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FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN Título

ANALISIS NODAL

Autor/es

Nombres y Apellidos Cristhian Chacón Avalos Eduardo Soriano Erick Terrazas

Código de estudiantes 201307083

Fecha

Carrera Asignatura Grupo Docente Periodo Académico Subsede

Ing. En Gas y Petróleo Simulación y Modelos A Ing. Roger Alexandro Huanca Chambi I/2018 Santa cruz

Copyright © (2018) por (Cristhian Chacón Avalos). Todos los derechos reservados.

Título: ANALISIS NODAL Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. RESUMEN:

Este tutorial bien modelado integrado combina los datos existentes con los supuestos de ingeniería consistentes para desarrollar un modelo del pozo sólida utilizando prosperar. El modelo de agujero del pozo desarrollado entonces se utiliza para simular el rendimiento de la bien bajo condiciones de funcionamiento posibles futuras con diferente GOR, corte de agua y la presión del yacimiento. Para esto, ensayos de sensibilidad se realizan con diferente GOR, corte de agua y la presión del yacimiento. El enfoque se puede extender fácilmente a cualquier otra variable sensibilidad posible: tamaño de la tubería, la piel, la permeabilidad, el grosor y así sucesivamente.

Palabras clave: Diésel, Demanda, Importación, subvención

ABSTRACT:

This well-modeled integrated tutorial combines existing data with consistent engineering assumptions to develop a solid well model using thriving. The well hole model developed is then used to simulate well performance under possible future operating conditions with different GOR, water cut and reservoir pressure. For this, sensitivity tests are performed with different GOR, water cut and reservoir pressure. The approach can be easily extended to any other possible sensitivity variable: pipe size, skin, permeability, thickness and so on.

Key words: Diesel, Demand, Import, grant 2 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODAL Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. CAPÍTULO I

El Sistema de Producción El Sistema de producción y sus componentes El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las facilidades de superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones o cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos. Proceso de producción El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. En la figura se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial. Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep. PRESIÓN DE SALIDA:

PROCESO DE PRODUCCION P O Z O

TRANSPORTE DE LOS FLUIDOS DESDE EL RADIO EXTERNO DE DRENAJE EN EL YACIMIENTO HASTA EL SEPARADOR

COMPLETACIÓN

YACIMIENTO

3 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODAL Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Recorrido de los fluidos en el sistema Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras mas grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo mejorando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo. Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobrecompactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. AL atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf. Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh. Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo.

La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado en el componente. La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida y la presión final, Pws – Psep: Pws – Psep = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl Donde: ∆Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR). = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & ∆Pc = Pwfs- Pwf Glaze). = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical). ∆Pp = Pwf-Pwh ∆Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)

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Título: ANALISIS NODAL Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

1.3 Capacidad de producción del sistema. La capacidad de producción del sistema está representada a través de la tasa de producción del pozo, y esta es consecuencia de un perfecto balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación.

Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo. Tradicionalmente el balance de energía se realizaba en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso: cabezal del pozo, separador, etc. Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y a la presión requerida en la salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep. Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - ∆Py – ∆Pc Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + ∆PI + ∆Pp

En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo: Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – ∆py – ∆pc Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + ∆Pl La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía o de fluidos del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía o de fluidos de la instalación (Outflow Curve). Balance de energía y capacidad de producción El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica y gráficamente, y el caudal al cual se obtiene dicho balance representa la capacidad de producción del sistema. Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen, el ensayo y error es necesarios ya que no se puede resolver analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el calculo de las ∆P’s en función del caudal de producción. Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas en un 5 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODAL Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan.. Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello permitirá computar ∆P y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (∆Pc) y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujo multifasico en tuberías que permitan predecir aceptablemente ∆PI y ∆Pp. Las ecuaciones que rigen el comportamiento de afluencia a través del yacimiento – completación y el flujo multifasico en tuberías serán tratados en las próximas secciones.

Optimización del sistema Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es optimizar el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en la oferta como en la demanda, para ello es necesario la realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema. La técnica puede usarse para optimizar la completación de pozo que aun no ha sido perforados, o en pozos que actualmente producen quizás en forma ineficiente. Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que a pesar de que la misma no modifica, obviamente, la capacidad de producción 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. Métodos de produccion: Flujo natural y Levantamiento artificial Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y conjunto de tuberías: línea y eductor), se dice entonces que el pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL. Cuando la demanda de energía de la instalación, en el nodo, es siempre mayor que la oferta del yacimiento para cualquier tasa de flujo, entonces se requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la demanda; la utilización de esta fuente externa de energía con fines de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina método de LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Entre los métodos de levantamiento Artificial de mayor aplicación en la Industria Petrolera se encuentran: el levantamiento Artificial por Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo ElectroCentrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo 6 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODAL Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Hidráulico (B.H.R y B.H.J). El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción: arenamiento, conificacion de agua, etc. En los siguientes capítulos se presentara una descripción de las ecuaciones utilizadas para estimar el comportamiento de afluencia del yacimiento y completación y las utilizadas para predecir comportamiento del flujo multifásico en tuberías respectivamente. CAPÍTULO II Comportamiento de afluencia de formaciones productoras

Flujo de fluidos en el yacimiento. Estados de flujo. La simulación del flujo de fluidos en el yacimiento debe considerar la composición de los fluidos presentes, y las condiciones de presión y temperatura para establecer si existe flujo simultáneo de petróleo, agua y gas, las heterogeneidades del yacimiento, etc. Para describir el flujo de fluidos en el yacimiento a través del tiempo, se debe utilizar el modelaje matemático de yacimientos y las soluciones numéricas de la ecuación de difusividad obtenidas con los simuladores comerciales (Familia Eclipse, por ejemplo). La simulación numérica de yacimientos es materia que no será tratada en este curso. La capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo se cuantificará en este curso a través de modelos matemáticos simplificados como por ejemplo: la ecuación de Vogel, Fetckovich, Jones Blount & Glace, etc. Flujo de yacimiento: El movimiento del petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece un gradiente de presión en el área de drenaje y el caudal o tasa de flujo dependerá no solo de dicho gradiente, sino también de la capacidad de flujo de la formación productora, representada por el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena neta petrolífera (Ko.h) y de la resistencia a fluir del fluido representada a través de su viscosidad (µo). Dado que la distribución de presión cambia a través del tiempo es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de drenaje al abrir a producción un pozo, y en cada uno de ellos describir la ecuación que regirá la relación entre la presión fluyente Pwfs y la tasa de producción qo que será capaz de aportar el yacimiento hacia el pozo. Área de drenaje: El movimiento del petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece un gradiente de presión en el área de drenaje y el caudal o tasa de flujo dependerá no solo de dicho gradiente, sino también de la capacidad de flujo de la formación productora, representada por el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena neta petrolífera (Ko.h) y de la resistencia a fluir del fluido representada a través de su viscosidad (µo). Dado que la distribución de presión cambia a través del tiempo es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de drenaje al abrir a producción un pozo, y en cada uno de ellos describir la ecuación que regirá la relación entre la presión fluyente Pwfs y la tasa de producción qo que será capaz de aportar el yacimiento hacia el pozo.

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Título: ANALISIS NODAL Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Estados de flujo: Existen tres estados de flujo dependiendo de cómo es la variación de la presión con tiempo: 1. Flujo No Continuo: dP/dt ≠ 0 2. Flujo Continuo: dP/dt = 0 3. Flujo Semicontinuo: dP/dt = constante

1)Flujo No-Continuo Transitorio (Unsteadyencontraba State Flow): Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de odrenaje cambia con tiempo, (dP/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta cuando se abre a producción un pozo que se encontraba cerrado ó viceversa. La medición de la presión fluyente en el fondo del pozo (Pwf) durante este período es de particular importancia para las pruebas de declinación y de restauración de presión, cuya interpretación a través de soluciones de la ecuación de difusividad, permite conocer parámetros básicos del medio poroso, como, por ejemplo: la capacidad efectiva de flujo (Ko.h), el factor de daño a la formación (S), etc. La duración de este período normalmente puede ser de horas ó días, dependiendo fundamentalmente de la permeabilidad de la formación productora. Dado que el diferencial de presión no se estabiliza no se considerarán ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo. Transición entre estados de flujo: Después del flujo transitorio este período ocurre una transición hasta alcanzarse una estabilización ó pseudo-estabilización de la distribución de presión dependiendo de las condiciones existentes en el borde exterior del área de drenaje. 2) Flujo Continuo o Estacionario (Steady State Flow): Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje no cambia con tiempo, (dP/dt = 0). Se presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande, ó asociado a un gran acuífero, de tal forma que en el borde exterior de dicha área existe flujo para mantener constante la presión (Pws). En este período de flujo el diferencial de presión a través del área de drenaje es constante y está representado por la diferencia entre la presión en el radio externo de drenaje, Pws a una distancia re del centro del pozo, y la presión fluyente en la cara de la arena, Pwfs a una distancia rw ó radio del pozo; ambas presiones deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones ó cañoneo. Para cada valor de este diferencial (Pws- Pwfs), tradicionalmente conocido como “Drawdown”, se establecerá un caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo. Ecuaciones de flujo para estado continuo: A continuación, se presenta la ecuación de Darcy para flujo radial que permite estimar la tasa de producción de petróleo que será capaz de aportar un área de drenaje de forma circular hacia el pozo productor bajo condiciones de flujo continuo.

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Título: ANALISIS NODAL Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Ecuación 1.1 Pws

0,00708 K .h qo =

[Ln(re

/ rw) + S + a' qo]

∫ µKro o.Bo dp Pwfs

qo, RGP

rw, Pwfs

re, Pws

Donde: qo = Tasa de petróleo, bn/d K = Permeabilidad absoluta promedio horizontal del área de drenaje, md h = Espesor de la arena neta petrolífera, pies Pws = Presión del yacimiento a nivel de las perforaciones, a r=re, lpcm Pwfs = Presión de fondo fluyente al nivel de las perforaciones, a r=rw lpcm re = Radio de drenaje, pies rw = Radio del pozo, pies S = Factor de daño físico, S>0 pozo con daño, S<0 pozo estimulado, adim. a’qo = Factor de turbulencia de flujo (insignificante para alta Ko y bajas qo) este término se incluye para considerar flujo no-darcy alrededor del pozo. µ o = Viscosidad de petróleo a la presión promedio [ (Pws + Pwfs)/2)], cps Bo = Factor volumétrico de la formación a la presión promedio, by/bn. Kro = Permeabilidad relativa al petróleo (Kro=Ko/K), adim. Ko = Permeabilidad efectiva al petróleo (Ko=Kro.K), md.

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Título: ANALISIS NODAL Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) Simplificaciones de la ecuación de Darcy: La integral de la ecuación 1.1 puede simplificarse para yacimientos sub-saturados con presiones fluyentes en el fondo del pozo, Pwfs, mayores que la presión de burbuja, Pb. Primeramente para presiones mayores a la presión de burbuja el producto µo.Bo es aproximadamente constante y por lo tanto puede salir de la integral. En segundo lugar, dado que no existe gas libre en el área de drenaje, toda la capacidad de flujo del medio poroso estará disponible para el flujo de petróleo en presencia del agua irreductible Swi, es decir, el valor de Kro debe ser tomado de la curva de permeabilidades relativas agua-petróleo a la Swi, este valor es constante y también puede salir de la integral. Normalmente el término de turbulencia a’qo solo se considera en pozos de gas donde las velocidades de flujo en las cercanías de pozo son mucho mayores que las obtenidas en pozos de petróleo. Bajo estas consideraciones la ecuación 1.1, después de resolver la integral y evaluar el resultado entre los límites de integración, quedará simplificada de la siguiente manera:

Ecuación 1.2 qo = 0,00708 [Ko. h (Pws− Pwfs]) µ o.Bo Ln(re / rw) + S

La misma ecuación puede obtenerse con la solución P(r,t) de la ecuación de difusividad bajo ciertas condiciones iniciales y de contorno, y evaluándola para r=rw. En términos de la presión promedia en el área de drenaje Pws, la ecuación quedaría después de utilizar el teorema del valor medio: 0,00708 Ko. h ( Pws − Pwfs)

Ecuación 1.3 qo = µ o.Bo [Ln(re / rw) − 0,5 + S ]

Propiedades del petróleo: Las propiedades del petróleo µo y Bo se deben calcular con base al análisis PVT, en caso de no estar disponible, se deben utilizar correlaciones empíricas apropiadas. En el CD anexo se presentan, en una hoja de Excel, algunas de las correlaciones más importantes que se utilizaran en este curso para el cálculo de la solubilidad del gas en el petróleo (Rs), factor volumétrico del petróleo (Bo), la viscosidad (µo) y densidad del petróleo (ρo) para presiones tanto por encima como por debajo de la presión de burbuja. La Tabla 2.1 muestra las correlaciones mencionadas.

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Título: ANALISIS NODAL Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Propiedades del petróleo

Bo, Rs, oo yyo , para petróleo saturado (P< ó = Pb).    P (lpl pccaa))   AP I  0 .00 09 1 T (º F )   1 .4  x 1 0 00.0.0121255 AP I  0 .00 09 1 T (º F)  1 .4 x  18 .2 .2    1 0   

R g Rss   g   

  Bo  0 .9759  0 . 00012  Rs Rs  

Rs

Rs

1 . 20 4 8

1 . 20 4 8    

 g g 1 1. 25 . 25T T(º (ºF F) ) oo

Standing

     

11 .2 .2

Standing

Pb

( 3.0324 .020233 API API) )  3.0324 00 .0202

 .. 

  oo a . a.odb od b

Con:

TT

 1 .163 .163

 1.  1.

 sin gas en solución odod :: sin  o : con gas en solución o: con gas en solución

a = 10.715 (Rs+100) - 0.515 - 0.338 bb == 5.44 5.44 (Rs+150) (Rs+150) - 0.338

Beggs & Robinson

Pb

Bo, oo yyo , para petróleo subsaturado (P>Pb).

Bo  Bob Bob. . e e   obob. e. e

 Co .( P  Pb )

 Co .( P  Pb ) Co .( P  Pb ) Co .( P  Pb )

Co= Compresibilidad del del petróleo petróleo (aprox. 15 x 10 10-6-6 lpc -1-1 ))

  o 

Bob == o yyBo @ P=Pb obob yy Bob o Bo @ P=Pb

00

Propiedades del petróleo

 od  10 10 od  10 

B o Bo Bo Tabla 1.1

0 .0764  g/.R5 .615 s / 5 .615 6262.4.4 o o 0.0764  g .Rs oo Bo Bo

1.59 1.8148 1.8148 (P-Pb)(0.038 (0.038obob1.59 1.0008 obob++0.001127 0.001127(P-Pb) - -0.006517 0.006517obob ) ) oo == 1.0008 Pb Pb

obob== oo@@P=Pb P=Pb Kartoatmodjoo yy Schmidt Schmidt Ing. Ricardo Maggiolo

Factor Z, Bg y ggpara paraelelgas. gas.

1 .7 85  g  lp c a).1 0.1 .7 85  g  .  1 .   33 44 44 44 00 0.0. PP (( lp c a).1 0.   Z  1 .      3 .825 Z  1 .     T (º R ) 3 .825     

Bg (bls/pcn) = 0.00503*Z.T(ºR) / P(lpca)

Victor Victor Popán Popán (Z) (Z)

g(lbs/pc) = 2.7 g . P(lpca)/Z.T(ºR)

  o o

Pb

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Título: ANALISIS NODAL Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) Flujo Semi- continuo (Pseudo-steady State Flow): Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo pero a una tasa constante, (dP/dt = cte). Se presenta cuando se seudo-estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento finito de tal forma que en el borde exterior de dicha área no existe flujo, bien sea porque los límites del yacimiento constituyen los bordes del área de drenaje o por que existen varios pozos drenando áreas adyacentes entre sí. Las ecuaciones homólogas a las anteriores pero bajo condiciones de flujo semicontinuo son las siguientes: 0,00708 Ko. h Pws Pwfs Ecuación 1.4 qo   o.Bo Ln(re / rw)  0,5  S  En términos de la presión promedia en el área de drenaje Pws, la ecuación quedaría: Ecuación 1.5 qo 





0,00708 Ko. h Pws Pwfs

 o.Bo Ln(re / rw)  0,75  S 

Este es el estado de flujo mas utilizado para estimar la tasa de producción de un pozo que produce en condiciones estables.

Modificación de las ecuaciones para los casos donde la forma del área de drenaje no sea circular: Los pozos difícilmente drenan áreas de formas geométricas definidas, pero con ayuda del espaciamiento de pozos sobre el tope estructural, la posición de los planos de fallas, la proporción de las tasas de producción de pozos vecinos, etc. se puede asignar formas de áreas de drenaje de los pozos y hasta, en algunos casos, la posición relativa del pozo en dicha área. Para considerar la forma del área de drenaje se sustituye en la ecuación el término “Ln (re/rw)" por “Ln (X)” donde X se lee de la tabla 2.2 publicada por Mathews & Russel, el valor de “X” incluye el factor de forma desarrollado por Dietz en 1965.

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Título: ANALISIS NODAL Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Factores “X” de Mathews & Russel

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Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) A continuación se definen algunas relaciones importantes muy utilizadas en Ingeniería de Producción, para representar la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento: En las relaciones anteriores la tasa es de petróleo, qo, ya que se había asumido flujo solo de petróleo, pero en general, la tasa que se debe utilizar es la de líquido, ql, conocida también como tasa bruta ya que incluye el agua producida. Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/lpc: Baja productividad: J < 0,5 Productividad media: 0,5 < J < 1,0 Alta Productividad : 1,0 < J < 2,0 Excelente productividad: 2,0 < J

Eficiencia de flujo (EF): Cuando no existe daño (S=0) el índice J reflejará la verdadera productividad del pozo y recibe el nombre de Jideal y en lo sucesivo se denotara J’ para diferenciarlo del índice real J. Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal, matemáticamente:

EF= J/ J’ Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) IPR (Inflow Performance Relationships): La curva IPR es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. Es decir para cada Pwfs existe una tasa de producción de líquido ql, que se puede obtener de la definición del índice de productividad: ql= J.(Pws- Pwfs) o también Pwfs = Pws - ql/ J Obsérvese que la representación gráfica de Pwfs en función de ql es una línea recta en papel cartesiano. La IPR representa una foto instantánea de la capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo en un momento dado de su vida productiva y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo por reducción de la permeabilidad en la cercanías del pozo y por el aumento de la viscosidad del crudo en la medida en que se vaporizan sus fracciones livianas.

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Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Flujo de fluidos en el yacimiento (continuación) Flujo de petróleo y gas en yacimientos saturados: En yacimientos petrolíferos donde la presión estática, Pws, es menor que la presión de burbuja, Pb existe flujo de dos fases: una liquida (petróleo) y otra gaseosa (gas libre que se vaporizo del petróleo). El flujo de gas invade parte de los canales de flujo del petróleo disminuyendo la permeabilidad efectiva Ko, a continuación, se describen las ecuaciones utilizadas para obtener la IPR en caso de tener flujo bifásico en el yacimiento. La ecuación general de Darcy establece que:

Asumiendo que se conoce Pws, S=0, el limite exterior es cerrado y Pws
Es una función de presión y adicionalmente Kro es una función de la saturación de gas. Un gráfico típico de dicho cociente v.s presión se observa en la figura que se muestra a continuación. Ilustración

Flujo de fluidos en el yacimiento(continuación): Dado un yacimiento con K, h, re, rw, curvas de permeabilidades relativas y análisis PVT conocidos, se podrían calcular para cada valor Pwfs el área bajo la curva de Kro/ o.Bo desde Pwfs hasta Pws y estimar la tasa de producción qo con la ecuación anterior. De esta forma en un momento de la vida productiva del yacimiento se puede calcular la IPR para yacimientos saturados. Inclusive a través del tiempo se podría estimar como varía la forma de la curva IPR a consecuencia de la disminución de la permeabilidad efectiva al petróleo por el aumento progresivo de la saturación gas, en el área de drenaje, en la medida que se agota la energía del yacimiento. Para obtener la relación entre la presión del yacimiento y el cambio de saturación de los fluidos es necesario utilizar las ecuaciones de balance de materiales. Este trabajo de estimar curvas IPR a distintos estados de agotamiento del yacimiento fue realizado por Vogel en 1967 basándose en las ecuaciones presentadas por Weller para yacimientos que producen por gas en solución, lo más importante de su trabajo fue que obtuvo una curva adimensional válida para cualquier 15 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. estado de agotamiento después que el yacimiento se encontraba saturado sin usar información de la saturación de gas y Krg. La siguiente ilustración indica esquemáticamente el trabajo de Vogel

q qmax

2

 Pwfs   Pwfs   1.  0.2   0.8   Pws Pws   

Pws1

1.

(q , Pwf) Pwf Pws

qmax1

q/qmax

1.

Ecuación y Curva de Vogel para yacimientos saturados: Como resultado de su trabajo Vogel publicó la siguiente ecuación para considerar flujo bifásico en el yacimiento La representación gráfica de la ecuación anterior es la curva IPR adimensional presentada por Vogel, y que se muestra a continuación:

16 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Validez de la ecuación de Vogel: La solución encontrada ha sido ampliamente usada en la predicción de curvas IPR cuando existen dos fases (líquido y gas) y trabaja razonablemente según Vogel para pozos con porcentajes de agua hasta 30%. INGENIERIA Sobre datos PVT Cuando se construye un modelo bien PROSPER, existen en dos situaciones generales posibles a considerar con respecto a los datos PVT. No puede haber una situación en la que se dispone de suficientes datos PVT. La segunda situación que contrasta surgen cuando hay muy pocos datos disponibles PVT. Si se dispone de datos completos de PVT aceite negro, entonces se recomienda para que coincida con los datos PVT a las correlaciones de crudo negro. Las ventajas de hacer coincidir los datos de petróleo negros a las correlaciones son: - El proceso de emparejamiento PVT ofrece la oportunidad de comprobar la calidad de los datos PVT mismos mediante el análisis de la magnitud de la corrección requerida para reproducir los diferentes datos PVT: GOR, Petróleo FVF, presión del punto de burbuja y la viscosidad del aceite. - Al final del proceso de PVT a juego, se selecciona la correlación aceite negro más adecuado para el crudo en particular y se utiliza para otros cálculos. - A diferencia de PVT tablas de consulta, cuidadosamente emparejados correlaciones de crudo negros generalmente se pueden utilizar para las condiciones de funcionamiento sobrepasen los valores utilizados para el juego PVT. En el caso no hay datos PVT extensas o no hay datos PVT confiables están disponibles, la correlación de aceite negro en general, se puede utilizar directamente sin ningún juego para empezar. La selección de la correlación de aceite negro apropiado es una cuestión de criterio de ingeniería que es a discreción del ingeniero de proyectos. Para obtener detalles sobre el rango de validez publicada de cada correlación aceite negro en PROSPER, las referencias pertinentes que se enumeran en el apéndice B de este manual pueden ser consultados. Se recomienda encarecidamente para que coincida con las correlaciones de crudo negras contra las mediciones de laboratorio tan pronto como un informe de PVT esté disponible. Acerca de los datos del depósito El propósito de cada estudio específico determina el tipo de modelo de yacimiento a ser seleccionado y en consecuencia los parámetros requeridos. En ausencia de propiedades del yacimiento típicos como permeabilidad, el pago neto, la piel y así sucesivamente, el índice simple Productividad (entrada PI) o su equivalente para gas (C & n) pueden ser utilizados. Si amplios parámetros del yacimiento y de la piel están disponibles, entonces un modelo de flujo de entrada alternativa que se ajuste mejor el propósito del estudio es para ser considerado. 17 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Acerca de los datos de los equipos, así Los datos de los equipos así como encuesta desviación, equipos de superficie, equipo de agujero hacia abajo y gradiente geotérmico están generalmente disponibles de bien taladro registros esquemáticos y de temperatura. El coeficiente global de transferencia de calor en los alrededores del agujero del pozo puede ser o bien calcula con el modelo de balance de entalpía o se deriva de los datos de prueba así. Cuando se utiliza el método de aproximación en bruto, la siguiente transferencia de calor global coeficientes de valores pueden ser considerados como valores de partida: Para aceite y agua de los pozos: 8 Btu / h / pie2 / F. Para los pozos de condensado retrógradas: 5 Btu / h / pie2 / F. Para los pozos de gas: 3 Btu / h / pie2 / F. Se recomienda ajustar el coeficiente global de transferencia de calor con los datos de prueba, así como pronto como prueba de pozo están disponibles. Se recomienda mantener las capacidades caloríficas por defecto media que se muestran en el programa bajo | sistema | Equipo | Capacidades caloríficas medias inalterada. Acerca de los datos de prueba, así Así los datos de prueba se utilizan generalmente para: - back-calcular el coeficiente de transferencia de calor global en los alrededores del bien cuando se selecciona el método de la temperatura aproximación. - seleccionar la correlación de múltiples fases más adecuada para el modelo de pozo en particular - ajustar los parámetros de rendimiento flujo de entrada como la presión del yacimiento, la piel, la permeabilidad y así sucesivamente. Tenga en cuenta que es perfectamente posible desarrollar un modelo de prosperar en ausencia de datos de prueba así. En este caso, los supuestos razonables deben ser tomadas en base a las condiciones específicas de funcionamiento del bien y en base a experiencias relevantes existentes. En general, el uso de la correlación de fases múltiples de Petróleo Expertos 2 puede ser considerada cuando no se dispone de datos de prueba bien por la sencilla razón de que la correlación de fases múltiples de Petróleo Expertos 2 ha dado hasta ahora consistentemente resultados razonables en muy diversas condiciones de funcionamiento. Sin embargo, dado que no existe una correlación de fases múltiples universal, se recomienda verificar la idoneidad de la correlación de fases múltiples seleccionado (Expertos de Petróleo 2) tan pronto como bien prueban que se disponga de datos. PROSPER ofrece un procedimiento de casación VLP coherente y consistente que ayuda al usuario seleccionar la correlación más adecuada para cualquier bien particular. Este procedimiento VLP juego consistente se describirá y se aplica más adelante en este tutorial en la sub-sección "Análisis de prueba Bueno: Paso a paso el procedimiento".

18 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. 3.1.1.4.1 PVT datos del laboratorio Las siguientes propiedades de los fluidos están disponibles en el laboratorio. Los datos de superficie Solución GOR:

700 SCF / STB

Aceite de gravedad:

35 API

Gas Gravedad específica:

0,75 (Aire = 1)

La salinidad del agua:

120 000 ppm

Las impurezas (C02, N2, H2S):

Ninguna

datos orificio de Down temperatura del yacimiento:

260 DEGF

Presión Punto de burbuja en el depósito de temperatura:

3400 psig

Propiedades del aceite negro en formato tabular a una temperatura de referencia de 260 DEGF La presión en psig

RGE en SCF / STB

2000

367

FVF petróleo en rb / La viscosidad del aceite en STB centipoises 1,232 0,434

2500

477

1,289

0,383

3000

597

1,352

0,337

3400

700

1,408

0,306

3500

700

1,405

0,308

4000

700

1,395

0,320

4500

700

1,386

0,331

Tenga en cuenta que las propiedades del fluido pueden originarse a partir de una simulación termodinámica (Expansión masa constante con corrección separador) utilizando un paquete de calibración fluido composicional como PVTP.

19 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. 3.1.1.4.2 Así Datos Equipo (Tubing etc) Desviación encuesta

Espesor medido en Profundidad pies vertical verdadera en pies 0 0

Comentario

1500

1500

fondo del mar

2516

2500

4112

4000

5845

5500

7800

7000

10135

8500

11135

9000

Este es el origen de la encuesta desviación.

La parte superior de la perforación

La encuesta desviación es la referencia para todas las entradas profundidades subsiguientes en la sección de equipo. Equipo superficie Este modelo bien no incluirá tuberías aguas abajo de la cabeza del pozo. Equipo agujero hacia abajo

Etiqueta

tipo equipo

así Cabeza Tubería Válvula seguridad Tubería

Diámetro interior en pulgadas

Rugosidad pulgadas

Árbol de Navidad 0

N/A

0,0006

Tubería

2000

3.92

0,0006

de SSSV *

N/A

3.5

0,0006

Tubería

10800

3.92

0,0006

Caja

11135

6.4

0,0006

Caja

de

Espesor medido en pies

en

* Una Superficie Sub válvula de seguridad se trata como una restricción sin longitud. Tenga en cuenta que la entrada más profunda de 11135 ft de profundidad medida (= 9000 ft TVD) en el equipo de agujero abajo es la profundidad de referencia para la presión del depósito cuando un único modelo de capa de flujo de entrada se utiliza en PROSPER. 20 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Gradiente geotérmico

profundidad de la formación Medido en ft 0

temperatura ambiente estático 60

Comentario

1500

45

fondo del mar

11135

260

profundidad del yacimiento

así profundidad de la cabeza

Valor inicial para el coeficiente de transferencia de calor general: 8 Btu / h / ft 2/F. Capacidades de calor promedio Se utilizarán los valores de capacidad de calor promedio predeterminados. 3.1.1.4.3 Datos de rendimiento entrada El pozo penetra en el depósito en un ángulo de 60 grados. Por lo tanto, se trata de una inclinada / pozo desviado. Hay otras opciones que se pueden utilizar para modelar pozos desviados en prosperado; Cinco-Ley y multilateral de los DPI. En este tutorial, el modelo de Wong-Clifford será utilizado para el cálculo de la desviación y la piel penetración parcial.

modelo de yacimiento:

Darcy

Mechanical modelo de piel geométrico:

Introduzca la piel A Mano

Desviación y el modelo parcial penetración en la piel:

Wong-Clifford *

Presión estática del yacimiento en datum (11135 ft MD): 4000 psig Estático temperatura del yacimiento en datum:

260 DEGF

Corte de agua:

25%

GOR Total:

700 SCF / STB

Modelo de Reducción Permeabilidad: Permeabilidad relativa:

de

La permeabilidad del yacimiento:

la

compactación No No 100 mD 21

Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Grosor del depósito:

100 pies

Área de drenaje:

350 acres

Dietz factor de forma:

31.6

El pozo Radio:

0,354 pies

mecánica de la piel:

0

Habilitar Wong-Clifford:

EN

Formación de la permeabilidad vertical Ratio:

0.1 (fracción)

Local Relación de permeabilidad vertical:

0.1 (fracción)

Distancia horizontal desde el borde del depósito Bueno 2200 ft para: La profundidad del embalse superior (TVD): 9000 pies * La perforación se inicia en profundidad medida:

11135 ft

* Inicio Perforación en profundidad vertical:

9000 pies

* Final de Perforación en profundidad medida:

11427

* Final de Perforación en profundidad vertical 9100 ft verdadera: * Utilizando el modelo de piel Wong-Clifford, el ángulo de desviación de la perforación de pozo bien a través del depósito se calcula en base a los intervalos de perforación introducidos por el usuario en profundidad medida y la verdadera profundidad vertical. 3.1.1.4.4 Multi-Tasa de datos de prueba Bueno Los resultados de las pruebas que tenga testimonio se enumeran a continuación: Presión estática del depósito en Datum (9000 ft TVD): 4000 profundidad psig Gauge: 10500 ft profundidad medida fechas

ent Comm

WH FP

WHFT Corte de agua

Tasa de líquido

dd / mm / aaaa

psig

DEGF %

stb / d

Calibrador de presión Gas a una profundidad de Re calibre lación de aceite psig SCF / STB

01/01/2 Baja tasa 000

1000 150

25

6100

3655

1500

02/01/2 Tasa Media 000

800

180

25

9800

3505

500

03/01/2 Alta tasa 000

500

200

25

13450

3365

475

22 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. 3.1.1.5 Modelo de construcción: Paso a Paso Opciones para procedimientos Lanzar PROSPER, seleccione | opciones | Opciones y tomar las siguientes opciones:

Seleccionar | Hecho para completar esto. Los datos de entrada PVT Seleccionar | PVT | La entrada de datos y llenar la pantalla de introducción de PVT de la siguiente manera: Los datos de superficie Solución GOR:

700 SCF / STB

Aceite de gravedad:

35 API

Gas Gravedad específica:

0,75 (Aire = 1)

La salinidad del agua:

120 000 ppm

Las impurezas (C02, N2, H2S):

Ninguna

23 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Con el fin de introducir los datos de laboratorio, seleccione | Partido de datos y llenar la pantalla como se muestra a continuación:

temperatura del yacimiento:

260 DEGF

Presión Punto de burbuja en el depósito de temperatura:

3400 psig

Propiedades del aceite negro en formato tabular @ una temperatura de referencia de 260 DEGF La presión en psig

RGE en SCF / STB

2000

367

FVF petróleo en rb / La viscosidad del aceite en STB centipoises 1,232 0,434

2500

477

1,289

0,383

3000

597

1,352

0,337

3400

700

1,408

0,306

3500

700

1,405

0,308

4000

700

1,395

0,320

4500

700

1,386

0,331

24 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Seleccionar | Listo para volver al menú anterior coincidente PVT Para el juego de PVT, seleccione | regresión | Que todas | OK | Parámetros y esto es lo que se ve:

25 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Esta pantalla muestra los valores de los parámetros coincidan (parámetro 1 = multiplicador y del parámetro 2 = SHIFT) asociados con cada alojamiento de fluido para todas las correlaciones. La desviación estándar también se muestra que representa la bondad de ajuste global. Seleccione una correlación apropiada teniendo en cuenta que las correlaciones de petróleo negros cuyos parámetros se ajustan de la menor (es decir, Parámetro 1 cerca de 1,0 y Parámetro 2 cerca de 0,0) son los candidatos más adecuados ya que representan fluidos posiblemente similares a la que está siendo modelado. También se muestra el valor de la desviación estándar. En general, cuanto menor es la desviación estándar, el mejor es el ajuste. En el caso en cuestión, la combinación Glaso / Beal et al será seleccionado debido a que requieren la menor ajuste. Para ello, seleccione | hecho | Dado y asegurarse de que las correlaciones de crudo negro Glaso / Beal se han seleccionado en la pantalla de entrada de datos PVT-:

26 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Seleccionar | Dado y guardar el archivo para asegurar los datos introducidos en el modelo de agujero del pozo prosperar.

Así Datos Equipo Seleccionar | sistema | Equipo (Tubería etc.) | Todo | Editar para iniciar la descripción del pozo con la encuesta de desviación: encuesta desviación

Espesor medido en Profundidad pies vertical verdadera en pies 0 0

Comentario

1500

1500

fondo del mar

2516

2500

Este es el origen de la encuesta desviación.

27 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. 4112

4000

5845

5500

7800

7000

10135

8500

11135

9000

La parte superior de la perforación

La encuesta desviación es la referencia para todas las entradas profundidades subsiguientes en la sección de equipo.

28 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Seleccionar | Hecho para proceder con los datos de los equipos de superficie Equipo superficie Este modelo bien no incluirá tuberías aguas abajo de la cabeza del pozo. Por ello, seleccione | Cancelar para omitir esta pantalla:

29 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Equipo agujero hacia abajo

Etiqueta

tipo equipo

así Cabeza Tubería

de

Espesor medido en pies

Diámetro interior en pulgadas

Rugosidad pulgadas

Árbol de Navidad 0

N/A

0,0006

Tubería

3.92

0,0006

2000

en

30 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Válvula seguridad Tubería

de SSSV *

N/A

3.5

0,0006

Tubería

10800

3.92

0,0006

Caja

11135

6.4

0,0006

Caja

* Una Superficie Sub válvula de seguridad se trata como restricción sin longitud.

Basta con apuntar el cursor en la celda correspondiente en la columna "Tipo" debajo del "árbol de Navidad" para seleccionar el tipo de equipo de un menú desplegable: tubos, SSSV, restricción o carcasa. Las etiquetas son opcionales. Seleccionar | Hecho para entrar en el gradiente geotérmico Gradiente geotérmico

31 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. profundidad de la formación Medido en ft

temperatura ambiente estático

Comentario

0

60

así profundidad de la cabeza

1500

45

fondo del mar

11135

260

profundidad del yacimiento

A partir valor para el coeficiente de transferencia de calor general: 8 Btu / h / pie2 / F.

Seleccionar | Listo para continuar con las entradas de datos.

32 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Capacidades de calor promedio Se utilizarán los valores de capacidad de calor promedio predeterminados.

Seleccionar | Hecho para completar la descripción de la esquemática del pozo.

Visualizando el bosquejo del pozo Para visualizar el boceto agujero del pozo, seleccione | resumen | Dibujar el fondo del pozo y se genera el siguiente boceto:

33 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

34 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Seleccionar | Principal y | Archivo | Guardar en asegura todos los cambios realizados. Rendimiento entrada - Selección del modelo Para la selección del modelo de comportamiento del pozo, seleccione | sistema | Rendimiento entrada y crea las siguientes opciones:

modelo de yacimiento:

Darcy

Mechanical modelo de piel geométrico:

Introduzca la piel A Mano

Desviación y el modelo parcial penetración en la piel:

Wong-Clifford

Presión estática del yacimiento en datum (11135 ft MD): 4000 psig Estático temperatura del yacimiento en datum:

260 DEGF

Corte de agua:

25%

GOR Total:

700 SCF / STB

Modelo de Reducción Permeabilidad: Permeabilidad relativa:

de

la

compactación No No

35 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Seleccione la entrada Datos de la ficha en la esquina superior derecha para continuar con las entradas de datos del depósito: La permeabilidad del yacimiento:

100 mD

Grosor del depósito:

100 pies

Área de drenaje:

350 acres

Dietz factor de forma:

31.6

El pozo Radio:

0,354 pies

36 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Seleccione el | Mech / Geom pestaña de la piel en la parte inferior de la pantalla para proceder con la entrada de datos de la piel:

mecánica de la piel:

0

Habilitar Wong-Clifford:

EN

37 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Tenga en cuenta que la opción "Habilitar Wong-Clifford" modelo debe ser marcada! Seleccione la siguiente pestaña "Skin Dev / PP" en la parte inferior de la pantalla para introducir los parámetros necesarios para la desviación calculada y la piel parcial utilizando el método de WongClifford: Formación de la permeabilidad vertical Ratio:

0.1 (fracción)

Local Relación de permeabilidad vertical:

0.1 (fracción)

Distancia horizontal desde el borde del depósito Bueno 2200 ft para: La profundidad del embalse superior (TVD): 9000 pies * La perforación se inicia en profundidad medida:

11135 ft

* Inicio Perforación en profundidad vertical:

9000 pies

* Final de Perforación en profundidad medida:

11427

* Final de Perforación en profundidad vertical 9100 ft verdadera:

38 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Con el fin de generar una curva de flujo de entrada, sólo tiene que seleccionar | Calcula y se genera la siguiente curva IPR:

39 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Seleccionar | Principal y guardar el archivo de prosperar. Con esto se completa la construcción del modelo. 3.1.1.6 Análisis de prueba así: Paso a paso Con el fin de lograr un exitoso juego de prueba así, es importante seguir una trayectoria consistente y reproducible. En las páginas siguientes se describe un procedimiento de emparejamiento bien consistente de pruebas paso a paso y se aplica con el fin de construir un modelo bien taladro PROSPER validado y calibrado. El procedimiento puede ser dividido en los siguientes pasos: - revisión crítica de los datos de prueba bien cruda - Bien entrada de datos de prueba en PROSPER - Estimar el coeficiente global de transferencia de calor en los alrededores del pozo - Realizar una comparación de correlación - Seleccionar y correlación de ajuste de VLP - Calidad-visita a juego VLP mediante la inspección de los parámetros de adaptación y volver a realizar la comparación de correlación para la validación - Superponer y combinar la curva de rendimiento respecto influjo del pozo. Paso 1: Revisión crítica de los datos de prueba bien cruda Bien juego de prueba es un proceso de reconciliación entre un modelo matemático (

40 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. PROSPER modelo de perforación de pozo) y las mediciones reales. El proceso de reconciliación sólo puede tener éxito si el modelo matemático y las medidas reales son fiables. Las diversas secuencias seguidos hasta ahora para construir el modelo PROSPER han sido diseñados específicamente para dar lugar a un modelo fiable, sonido bien PROSPER orificio. El objetivo principal de la revisión crítica de los datos de prueba bien cruda es evaluar la validez de los datos de cada prueba en los pozos antes de introducirlas en prosperar. Algunas de las cuestiones que deben abordarse en el proceso de revisión de los datos críticos son: - ¿Qué tan confiable es cada medición reportado? - ¿Cómo se comparan los datos de prueba con las tendencias históricas? - ¿Cómo funciona el GOR producido compara con el modelo de PVT? Vamos a revisar críticamente los datos de prueba, así que hay que analizar en este tutorial:

fechas

ent Comm

dd / mm / aaaa

WHF WHF Corte P T de agua

Tasa de líquido

Presión manométrica

Relación de Petróleo y Gas

psig

DEGF %

stb / d

e n el manómetro profundidad psig SCF / STB

01.01.20 00

Baja tasa

1000

150

25

6100

3655

1500

01.02.20 00

Mediu m Tasa

800

180

25

9800

3505

500

01.03.20 00

Alta tasa

500

200

25

13450

3365

475

En puede observar que: - La velocidad de flujo disminuye a medida que aumenta la presión de la cabeza del pozo. Esta tendencia general tiene sentido. - Igualmente, la presión aumenta de calibre como las velocidades de flujo disminuye. Esta tendencia general tiene sentido. - Sin embargo, el GOR informado no es constante a pesar de que el depósito está todavía insuficientemente saturado. Esto no tiene sentido y debe ser tenido en cuenta durante el análisis. Paso 2: Bien entrada de datos de prueba en PROSPER Con el fin de introducir los datos de prueba así, seleccione | coincidencia | Después poblar la pantalla coincidente VLP / IPR tal como se muestra a continuación:

41 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Paso 3: estimar el coeficiente de transferencia de calor global Al analizar las pruebas múltiples así, es una buena práctica para estimar el valor U de cada prueba y ver si hay desviaciones graves o no. Para, ello seleccione el botón de tareas "Estimación Valor U" y se muestra la siguiente pantalla secundaria:

Uno deberá tener en cuenta que: - el modelo fue construido con un valor U a partir de 8 Btu / h / ft 2/F - el valor estimado de U depende de las tasas de flujo de masa de ensayo y presión que fluye a boca de pozo. Por lo tanto un GOR sospecha que es inconsistente afectará a la masa total y 42 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. en consecuencia un impacto adverso en el valor estimado de U. Por lo tanto los valores U estimadas en esta etapa no se transferirán a la pantalla gradiente geotérmico como valor de entrada. Paso 4: Realizar comparaciones de correlación Los efectos de la comparación de correlación son: - para comprobar si la prueba también es válido, por ejemplo, si la presión del indicador se encuentra entre Fancher- Brown y Duns y Ros y modifed - para identificar qué correlación reproduce mejor los resultados de las pruebas también. Comparación de correlación para la prueba "Low Rate": Para ello, sólo tiene que seleccionar la prueba haciendo clic en el número de la fila correspondiente.

43 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Después, seleccione | Comparación de correlación | Aceptar y luego seleccione las correlaciones Duns y Ros modificado, Fancher-Brown, los expertos de Petróleo 2 y Petróleo Expertos 5 por ejemplo:

Proceder con | Calcula | Calcula | OK | La trama y la figura siguiente se muestra:

44 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Uno puede ver que el punto de prueba está completamente fuera establecido límites físicos. Los límites físicos se definen por la correlación Fancher-Brown que descuida efectos deslizamiento entre las fases y, en consecuencia menores de estimar la pérdida de presión y la correlación Duns y Ros modificado que cae estimaciones generalmente exceso de presión en los pozos de petróleo. Durante la revisión crítica de los datos de prueba, así, se sospechaba que los valores reportados en la GOR fueron inconsistentes. De hecho, con una presión de punto de burbuja de 3400 psig y una presión del depósito de 4000 psig, el GOR producido debe ser igual a la GOR solución de 700 SCF / STB. Por ello vamos a volver atrás y corregir todos los valores de la GOR a 700 SCF / STB como se muestra a continuación:

45 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Después de la corrección de la GOR, uno puede ahora volver a estimar el valor U para cada prueba. Para ello sólo tiene que seleccionar | Estimación del valor U y el algoritmo estimarán y mostrar el valor de T para cada prueba. Al final, el valor U medio es calcular y se muestra: Seleccionaremos | Sí y | OK para transferir el valor U promediados para todas las 3 pruebas a la pantalla de gradiente geotérmico. Sobre la base de los criterios de ingeniería, se puede muy bien no aceptar el valor U- promediado y utilizar uno alternativo. Aquí están las parcelas de comparación de correlación obtenidos para cada prueba: Comparación de correlación para la prueba de velocidad baja

46 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Comparación de correlación para la prueba de velocidad media

47 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Comparación de correlación para la prueba de Alta Velocidad

48 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T.

Se puede observar que el 2 correlación Expertos de Petróleo reproduce consistentemente cada pocillo de prueba con una precisión razonable. Paso 5: Seleccionar y de ajuste de correlación (s) VLP Debido a que el 2 correlación Expertos de Petróleo reproduce consistentemente cada pocillo de ensayo con una exactitud razonable, se seleccionará esta correlación particular para su posterior análisis. Es posible hacer coincidir múltiples pruebas de pozos simultáneamente en prosperar. Para esto, uno simplemente tiene que mantener todas las pruebas de pozos habilitados y el algoritmo de coincidencia VLP se intentará hacer coincidir todas habilitado pruebas de pozos simultáneamente. A continuación, se aplica un método mejor: igualar una prueba y comprobar cómo el partido realiza pruebas contra los no-emparejado bien.

Para ello, vuelva a la pantalla coincidente VLP / DPI, seleccione la prueba así más fiable. La elección de la prueba así más fiable es una cuestión de criterio que depende de todas las circunstancias que rodean la prueba. En este ejemplo, se supondrá que la prueba bien con la velocidad de flujo más alta es la más estable por la sencilla razón de que es más probable que sea estable, para estar en la región dominada fricción de la curva de rendimiento de la tubería. Para llevar a cabo el partido, seleccione la opción "Alta velocidad" pozo de prueba (en este caso el 49 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo

Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. número de fila 3) y luego seleccione | Partido de VLP como se destaca en la captura de pantalla a continuación:

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Si no se selecciona ninguna prueba bien específica, el algoritmo de VLP coincidente en PROSPER coincidirá con todas las pruebas, así simultáneamente. Un posible inconveniente de este enfoque es que las pruebas así posiblemente no válidas no se pueden detectar fácilmente. Un enfoque general, mejor es: - seleccione la prueba así más fiable - coincidir con esta prueba de pozo único. Una correlación VLP apropiadamente emparejados se selecciona - verificar si las pruebas de pozos restantes pueden ser razonablemente reproducidos con la correlación de VLP seleccionado. Las ventajas de este enfoque son: - pocillo de ensayo sospechosa / inconsistente puede detectarse - la correlación VLP seleccionado se valida con pruebas así históricos. Ahora seleccione | partido | DE ACUERDO

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Tenga en cuenta que la correlación VLP "Petróleo Expertos 2" aparece ahora anexa con dos números: multiplicadores gravedad y multiplicadores fricción. Ambos números son iguales a la unidad lo que sugiere que se requiere prácticamente ninguna corrección para que coincida con la prueba del pozo. Ahora seleccione | Listo para volver a la pantalla anterior. Paso 6: Calidad de verificación de resultados VLP coincidentes Para referencia el VLP a juego en contra de las otras dos pruebas, así, simplemente permitir que ellos y luego realizar comparaciones de correlación para cada pocillo de ensayo a su vez. Para ello, permitir que las pruebas de pozos, seleccione cada pocillo de prueba y seleccione | Comparación de correlación | Ok | Calcula | Calcula | Trama. Esta es la forma en la comparación de correlación se parece a la "Prueba de Baja Tasa":

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Y es así como la comparación de correlación se parece a la "Prueba de tasa de transmisión media":

En ambos casos, se puede ver que la correlación emparejado reproduce muy bien las otras pruebas así. Este hecho confirma la idoneidad de la correlación para su uso en modo predictivo.

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Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Paso 7: superponer y bien partido DPI Con el fin de superponer los DPI, volver a la pantalla de juego VLP / DPI y luego seleccione el botón de tareas de VLP / DPI.

Para iniciar el cálculo, seleccione | Calcular:

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Por favor confirmar la realización del cálculo con | OK y el la pantalla se rellena con los resultados del cálculo, como se muestra a continuación:

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Para cada pocillo de ensayo, la tasa de prueba real y la tasa de prueba simulado (solución) se calculan y se muestran en la esquina inferior derecha º de la pantalla. Una representación gráfica se genera cuando se selecciona el botón de Terreno:

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La trama de arriba muestra para cada pocillo de ensayo, el IPR, la VLP el punto de prueba y la solución simulada. En la esquina derecha de la pantalla, se puede ver la comparación estadística entre la tasa de ensayo medida e inferior prueba de presión de flujo agujero frente a las tasas simuladas y presiones. El error más grande es inferior al 2% y se puede considerar como aceptable. Ahora uno puede seleccionar | principal | Archivo | Guardar para actualizar el modelo prosperar. 3.1.1.7 ensayos de sensibilidad Se requiere para predecir el rendimiento de los bien bajo diferentes condiciones de corte de agua, GOR, la presión del depósito y la presión del yacimiento: parámetros:

Valores

Bien cabeza que fluye de presión (psig):

300

GOR (SCF / STB):

700

Corte de agua (%):

20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60

Presión depósito (psig):

4000, 3500

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Con el fin de realizar el corre sensibilidad, seleccione | cálculo | Sistema (DPI + VLP) | 3 variables y hacer las siguientes entradas: Seleccionar | Continuar y elegir el corte de agua variables de sensibilidad y depósito de presión relevante usando el menú desplegable:

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Seleccionar | continuar | Calcula | OK | Terreno | se genera Terreno sistema y la siguiente representación gráfica:

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Los resultados también pueden ser representados de manera gráfica alternativa: como parcela de sensibilidad. Para este selecto | terminar | sensibilidad | Variables y aquí seleccione para la tasa de líquido ejemplo como función de corte de agua:

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Título: ANALISIS NODA Autor/es: Cristhian Ch. Eduardo S. Erick.T. Al seleccionar | hecho, se genera la figura siguiente:

Este gráfico muestra la tasa de líquido como la función de corte de agua para diferentes presiones de depósito. Con esto se completa este tutorial.

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