.

Click en Close. Luego se despliega la ventana emergente Select a PIPESIM option.

Asistente para la construcción de modelos de pozos

productores, inyectores o de instalaciones de superficies

Modelo de pozo nuevo

Red nueva

Abrir una red existente

Abrir un modelo de pozo existente




Tema 2: Nuevo Modelo de Pozo

Procedimiento En la ventana Select a Pipesim Option escoger NEW Single Branch Model o desde la aplicación File New Well Performance Analysis.

Las opciones disponibles son:

Network: Para modelar sistemas de producción o inyección desde el yacimiento hasta punto final de entrega (red).

Well Performance: Modelar o analizar pozos productores o inyectores con sistema de gas lift.

Pipeline & Facilities: Modela tuberías y facilidades de superficie, así como equipos asociados a estas.

Single Branch Wizard: Asistente para la construcción de modelos de pozos productores, inyectores o de instalaciones de superficies. Se presentan varias pantallas donde se incluye la información necesaria para la creación de modelos.




Tema 3: Definir Datos del Proyecto y Sistema de Unidades

Project Data Se usa para definir la información general del proyecto o modelo a generar. Ir a Setup

Project Data. En la ventana emergente Global Data se ingresa la

información de interés. Estos datos se visualizan en los reportes y gráficos.

Units Se dan 2 sistemas de unidades, el inglés y el internacional, adicionalmente se puede personalizar un sistema de unidades propio, que puede exportarse como una plantilla e importarse para aplicarlo a cada pozo. Ir a Setup Units

Exportar y editar el

sistema de unidades

Restaurar a los valores por

defecto

Definir como valores por defecto




Preferences

Choose path: en esta ventana se define la ruta de los directorios de los programas externos que utiliza PIPESIM para visualizar los archivos que genera o para ejecutar algunas acciones. Asimismo, permite editar la ruta de localización de la base de datos. (Psim2000.mdb). Ir a Setup Preferences

Choose Paths.

Se despliega la ventana emergente Program Paths.

Programas Externos

Base deDatos

El archivo Psim2000.mdb (Data Source) debe estar ubicado en el disco D para que pueda cargar información en la base de datos. Para ello se busca este archivo en el directorio C:\Archivos de programa\Schlumberger\common\data. Copiar la carpeta data y pegarla en la ruta siguiente: D:\Archivos de programa\Schlumberger\common. Luego seleccionar a través del botón Browse el nuevo archivo .mdb




Base deDatos

Language: Ir a Setup

Preferences

Language Para editar el idioma del Inglés, ruso, español, portugués y chino.




Tema 4: Construir Pozo

Elementos En el menú Tools se encuentran todos los elementos que permiten la construcción del modelo físico del pozo. Estos también se encuentran en la barra de herramientas.

Icono Description Descripción

Node Nodo

Boundary Node Nodo Frontera

Source Fuente

Vertical Completion Completación Vertical

Horizontal Completion Completación Horizontal

Pump Bomba




Multiphase Booster Booster Multifásico

Separator Separador

Compressor Compresor

Expander Extensor

Heat Exchanger Intercambiador de Calor

Choke Choke o estrangulador

Injection Point Punto de Inyección

Equipment Equipo

Multiplier/Adder Multiplicador Adicional

Report Reporte

Engine Keyword Tool Herramienta Engine Keyword

Analysis Nodal Point Punto de Análisis Nodal

Connector Conector

Flowline Línea de Flujo

Tubing Tuberías

Riser Riser

Construcción del pozo

Para ello, se comienza a añadir cada uno de los componentes que este contiene: (yacimiento, tuberías, choke, línea de flujo). En la parte superior de la aplicación se encuentran todos los elementos necesarios para la construcción del modelo físico. Por ejemplo, con el mouse, se hace click en el icono de yacimiento vertical (Vertical Completion) y luego sobre la pantalla en blanco click nuevamente para posicionar el yacimiento.




Igualmente para añadir los demás componentes del pozo, como por ejemplo las tuberías (Tubing), en este caso, es necesario que antes de colocarlo, se añada un punto a donde éste se conecta, dicho punto es un nodo (Node). Con el botón izquierdo del mouse se selecciona el tubing en los iconos superiores y se une el yacimiento con el nodo dejando presionado el botón del mouse hasta llegar al nodo.




Luego se agrega el choke el cual va conectado al nodo por medio de un

conector (Connector). Se coloca un nodo frontera (Boundary Node). Se une el choke con el nodo frontera a través de una Flowline que representa la línea de flujo. El recuadro en rojo sobre las figuras significa que a éstas le falta información, por lo que es necesario darle doble click en cada una de ellas y comenzar a introducir los datos.

Propiedades del Yacimiento (Modelo de Afluencia)

Se procede entonces a introducir los datos del yacimiento haciendo doble click para que aparezca la ventana Vertical Completion; los recuadros en rojo indican los datos obligatorios que se deben introducir. Esta ventana presenta las pestañas Properties, Fluid Model y General

Properties

Reservoir Data

Campo Descripción Unidades

Static Pressure Presión Estática del Yacimiento

psia, psig, bara, barg, atma, atmg, kPa a, kPa g, MPa a, MPa g, kg/cm2 a,

kg/cm2 g, Pa a, Pa g, inH2O

Temperature Temperatura del Yacimiento F, C, K, R




Completion Model

Campo Descripción Opciones

Model Type Tipo de Modelo de Afluencia

Well PI, Seudo Stady State, Vogel, Fetkovich´s Equation,

Jones´s Equation, Back Pressure Equation,

Forchheirmer s Equation

Flow Control Valve

Válvulas de control de flujo en el fondo

del pozo (pozos inteligentes)

FCV Properties

Propiedades de la válvula (ventana emergente Flow Control Valve)




Tipos de Modelo de Afluencia:

Well PI: Este se utiliza cuando la presión del yacimiento es

mayor que la presión de burbujeo (yacimientos subsaturados). Esta relacionado con el índice de productividad (I):

Q = J(Pws - Pwf) (yacimientos de liquido)

Q = J(Pws 2 - Pwf 2) (yacimientos de gas)

J= Índice de Productividad


Liq PI Índice de Productividad

para yacimientos de liquido

STB/d/psi, STB/d/kPa, entre otros otras

Gas PI Índice de Productividad para yacimientos de gas

mmscf/d/psi2,

mmscf/d/ kPa 2, entre otras

Use Vogel below bubble

point

Corrección por debajo del punto de burbuja usando

la ecuación de Vogel

Calcule/Graph Para construir la curva de afluencia




Para efectos del curso se utilizaran los datos del ejercicio 1

Seudo Steady State: Para yacimientos de petróleo o gas (yacimientos subsaturados). La ecuación del estado semi-estable (Darcy) viene dada por:

Q = kh(Pws - Pwf)/(141.2m oB o((ln(Re/Rw)) - 0.75 + S + + DQ))) (yacimientos de petróleo)

Q = kh(Pws 2 - Pwf 2)/(1422mTz o(ln(Re/Rw)) - 0.75 + + DQ))) (yacimientos de gas)

Donde: S = daño DQ = daño asociado a la tasa K = permeabilidad de la formación h = espesor de la formación m = Viscosidad B = factor volumétrico Re = Radio de drenaje del pozo Rw = Radio del pozo T = Temperatura Z = Factor Z





Basis of IPR Calculation

Sirve para indicar que los cálculos se realizarán para liquido o gas Liquid, Gas

Al seleccionar la opción Liquid o Gas en Basis of IPR Calculation, la ventana anterior presenta campos adicionales en cada caso

Liquid




Gas


Reservoir Thickness Espesor del yacimiento ft, miles

Wellbore Diameter Diámetro del hoyo inches; ft; miles

Permeability


Reservoir Perm Permeabilidad del Yacimiento Md; darcy

Oil/Water Relative Permeability table

Tabla de permeabilidad relativas al petróleo y al agua




Reservoir Size/Shape


Drainage Radius Radio de Drenaje ft; miles; m

Shape Factor Factor de la Geometría del Yacimiento Adimensional

Reservoir Area Área del Yacimiento ft2 , m2, acres, km2

Shape Factor: Identifica la ubicación física del pozo con respecto a los límites del

yacimiento. Ver anexos o ayuda (help ) de PIPESIM.

Skin Mechanical Skin / Rate Dependent Skin


Enter Skin Adimensional

Calculate Adimensional


Completion Options

Caracterización del Daño de formación

None, Open Hole, Open Hole Gravel Pack, Perforated, Gravel

Packed and Perforated, Frac Pack

Opciones de completación para la caracterización del daño de formación:




Para efectos del curso utilizar datos del ejercicio 3

Agregar print scream ejecicio 3

Vogel: Esta ecuación fue desarrollada para yacimientos saturados (Presión de Yacimiento menor que la presión de Burbuja) y está definida como sigue:

Q = Qmax(1 - (1 - C)(Pwf/Pws) - C(Pwf/Pws) 2),




Donde: Qmax es la máxima tasa que puede tener el pozo, C = coeficiente usado por Vogel (0.8) Pwf = presión de yacimiento Pws = presión de fondo fluyente


Abs. Open Flow Potential

Máxima tasa de liquido que el pozo podría aportar si la presión

de fondo fluyente es igual a 0 STB/d, sm3/d

Vogel Coefficient Coeficiente de Vogel (0.8) Adimensional

Q Tasa actual del pozo STB/d, sm3/d

Pwf Presión de Fondo Fluyente psia, psig, bara, barg, entre otras

Pws Presión Estática del Yacimiento psia, psig, bara, barg, entre otras

Calculate AOFP Para calcular el AOFP con los datos de Q, Vogel Coefficient,

Pwf y Pws




Para efectos de curso, los datos a utilizar son los del ejercicio 2:

Fetkovich́ s Equation: Es un desarrollo de la Ec. de Vogel (ecuación alternativa) para tomar en cuenta los efectos de altas velocidades.

Qo = Qmax (1 (Pwf / Pws)2)n

Donde: Qmax es la tasa máxima de pozo. n = exponente de la ecuación de Fetkovich


Open Flow Potential

Máxima tasa de liquido que el pozo podría aportar si la presión

de fondo fluyente es igual a 0 STB/d, sm3/d, sm3/s

n exponent exponente (un valor entre 0.5 y 1.0) Adimensional

Calculate/Graph Para construir la curva de afluencia




Jones´s Equation: Para yacimientos de gas y petróleo saturado. La ecuación de Jones viene dada por:

Pws - Pwf = AQ 2 + BQ (yacimientos de petróleo saturado)

Pws 2 - Pwf 2 = AQ 2 + BQ (yacimientos de gas)

Donde: A es el coeficiente de turbulencia (debe ser mayor o igual a 0) B es el coeficiente laminar (debe ser mayor o igual a 0)





Fluid Type Tipo de fluido Liquid, Gas


A (turb) Coeficiente de turbulencia psi/(STB/d)^2,

bar/(sm3/d) ^2, Pa/(sm3/s) ^2

B (lam) Coeficiente laminar psi/STBd),

bar/sm3/d, Pa/sm3/s


Back Pressure Equation

Desarrollada por Rawlins y Schellhardt en 1935. Esta diseñada para yacimientos de Gas Condensado, y viene dada por la ecuación:

Q = C (Pws 2 - Pwf 2n)




Donde: C = Constante (Intercepción en un grafico log-log para una tasa de flujo = 1) n = valor de la pendiente (para flujo laminar n=1 y 0.5 para flujo completamente turbulento. n es limitado a 0.5<n<1)


Constant C Constante mmscf/d/psia^2n

Slope n Coeficiente laminar Adimensional


Forchheimer s Equation: La ecuación de Forchheimer viene dada por:

Pws2 - Pwf2 = FQ2 + AQ

Donde: F = Coeficiente de turbulencia (=> a 0) A = Coeficiente laminar (=>a 0)





F (turb) Coeficiente de turbulencia (psi/mmscf/d/)^2

A (lam) Coeficiente laminar psi2/mmscf/d/


Fluid Model y General

En Fluid Model se indica el fluido a usar y en General se edita el nombre de cada componente, formato de la caja de texto, activar o desactivar el elemento, asi como su ubicación en la pagina.




Pestaña

Fluid Model

Pestaña General

La pestaña General aparece en todos los elementos de PIPESIM.

Propiedades de la tubería de producción

Una vez completados los datos correspondientes al yacimiento, se introduce la información de tuberías de producción. Para ello, doble click sobre el Tubing. En la ventana emergente Tubing se selecciona la opción Simple Model, se introducen los datos correspondientes a la tubería: número de tubos, diámetros internos/externos, tipo de método de producción (Gas Lift, ESP), entre otros. Es recomendable contar con un grafico del diagrama mecánico del pozo para así definir bien todas las tuberías y detalles de las mismas.





Preferred Tubing Model

Modelo del diseño de tuberías

Detailed Model, Simple Model

Simple Model

Datos de Superficie


Datum MD Profundidad medida del Datum ft, miles, m, km

Ambient Temperature Temperatura ambiente F, C, K, R

Válvula de Seguridad (SSV (Optional))

MD Profundidad de la válvula de seguridad en la tubería ft, miles, m, km

ID Diámetro interno de la válvula de seguridad

Inches, ft, miles, mm, cm, m, km, 1/64in




Datos de desvío


Kick Off MD Profundidad en la cual comienza a desviarse la tubería ft, miles, m, km

Método de Levantamiento


Artificial Lift (Optional) Método de levantamiento Gas Lift, ESP


Artificial Lift - MD

Profundidad del equipo de levantamiento artificial ft, miles, m, km

Properties

Propiedades del sistema de levantamiento (la ventana

emergente varia si es Gas Lift o ESP)

Para efectos de este manual solo se explicará con detalle la ventana Gas Lift Properties.




Gas Lift Properties


Injection Gas Rate Tasa de Inyección de gas

mmscf/d, mscf/d, scf/d, mmsm3/d, msm3/d, sm3/d, 1.E3sm3/d, 1.E4m3/d, sm3s

Ste GLR to

Establecer GLR a

scf/STB, sm3/sm3

Increase GLR by

Aumentar GLR por ... scf/STB, sm3/sm3

Surface Injection Gas Temperature

Temperatura en superficie del Gas de

Inyección F, C, K, R

Gas Specific Gravity

Gravedad Especifica del gas Adimensional

Alhanati Stability Data (Optional): Data opcional


Valve Port Diameter

Diámetro del puerto de la válvula (orificio)

inches, ft, miles, mm, cm, m, km, 1/64

Surface Inyection Gas Pressure

Presión en superficie del Gas de Inyección

psia, psig, bara, barg, atma, atmg, kPa a, kPa g, MPa a, MPa g, kg/cm2 a, kg/cm2 g,

Pa a, Pa g, inH2O




Configuración de las tuberías (Tubing Sections)


Inner Diameter Diámetro interno inches, ft, miles, mm, cm, m, km, 1/64

Wall Tickness Espesor de pared inches, ft, miles, mm, cm, m, km, 1/64

Roughness Rugosidad inches, ft, miles, mm, cm, m, km, 1/64

Casing ID Diámetro interno del revestidor scf/STB, sm3/sm3


Flow Type Tipo de flujo Tubing, Annulus, Tubing+Annulus

La información de tuberías se obtiene a través de la opción de ayuda (Help

) de PIPESIM, dentro del tópico Tubing and Pipeline tables ; allí se consiguen todos los diámetros internos y externos de las tuberías. Para valores tipicos de riugosidad, ver anexos




Detailed Model

Este modelo se utiliza si:

El pozo está muy desviado.

Tiene más de 4 cambios en el tamaño de las tuberías.

El gradiente geotérmico es conocido.

El coeficiente de transferencia de calor global no es el mismo que el valor por defecto (0,2 Btu/hr/ft2) o varia a través de la profundidad total de la tubería.

Si se necesita modelar más de una pieza de los equipos de tuberías, por ejemplo, múltiples puntos o válvulas de inyección.

Si se quiere transformar el modelo simple en uno detallado, usar la opción Convert to Detailed Model

Se despliega una ventana de advertencia. En esta se explica que si en la opción Detailed Model ya existe data cargada previamente, esta se perderá.

Si se ingresan datos diferentes en el modelo de tubería simple y en el modelo detallado, PIPESIM utilizará los datos del modelo de tubería seleccionado cuando se cierre la ventana de dialogo Tubing.

Cuando se selecciona Detailed Model en la sección Preferred Tubing Model, la ventana Tubing presenta varias pestañas.




Desviation Survey

Se carga la información correspondiente al desvío del pozo. En el caso de ser un pozo vertical solo aparecen 2 puntos

Geothermal Survey

Para cargar la información correspondiente al gradiente geotérmico y coeficiente de transferencia de calor.




Tubing Configurations

Configuración de las tuberías. En esta pestaña están los mismos campos de las ventanas de Tubing Sections.

Downhole Equipment

Equipo de subsuelo. En esta sección se puede definir por ejemplo, las válvulas del sistema de gas lift (G/L Valve System) o el punto de inyección y propiedades del gas de inyección (ventana Gas Lift Properties)




Para efectos de este curso no se discutirá en detalle la ventana Gas Lift Valve System (botón G/L Valve System).




Propiedades del Choke (Estrangulador)

Un choke es un dispositivo que limita la velocidad de flujo a través del sistema.

La ventana emergente Choke tiene tres pestañas: Properties, Advanced Choke Data (Optional) y General.

Properties





Sub-critical correlation

Correlación usada cuando el flujo en el choke es sub-critico

Mechanistic, API-14B, Ashford.

Critical correlation

Correlación usada cuando el flujo en el choke critica

Mechanistic, Gilbert, Ros, Achong,

Baxendale , Ashford, Poetbeck., Omana,

Pilehvari


Bean Size Diámetro del Choke inches, ft, miles, mm, cm, m, km, 1/64


Critical Pressure Ratio

Relación de presión, en la que el flujo a través del estrangulador

se vuelve crítico

Valor o

Calculate

Tolerance Tolerancia de presión, para la identificación del caudal crítico %, fract.

Advanced Choke Data

Estos valores los calcula la aplicación, sin embargo, se pueden usar otros valores.




Flow Coefficients (coeficientes de flujo)

Campo Descripción

Both phases Rangos válidos de 0 a 1,3, por lo general 0,6. Se utiliza para calcular la caída de presión

Liquid phase Coeficiente de la fase líquida de flujo. Normalmente se establece el valor de ambas fases. Para API14B

esta establecido en 0.9.

Gas phase Coeficiente de la fase de flujo de gas. Normalmente se establece el valor de ambas fases. Para API14B

esta establecido en 0,85.

Campo Descripción

Discharge Coeff. Coeficiente de descarga. Por defecto = 0,6. Se utiliza para calcular el coeficiente de caudal.

Cp/Cv

Relación de calor específico del fluido, normalmente se calcula, pero se puede

establecer. Rangos válidos son 0,7 a 2,0, por lo general 1.26 para un gas natural y gas

diatómico. Se utiliza para calcular la relación de presión crítica.

Y at critical point

Factor de expansión de gas en el flujo crítico. Se calcula normalmente, pero se puede establecer. Rangos válidos son de 0.5 a 1.0. Se utiliza para

modificar la ecuación de la caída de presión para permitir la compresibilidad del gas.

Identification of Critical and Supercritical flow

Definición de los parámetros que sirven identificar el flujo crítico y supercrítico

Campo Descripción

Flow rate Caudal de flujo crítico

Pressure ratio Relación de presión

Upstream velocity > sonic Velocidad aguas arriba > sonica




Downstream velocity <

sonic Velocidad aguas abajo < sónica

Adjust subcritical corr. to match flowrate predicted

by critical corr.

Ajustar la correlación sub-critica para que coincida con el caudal previsto por la

correlación crítica

Propiedades de la Línea de Flujo

Una vez completados los datos correspondientes al yacimiento y tuberías, se introduce los datos correspondientes a la línea de flujo, que conecta el cabezal del pozo con el múltiple de producción o separador. Para ello, doble click sobre el Flowline. En la ventana emergente Flowline se indica la longitud de la línea, así como su diámetro, espesor, rugosidad, entre otros. Esta ventana emergente tiene tres pestañas las cuales son: Properties, Heat Transfer y General.

Properties


Preferred Pipe description Descripción de la tubería Simple, View,

Detailed View


Rate of Ondulations

Este es un factor artificial que puede ser utilizado para introducir automáticamente algunas ondulaciones en la línea de flujo. El valor introducido es el cambio total en

la elevación por cada 1.000 unidades (pies, metros, etc.) Así, una tasa de

ondulaciones de 10 en una línea de flujo que es de 1.000 m de longitud tendría un máximo de 5 metros en 500 metros a lo

largo de la línea de flujo.




Horizontal Distance

La distancia horizontal cubierta por la línea de flujo completa, NO la longitud de la tubería

ft, miles, m, km

Elevation Difference

El cambio en la elevación entre el comienzo y el extremo de la

línea de flujo. Introduzca un valor negativo para una línea de flujo hacia abajo y positivo cuando

esta hacia arriba.

ft, miles, m, km

Inner Diameter Diámetro interno. inches, ft, miles, mm, cm, m, km, 1/64

Wall Thickness Espesor de pared inches, ft, miles, mm, cm, m, km, 1/64

Roughness Rugosidad inches, ft, miles, mm, cm, m, km, 1/64

Ambient Temperature

Temperatura del ambiente que rodea la tubería F, C, K, R

Schematic Grafico que muestra la distancia y elevaciones de la línea de flujo

Para efectos del curso, se trabajara con la opción Simple View.

Heat Transfer

Mode

Campo Descripción

Imput U value El coeficiente global de transferencia de calor

Calculate U value

El coeficiente de transferencia de calor se calcula con los datos de la tubería y de conductividad.




U Value (ONLY aplicable in simple description): valor de coeficiente de transferencia de calor

Campo Descripción

Insulated Aislado

Coated Revestido

Bare (in air) Descubierto (en aire)

Bare (in water) Descubierto (en agua)

User Specified Especificada por el usuario (unidades: Btu/hrft2/F, W/m2//K)

Inside Film Coefficient: coeficiente de película interior

Campo Descripción

Incluye in U value Incluido en el valor total de U

Calculate separately and add to U value Calculado por separado y añadido al valor de U.




El pozo se ve así finalmente:




Tema 5: Guardar Modelo

Procedimiento Ir al menú File

Save / Save As. Los modelos PIPESIM se almacenan en

archivos de datos binarios con las siguientes extensiones (el nombre del archivo de base puede ser cualquier nombre de archivo válido);

. bps - modelos de pozos

. bpn - modelo de red.

Ver anexos (Tipos de archivos)

En el menú File existen otras opciones para abrir y cerrar archivos, imprimir, salir de la aplicación, entre otros.

Archivo nuevo

Cerrar archivo

Abrir archivo existentes

Guardar

Guardar como

Guardar todo

Salir

Imprimir

Cuando se guarda los modelos, se muestra la siguiente ventana. Solo cambia el tipo de archivo a guardar de acuerdo al modelo (de pozo o de red).




Capítulo III: Modelo de Fluidos




Tema 1: Black Oil

Descripción Las propiedades de los fluidos se puede predecir por las correlaciones de petróleo negro (Black-Oil), que se han desarrollado correlacionando relaciones gas/petróleo de crudos vivos con diversas propiedades, tales como gravedad del crudo o del gas. La correlación seleccionada se utiliza para predecir la cantidad de gas disuelto en el petróleo a una presión y temperatura dada.

Las correlaciones black oil se han desarrollado específicamente en sistemas de petróleo, gas y agua; por lo tanto son útiles para predecir el comportamiento del fluido a través de la tubería. Cuando se utiliza junto con las opciones de calibración, las correlaciones de black oil pueden predecir datos precisos sobre el comportamiento de las fases con un mínimo de datos de entrada. Son convenientes en los estudios de levantamiento de gas artificial (gas lift) donde los efectos de la variable RGL (relación gas-liquido) y el corte de agua están bajo estudio. Sin embargo, si se desea una predicción más exacta del comportamiento de fases en los sistemas de hidrocarburos livianos, se recomienda utilizar el modelo composicional, el cual es mas preciso.

El black oil se utiliza en los siguientes tipos de fluidos: Agua, Gas Seco, Condensado y Petróleo Volátil

Carga de datos

Al activar la opción Black Oil as través de Setup

Black Oil se despliega la ventana DEFAULT

Black Oil Properties.

Para efectos del curso se utilizan los datos del ejercicio 1




Esta ventana presenta varias pestañas, las cuales son:

Black Oil Properties

En esta pestaña se agrega la información del fluido. Las propiedades básicas a condiciones de tanque son:

Campo Descripción

Fluid Name Nombre del Fluido

Optional Comment Comentario adicional

Import Importar modelo de fluido

Export Exportar modelo de fluido

Stock Tank Properties:

Campo Description Descripción Unidades

WCut Watercut Corte de agua %, fract.

GWR Gas Water Ratio Relación gas-agua scf/sbbl o sm3/sm3

WGR Water Gas Ratio Relación agua-gas sbbl/mmscf o sm3/mmsm3




GLR Gas Liquid

Ratio Relación gas-liquido scf/STB, sm3/sm3

GOR Gas Oil Ratio Relación gas-petróleo (RGP)

scf/sbbl o sm3/sm3

LGR Liquid Gas Ratio Relación liquido-gas

OGR Oil Gas Ratio Relación petróleo-gas

Gas S.G. Gas Specific Gravity

Gravedad especifica del gas adimensional

Water S.G.

Water specific gravity

Gravedad especifica del agua adimensional

API American Petroleum Institute

medida de densidad que describe cuán pesado o

liviano es el petróleo comparándolo con el

agua

API

DOD Dead oil density Densidad del fluido muerto lb/ft3

Calibration Data at Bubble Point (Optional but Recommended): datos de calibración al punto de burbujeo.


Pressure presión psia, psig, bara, barg, atma, atmg, kPa

a, kPa g, MPa a, MPa g, kg/cm2 a, kg/cm2 g, Pa a, Pa g, inH2O

Temperature temperatura F, C, K, R

Sat. Gas Saturación de gas scf/ STB, sm3/sm3

Solution Gas Correlation:

Campo Descripción

Rs and Pb Lasater, Standing, Vasquez and Beggs, Kartoatmodjo, Glasø, De Ghetto, Petrosky.




No se explicará con detalle las pestaña Viscosity Data, Advanced

Calibración Data (Multi Point Calibration), Contaminants y Termal Data

Viscosity Data

Datos de viscosidad del fluido muerto obtenidas del laboratorio así como las correlaciones que se ajustan estos datos. También presenta correlaciones que determinan el efecto del agua en la viscosidad (formación de emulsiones).

Advanced Calibración Data

En esta pestaña se introduce data proveniente de pruebas PVT. Esto permite calibrar el modelo de black oil y así predecir con mayor exactitud las propiedades del fluido. Si no se cuenta con esta información el simulador solo considerara los datos de gravedad el gas y crudo para calibrar la correlación, pero con menor precisión. Se tienen tres opciones:




No Calibration: calibra con un mínimo de datos, los cuales son introducidos en la pestaña de Black Oil Properties (Calibration Data al Bubble Point).

Single Point Calibration: se introducen datos en 3 puntos; por arriba, en el punto y por debajo del punto de burbujeo. (Bubble Point). Los datos son:




Correlation

Campo Description Unidades

Pressure Definir unidades de presión

psia, psig, bara, barg, atma, atmg, kPa a, kPa g, MPa a,

MPa g, kg/cm2 a, kg/cm2 g, Pa a, Pa g, inH2O

Temperature Definir unidades de temperatura F, C, K, R

Above Bubble Point: Por arriba del punto de burbujeo

Campo Description Descripción

OFVF Oil formation volume factor

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo ó FVF)

Density Density Densidad

Compress Gas Z (compressibility) Compresibilidad del gas

Pressure Presión

Temperature Temperatura




At Bubble Point: al punto de burbuja

Campo Descripción

Sat. Gas Saturación de gas

Campo Opciones

Correlaciones Lasater, Standing, Vasquez and Beggs, Kartoatmodjo, Glasø, De Ghetto, Petrosky.

At or Below the Bubble Point: Al o por debajo del punto de burbujeo

Campo Description Descripción

OFVF Oil formation volume factor

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo ó FVF)

Live oil viscosity

Viscosidad del crudo a condiciones de yacimiento

Gas viscosity Viscosidad del gas

Gas Z Compressibility Compresibilidad del gas

Correlaciones

Campo Opciones

OFVF Standing, Vasquez and Beggs, Kartoatmodjo.

Live oil viscosity

Chew and Connally, Kartoatmodjo, Khan, De Ghetto, Hossain, Petrosky, Elsharkawy, Beggs and Robinson.

Gas Z Standing, Hall and Yarborough, or Robinson et al.

Generate Table: generar tablas

Campo Descripción

Plot PVT Data (Laboratory conditions - GOR = GSAT)

Generar tabla de datos y gráficos PVT a condiciones de Laboratorio. Relación Gas-

Petróleo igual a la saturación de gas

Plot PVT Data (Reservoir conditions)

Generar tabla de datos y gráficos PVT a condiciones de yacimiento




Multi Point Calibration: Con esta opción se puede incluir data de múltiples puntos por arriba y por debajo del punto de burbujeo, así como en el punto de burbujeo.

Contaminants: Permite agregar los diferentes contaminantes del gas (CO2, H2S, N2, H2 y CO) para realizar un seguimiento a través del sistema. Se Introduce la fracción molar de cada contaminante (<1) de la fase gaseosa en condiciones de tanque.




Thermal Data: Permite al usuario introducir las siguientes propiedades térmicas: Capacidad calorífica, Conductividad para las 3 fases (gas, petróleo y agua).




Tema 2: Compositional

Descripción Permite modelar el fluido utilizando paquetes de diseño de PVT, a través de una interfaz composicional como una alternativa al modelo Black Oil

El modelado composicional del fluido es generalmente considerado el más preciso, pero también el más costoso en términos de tiempo y recursos informáticos. Se justifica por los problemas que afectan los fluidos volátiles que necesitan rigurosos cálculos de transferencia de calor. Sin embargo, a veces el modelo Black oil (no composicional) también puede dar resultados satisfactorios con los fluidos volátiles.

Carga de Datos Para ingresar a la opción Compositional ir a Setup Compositional

Se despliega la ventana Compositional Properties. Esta consta de varias pestañas.

Para efectos del curso ir al ejercicio 4.




Component Selection

Para agregar la información, se selecciona el nombre del componente de la lista del lado izquierdo (Component database), clic en Add. Al estar los componentes requeridos la tabla del lado derecho, indicar el número de moles que correspondan a cada componente.

Base de datos de

componentes

Nombre del Fluido

Comentarios adicionales

Normalizar, Agregar, Borrar,

Borrar todo, Buscar-ordenar

Componentes acuosos

Hidrocarburos (nombre y

moles)

Envolvente de fases, importar,

exportar

Moles totales

Para efectos del curso:




Options:

PIPESIM actualmente tiene acceso a los siguientes paquetes de composicional.

Package

SIS Flash (por defecto). Esta opcion no genera envolvente

Multiflash

SIEP SPPTS (usuarios de Shell)

El paquete SIS Flash es proporcionado por Schlumberger. Este es el mismo paquete PVT que se utiliza en otros productos tales como Schlumberger Eclipse composición, PVTI, VFPi, entre otros.

Options

Campo Package Opciones

SIS Flash 2 Parameter Peng-Robinson, 3 Parameter Peng-Robinson, 2 Parameter PR Standard,

3 Parameter PR Standard Equation of State

(Ecuaciones de estado) Multiflash

Standard Peng-Robinson, Standard SRK, SRK (Soave-Redlich-Kwong), Peng-

Robinson, BWRS (Benedict-Webb-Rubin-Starling)





Viscosity (Viscosidad)

SIS Flash Multiflash Pedersen, LBC (Lohrenz-Bray-Clark)

Campo Descripción Package Opciones

SIS Flash SIS Flash Default, User BIPs

Bip Set

Parámetros de interacción binaria (BIP). Son factores de

ajuste, que se utilizan para alterar las predicciones de un

modelo hasta que las predicciones coincidan en la

mayor medida posible con los datos experimentales.

Multiflash

OILGAS1, OILGAS2, OILGAS3,

OILGAS4, User BIPs


Emulsión (Emulsiones) Multiflash None, Set to oil viscosity, Volume ratio,

Woelflin

Petroleum Fractions:

En esta ventana se agregan las fracciones pesadas del hidrocarburo que no aparecen en la base de datos (C7+ en adelante). Por defecto, para caracterizar estos componentes se requiere del punto de ebullición (BP), gravedad específica (SG) y el peso molecular (MW). Existen campos con información adicional tales como de temperatura crítica (TC), la presión crítica (PC) y el factor acéntrico.




Para Multiflash o SPPTS Generalmente BP, MW, SG, y otros. Los datos mínimos requeridos son:

M.W. y S.G.

M.W. y B.P.

B.P. y S.G.

T.C., P.C. y Accentric Factor

Para SIS Flash Generalmente BP, MW, SG, y otros. Los datos mínimos requeridos son:

M.W. y S.G.

M.W. y B.P.

Propiedades adicionales Estas dependen del paquete para generar el composicional

Para Multiflash o SPPTS:

LV: Viscosidad del liquido. Valor de referencia utilizado para las operaciones de ajuste de viscosidad. Las unidades por defecto son Pa.s o N.s/m2.




Para SIS Flash:

VC: Critical Volume: Volumen Crítico

Volume Shift : cambio de volumen

Reference Density and Temperature: Referencia de densidad y temperatura

Watson K factor: factor Watson K

Omega A & B coefficients: coeficientes Omega A y B.

Se indica el nombre del componente, se agregar los datos requeridos según el paquete PVT. Para adicionar esta información composición total se debe seleccionar la data y luego click en el botón Add to composition.

Flash/Separation:

Permite determinar las condiciones de la muestra a una presión y temperatura determinada (PT) o en varias etapas de separación (Separation).

El botón Perform Flash ejecuta las operaciones para determinar las propiedades del fluido.




Create PVT File:

Genera una tabla de datos PVT de la cromatografía. Estos datos pueden ser exportados (botón Create PVT File).

Se debe tener cuidado al crear (y usar archivos PVT) para garantizar que los puntos seleccionados de P y T abarcan todo el rango de valores de funcionamiento y están correctamente espaciados dentro de los límites de la fase.

GLR:

Permite ajustar la composición a unas condiciones dadas de corte de agua (water cut) y GLR/GOR/LGR/OGR.




Las pestañas Quality Lines, Experimental Matching y Salinity Analysis no

serán explicadas en este manual.




Capítulo IV: Correlaciones de Flujo




Tema 1: Definir Correlación de Flujo

Procedimiento Las correlaciones de flujo multifásico en tuberías permiten estimar la presión requerida en el fondo del pozo para transportar un determinado caudal de producción hasta la estación de flujo en la superficie.

En PIPESIM, para definir las correlaciones de flujo vertical y horizontal ir a Setup

Flow Correlations.

Se despliega la ventana Global Data




Vertical y Horizontal Flow (Multiphase): correlaciones multifásicas para flujo vertical y horizontal


Source

Fuente de la correlación, ya sea para la correlación

vertical u horizontal.

Bja, Tulsa, Shell Flow Correlations, Shell SRTCA,

OLGA-S 2000 2-phase, OLGA-S 2000 3-phase, Shell SIEP,

Segregated Flow GRE

Correlation Correlación de flujo

(dependen de la Source)

Duns & Ros, Orkiszewski, Hagedorn & Brown, Beggs & Brill Revised, Beggs & Brill Original, Mukherjee & Brill, Govier, Aziz y Forgasi, NoSlip, OLGAS, Ansari,

BJA for Condensates, AGA & Flanigan, Oliemans, Gray, Gray

Modified, Xiao, entre otras.

Friction Factor Factor de fricción

Holdup Factor Factor de colgamiento o resbalamiento

Los factores de fricción y colgamiento son usados generalmente como factores de calibración cuando no se puede obtener un buen ajuste de datos de campo por otros métodos. Ya que cambiar dichos factores afectan los resultados, esto debe hacerse con cuidado

Vertical - Horizontal Flow Correlation Swap Angle

Las correlaciones de flujo multifásico para predecir la pérdida de presión colgamiento se dividen en dos categorías: vertical y horizontal. Cada categoría muestra las correlaciones que son apropiados para ese tipo de flujo.

Por defecto, la correlación vertical seleccionada se utiliza en la situación donde la línea / tubería esta entre los 45 grados del eje vertical. Fuera de este rango, es utilizada la correlación de flujo horizontal. Este ángulo se puede cambiar.




Pozo Línea de Flujo

Correlación Vertical

Correlación Vertical

Correlación VerticalCorrelación Vertical

Correlación Horizontal




Single Phase: correlaciones para una sola fase

Campo Opciones

Correlation Moody (para liquido o gas), AGA (para gas), Panhandle 'A' (para gas), Panhandle 'B' (para gas), Hazen-Williams (para agua liquida), Weymouth (para gas), Cullender and Smith

Ver anexos o la ayuda (Help

) de PIPESIM para información adicional acerca de las correlaciones de flujo.




Tema 2: Carga de Pruebas Dinámicas (Flowing)

Procedimiento Las pruebas dinámicas nos permiten evaluar la eficiencia del método de levantamiento, diagnosticar cambios inesperados de producción así como determinar la presión de fondo fluyente.

Estos datos también nos ayudan a determinar la correlación de flujo que mejor simula el comportamiento del pozo.

En PIPESIM ir a Data

Load/Add Measured Data

En la ventana emergente Survey Data cargar los datos de la prueba. Para ello click en el botón New. Si los datos están ya cargados, click en el botón Edit (después de seleccionar el pozo y fecha de la prueba a modificar).




Well Name: nombre del pozo

Survey Date: fecha de la prueba


Liquid Rate Tase de liquido STB/d, sm37d, sm3/s,

Water Cut Corte de agua %, fract.

GOR Relación gas-petróleo scf/sbbl o sm3/sm3

Production Pressure Presión de producción

psia, psig, bara, barg, atma, atmg, kPa a, kPa g, MPa a, MPa g,

kg/cm2 a, kg/cm2 g, Pa a, Pa g, inH2O

MD Profundidad medida ft, miles, m, km

Pressure Presión

psia, psig, bara, barg, atma, atmg, kPa a, kPa g, MPa a, MPa g,

kg/cm2 a, kg/cm2 g, Pa a, Pa g, inH2O

Temperature

Temperatura F, C, K, R




Los campos Liquid Rate, Water Cut, GOR y Production Test no son

obligatorios.

Luego de copiar los datos de la prueba en los respectivos campos, clic en el botón Save Change.




Tema 3: Cotejo de Correlaciones de Flujo

Definición Esta opción permite al usuario cotejar los datos de prueba contra los de las correlaciones de flujo de flujo multifásico para un sistema en particular, permitiendo así determinar la correlación más adecuada del sistema.

Procedimiento Ir a Operations

Flow Correlation Matching

Se despliega la ventana Flow Correlation Matching

Calculated Variable

En la ventana se selecciona la propiedad a calcular.




Variable a calcular Campo Unidades

Presión de entrada. Inlet Pressure

psia, psig, bara, barg, atma, atmg, kPa a, kPa g, MPa a, MPa g, kg/cm2

a, kg/cm2 g, Pa a, Pa g, inH2O

Presión de salida Outlet Pressure



Liquid Rate STB/d, sm37d, sm3/s,

Gas Rate mmscf/d, mscf/d, scf/d, mmsm3/d,

msm3/d, sm3/d, 1.E3sm3/d, 1.E4m3/d, sm3s

Caudal

Mass Rate lb/s, lb/h, kg/s, kg/h

Otras variables Other variable

Flow Correlation Type

Se selecciona el tipo de correlación para examinar - horizontal o vertical.




Measured Data

A través de esta opción, se visualizan los datos con los cuales se comparará las correlaciones de flujo

La ventana Measured Data es de solo lectura. Para seleccionar, agregar o editar un perfil cargado ir a Data

Load/Add Measured Field Data




Default Profile Plot

Se selecciona el tipo de grafico a generar:

Elevation vs Pressure: elevación versus presión.

Elevation vs Temperatura: elevación versus temperatura.

Pressure vs Total Distance: presión versus distancia total.

Temperature vs Total Distance: temperatura versus distancia total.

Para generar los gráficos click en el botón Run Model




Al generar el grafico se verifica cual correlación de flujo se ajusta mejor a los

datos medidos (ventana Ps Plot pestaña Graphs).

Finalmente click en el botón OK (ventana Flow Correlation Matching)




Tema 4: Motor de Cálculo (Engine Options)

Definición El Engine es un motor de calculo de PIPESIM permite la entrada de comandos. Este permite:

Acceder a algunas funciones avanzadas

Acceder a algunas funciones nuevas que todavía no tienen un mecanismo de entrada a través de la interfaz gráfica del usuario.

Procedimiento Para acceder al Engine ir a Setup

Engine Options

En la ventana emergente Global Data for Pipesim Model escribir los comandos requeridos para ejecutar la operación deseada.

multicase ?beta = (ANSARI,DR,HBR, ORK, BBO, BBR)

optimize ?opt01=(0.2,5) ?opt02=(0.2,5) ?opt03=(0.01, 100) pmatch=1 tmatch=1

vcorr type=?beta ffactor=?opt01 hfactor=?opt02

options ufactor=?opt03




multicase = correlaciones de flujo (se definen como beta y se colocan entre paréntesis las correlaciones a cotejar)

optimize = limites de los factores de fricción, colgamiento y coeficiente de trasferencia de calor. Se correlacionan con P y T (pmatch=1 tmatch=1).

opt01= ffactor entre 0.2 y 5

opt02 = hfactor entre 0.2 y 5

opt03 = ufactor entre 0.01 y 100

vcorr = parámetros a calcular de las correlaciones verticales (opt01, opt02) para cada una de las correlaciones (beta)

options = determinar opt03.

Click en Aceptar (ventana Global Data for Pipesim Model).

Ir a nuevamente a Flow Correlation Matching y correr la operación (botón Run Model)




Revisar en el grafico (ventana Ps Plot pestaña Graphs) cual correlación se acerca mejor a los datos del flowing.

Para ver mas detalladamente los perfiles generados, seleccionar el área del grafico a examinar con un click izquierdo sostenido del Mouse. Para volver al tamaño original Edit

Refresh.




En Edit Advanced Plot Setup se editan las propiedades del grafico (ventana emergente Editing).

A través del botón Output File se muestra los resultados de las operaciones ejecutadas y los valores calculados de los factores de fricción, colgamiento, y coeficiente de transferencia de calor.




El reporte de salida es el siguiente:

En la parte final del reporte aparecen las operaciones ejecutadas. La que esta de primera en la lista es la que mejor se ajusta numéricamente a los datos medidos.




Para visualizar los valores de los factores y coeficiente, con el numero del caso a revisar y se ubica dentro del reporte.

Se cambian la correlación de flujo y los valores de, FF, FH y U en las ventanas Global Data y Tubing (Pestaña Geothermal Survey).




Desactivar el Engine Option borrando los comandos en la ventana. Luego click

en Aceptar




Capítulo V: Operaciones Especiales




Tema 1: Perfil de Presión y Temperatura

Descripción En PIPESIM se pueden generar perfiles de presión y temperatura en función de la distancia a lo largo del sistema. Ambos perfiles son generados nodo a nodo. Usando estos perfiles, se puede calcular:

Presión de entrada, dada la presión de salida y el caudal

Presión de salida, dada la presión de entrada y caudal

Caudal, dada presión de entrada y de salida

Valor de otras variables, dada presión de entrada, de salida y caudal


Pressure/Temperature Profile.

Se despliega la ventana emergente Pressure/Temperatura Profiles

.




Calculated Variables

Variable a calcular Campo Unidades

Presión de entrada. Inlet Pressure



Presión de salida Outlet Pressure



Liquid Rate STB/d, sm37d, sm3/s,

Gas Rate mmscf/d, mscf/d, scf/d, mmsm3/d,

msm3/d, sm3/d, 1.E3sm3/d, 1.E4m3/d, sm3s

Caudal

Mass Rate lb/s, lb/h, kg/s, kg/h

Otras variables Other variable




Default Profile Plot

Se selecciona el tipo de grafico a generar:

Elevation vs Pressure: elevación versus presión.

Elevation vs Temperatura: elevación versus temperatura.

Pressure vs Total Distance: presión versus distancia total.

Temperature vs Total Distance: temperatura versus distancia total.

Sensitivite Data

Campo Descripción

Object Componentes del modelo físico

Variable Parámetros del componente

Values Valores con los cuales se ejecutará la sensibilidad

Range Definir rango de valores de la sensibilidad




Measured Data

A través de esta opción, se visualizan los datos con los cuales se comparará las correlaciones de flujo.

Luego de agregar los datos requeridos, click en el botón Run Model para ejecutar la operación.

Visualizar resultados

En la ventana Pressure/Temperatura Profiles se pueden visualizar otros archivos de salida resultados de la operación ejecutada.

Correr Modelo

Ver grafico generado

Reporte de las operaciones Resumen)

Reporte de salida




Summary File: resumen de las operaciones

Output File: reporte de salida.




En el grafico (ventana Ps Plot) se puede ver el perfil generado gráficamente (pestaña Graphs) y los valores nodo a nodo (pestaña Data).

Ventana Ps Plot (pestaña Graphs):

Ventana Ps Plot (pestaña Data):




Para editar las variables visualizadas en el grafico así como las unidades de salida ir a Series.




Tema 2: Análisis Nodal

Definición El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos. Consiste en dividir este sistema de producción en nodos de solución para calcular caídas de presión, así como gasto de los fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento.

Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el diámetro óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga por el cual debe fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de flujo (aporte de hidrocarburos) y presión para diferentes condiciones de operación.

El análisis nodal esta conformado por el comportamiento o aporte de fluidos desde el yacimiento (curva de oferta o inflow) y la curva de levantamientos de fluidos (llamada generalmente, curva de demanda, VLP u outflow). Las ecuaciones matemáticas para el cálculo del inflow se basan generalmente en modelos de índice de productividad, la ecuación de Darcy, Vogel, Jones y Forchheimer, mientras que la curva de levantamiento puede ser calculada con las correlaciones de Hagedorn & Brown, Beggs & Brill, Duns & Ros, entre otras. La intersección de estas dos en la gráfica de pwf (presión de fondo fluyente) vs. q (caudal) es la condición actual de operación del pozo en estudio. En este punto el diferencial de presión aguas arriba (entrada) y aguas abajo (salida) del nodo es cero.

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 del sistema, 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 de la línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal 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.




Procedimiento Se agrega el icono Nodal Analysis en el punto donde se va a ejecutar el análisis nodal.

Ir a Operations

Nodal Analysis. En la ventana emergente Nodal Analysis

Click en Limits para establecer los parámetros de límite del grafico.




Campo Opciones Descripción Unidades

Liquid Rate Tasa de Liquido STB/d, sm37d, sm3/s,

Gas Rate Tasa de Gas

mmscf/d, mscf/d, scf/d, mmsm3/d, msm3/d, sm3/d, 1.E3sm3/d, 1.E4m3/d, sm3s

Max Rate

Mass Rate Tasa másica lb/s, lb/h, kg/s, kg/h

Campo Descripción

Number of points on each inflow curves (10 100) Numero de nodos de la curva de oferta

Number of points on each outflow curves (20 100) Numero de nodos de la curva de demanda




Campo Descripción

Limit the inflow curves to lie within the flowrate range of

the outflow curves

Limitar la curva de oferta dentro de los limites del rango de caudal de la curva de

demanda

Allow the inflow curves to extend to the AOFP

Permitir a la curva de oferta llegar hasta la tasa máxima (AOFP)

Limit the outflow curves to lie the pressure range of the

inflow curves

Limitar a la curva de demanda dentro del rango de presión de la curva de oferta

Allow the outflow curves to extend to the supplied

maximum flowrate

Permitir a la curva de demanda llegar hasta el caudal máximo dado


Max pressure for outflow

curves

Máxima presión de la curva de

demanda



Para generar el análisis, click en el botón Run Model.




Para realizar sensibilidades de los diversos elementos que conforman el

sistema, ir al área Inflow Sensitivity (sensibilidades de la curva de oferta) y Outflow Sensitivity (sensibilidades de la curva de demanda).

Para visualizar el análisis nodal en forma de reporte ir a Reports

User Report (Nodal análisis).

En la ventana emergente User Report se activa la información a visualizar en el reporte.




Se despliega el reporte. Este tiene varias páginas. Cuando se hacen

sensibilidades este reporte contiene menos información.




Tema 3: Curva de Rendimiento

Descripción Esta opción permite al usuario analizar los efectos del levantamiento artificial por gas en el pozo. las curvas rendimiento de la tasa de inyección de gas / velocidad de la bomba versus caudal bruto se pueden crear a partir de los datos del modelo. Las curvas de rendimiento también se pueden generar con diversas sensibilidades sobre diversos parámetros, como la presión en el cabezal del pozo, corte de agua, diámetro interno de tubería y de la línea de flujo.


Artificial Lift Performance.

En la ventana emergente Artificial Lift Performance se define la presión de salida. En el botón Run Model se corre la operación.


Oulet Pressure

Presión de salida

psia, psig, bara, barg, atma, atmg, kPa a, kPa g, MPa a, MPa g, kg/cm2 a, kg/cm2 g, Pa a, Pa

g, inH2O

Sensibility Data: Para hacer sensibilidades

Campo Descripción

Object Componentes del modelo físico

Variable Parámetros del componente

Values Valores con los cuales se ejecutará la sensibilidad

Range Definir rango de valores de la sensibilidad




Artificial Lift: Rango de los valores de caudal de inyección o velocidad de la bomba.

Campo Descripción

Gas Injection Rate Tasa de Inyección de gas

ESP Speed Velocidad de la bomba electrosumergible




Las curvas generadas al hacer sensibilidades son:




Tema 4: Determinar IP con Vogel como Modelo de Afluencia

Procedimiento Para determinar el valor del Índice de Productividad (IP) de requiere ejecutar un análisis de presión / temperatura.

Al efectuar esta operación, se genera un archivo .plt. Este tipo de archivos

se abre con la opción System Plot (icono en la barra de herramientas ).

Se despliega la ventana Ps Plot con el grafico System Outlet Pressure vs Stock-tank Liquid Flowrate at Outlet.

Ir a Series y seleccionar en el eje X (Select X Axis) el parámetro Average Liquid PI (a este parámetro lo antecede el nombre del icono que representa el yacimiento, por ejemplo Completion VertWell_1 )

Para efectos de curso ir al ejercicio 2




En la pestaña Data de la ventana Ps Plot se puede ver el valor del Índice de Productividad.




Anexos




Tipos de Archivos

Archivos de Entrada

xxx.bps Modelo de pozo o línea

xxx.bpn Modelo de Red

xxx.pvt Propiedades de fluido

Archivos de Salida

xxx.out Archivo de Salida

xxx.sum Archivo de Resumen

xxx.plt Grafico de trabajo (1 para cada trabajo)

xxx.plc Grafico de Caso (1 para cada nodo)




Shape Factors




Valores Típicos de Rugosidad

Rugosidad -Factores dependientes:

(a) Tipo de material

(b) Fluidos

Corrosivos

Hidratos

Depositos de parafinas o asfaltenos

Solidos presentes

Velocidades erosivas

(c) Cubrimientos

(d) Años en servicio

Tipo de tuberías Rugosidad

Plásticos, vidrios, entre otros 0.0

Tuberías o líneas nuevas 0.0006

Acero comercial 0.0018

Tuberías sucias (> 10 años) 0.009

Tuberías flexibles Diam/250

PIPESIM (por defecto) 0.001

Pozo Nuevo 0.001

Pozo Viejo 0.003




Correlaciones de Flujo




Teclas de Accesos Rápidos

Crear modelo de pozo CTRL+W

Crear modelo de tubería CTRL+B

Crear modelo de red CTRL+N

Abrir modelo CTRL+O

Guardar modelo CTRL+S

Cerrar PIPESIM ALT+F4

Correr Modelo CTRL+G

Restaurar modelo (solo para modelos de red)) CTRL+R

Nueva ventana de modelo CTRL+W

Cerrar ventana activa CTRL+F4

Ir a la próxima ventana CTRL+F6 o CTRL+TAB

Ir a la ventana previa CTRL+SHIFT+F6 o CTRL+SHIFT+ TAB

Imprimir CTRL+P

Acceso a la ayuda F1

Acceso a menús desplegables ALT o F10

Cortar CTRL+X

Copiar CTRL+C

Pegar CTRL+V

Borrar Del

Seleccionar todo CTRL+A

Buscar CTRL+F

Tecla fijar SHIFT

Acercar SHIFT+Z

Alejar SHIFT+X

Vista completa SHIFT+F

Restaurar vista SHIFT+R

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manual pipesim básico v-2008

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