PIPESIM FICH

(1)

PIPESIM

(2)

(3)

INTRODUCCIÓN

•

• En este módulo

En este módulo

, usted apre

nderá con é

xito el uso

de

PI

PE

SI

M

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estudio:

•

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ásico

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Casos intr

oductorios

al Flujo Mult

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Casos de Estudio

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uj

o

en

mo

do

estacionario.

(4)

INTRODUCCIÓN

•

• La simulacLa simulación se ión se ha convha convertido en una ertido en una herrherramieamienta básinta básica yca y

fundamental para los ingenieros en la etapa de formación y

en el

en el ejercicio de su profesión.ejercicio de su profesión.

•

• Los simuladorLos simuladores de proceses de procesos se utilizaos se utilizan en las indusn en las industrias paratrias para::

•

• Elaboración Elaboración de de proyectos.proyectos.

•

• Diseño Diseño y y especificación especificación de de equipos.equipos.

•

• Localización Localización y ry resolución de esolución de problemas.problemas.

•

• Control Control de de procesos.procesos.

•

(5)

INTRODUCCIÓN

• Se aplica a todo tipo de industrias : • Exploración & Producción.

• Plantas de separación y tratamiento de gas • Refinación del petróleo

• Petroquímica.

• Química y Farmacéutica. • Metalúrgica

(6)

¿Qué es Simulación?

• La simulación es la representación de

un proceso o fenómeno mediante un

modelo, que permite analizar sus

características.

• A través del modelo se trata de

explicar el comportamiento de un

proceso, sistema o unidad industrial.

(7)

¿Qué es un Simulador?

• Con el fin de que el modelo se aproxime más a

la realidad, éste se torna complejo en su

formulación y difícil en su resolución. De ahí la

necesidad de emplear métodos numéricos ya

sean programados por el usuario o

Simuladores de Procesos comerciales

• Los

simuladores

son

paquetes

computacionales que resuelven los modelos

utilizando métodos numéricos

(8)

¿Por qué Simular?

• Las herramientas que apoyan la planificación

de procesos están jugando un rol cada vez

más importante para asegurar que un sistema

exitoso pueda ser diseñado en el período de

tiempo más corto posible.

• La simulación permite visualizar un sistema en

operación y claramente demostrar la habilidad

o impotencia del sistema para lograr los

objetivos de rendimiento exigidos.

(9)

Simuladores de Producción

• Los simuladores enfocados al área de

producción de Hidrocarburos son:

• PIPESIM (SCHULUMBERGER)

• WELLFLO (WEATHERFORD)

• PROSPER (PETROLEUM EXPERT)

• OLGA (SPT GROUP)

(10)

¿Qué es PIPESIM?

• PIPESIM software es un simulador de flujo multifásico para el

diseño y análisis de diagnóstico de los sistemas de producción de petróleo y gas. PIPESIM software modelo herramientas multifase flujo desde el depósito hasta el cabezal de pozo. PIPESIM software analiza también la línea de flujo y el rendimiento de las instalaciones de superficie para generar análisis exhaustivo sistema de producción.

• Con algoritmos de modelado avanzadas de análisis nodal, análisis PVT, elevación de gas, y la erosión y el modelado de la corrosión, PIPESIM software ayuda a optimizar la producción y las operaciones de inyección.

(11)

PIPESIM

• PIPESIM fue desarrollado originalmente por la empresa de Baker Jardine. Jardine Baker, se formó en 1985 para proporcionar servicios de software y de consultoría para la industria de petróleo y gas. En abril de 2001, Baker Jardine fue adquirida por Schlumberger.

• Schlumberger ha invertido en la remodelación de

software líder de producción mundial de ingeniería para asegurar que pueda hacer frente a la industria de la computación en movimiento rápido.

(12)

Perfil de SCHLUMBERGER

• Schlumberger tiene una amplia experiencia en el diseño y optimización de sistemas de producción de petróleo y gas en particular en el transporte de fluidos de hidrocarburos. El desarrollo de sistemas eficientes de recolección y transporte requiere una combinación de conocimientos detallados teórica y la experiencia práctica de la conducta compleja de mezclas de hidrocarburos multifasicos.

• Schlumberger está en la vanguardia del desarrollo de software para la industria de petróleo y gas con la Production Suite Software que incluye PIPESIM, OFM y DECIDE!. Estas herramientas se han aplicado con éxito para el modelado de sistemas de producción de petróleo y gas para la mayoría de las grandes compañías petroleras.

(13)

¿Qué puedo realizar en PIPESIM?

• Efectuar un análisis nodal integral en cualquier punto de su

sistema hidráulico utilizando múltiples parámetros de sensibilidad

• Diseñar pozos nuevos y analizar los pozos verticales existentes • Diseñar sistemas de levantamiento artificial Gas Lift y ESP

• Conectarse a OFM (Oil Field Manager) para identificar los

candidatos de un campo para estudios adicionales

• Generar tablas VFP (Vertical Flow Performance) como datos

de entrada para los modelos de sistemas de simulación de yacimientos ECLIPSE*

(14)

INGRESANDO AL ENTORNO

PIPESIM

(15)

Ingresando a PIPESIM

• Iniciar PIPESIM desde el Menú Inicio > Todos los Programas

> Schlumberger > PIPESIM

• Elija a New Single Branch Model desde la pantalla de

(16)

Entorno PIPESIM

Barra de Herramientas Principal Barra de Herramientas

Barra de Estado Barra de Herramientas

(17)

Barra de Herramientas Principal

• La barra de herramientas principal (al igual que todas las barras en PIPESIM) son barras de soporte, es decir que se puede volver a colocar en la pantalla.

De izquierda a derecha, los iconos son: Nuevo modelo

Asistente

Abre un modelo existente, Guardar modelo activo Guardar como

Guarde todos los modelos abiertos encontrar Condiciones de contorno cortar Copiar Pegar Ejecutar modelo Reanudar Abortar

Ver archivo de resumen Vea el archivo de salida Ver diagrama del sistema Ver gráfico de perfil

Ver un mapa de flujo de régimen informe de la herramienta

Exportación de archivos del motor (por FPT) Ayuda

(18)

Barra de Herramientas

• La barra de herramientas no es una barra de soporte por lo cual no se puede retirar del espacio de trabajo

De izquierda a derecha, los iconos son:

• Seleccionar • Texto • Nodo • Nodo de Finalización • Fuente • Pozo Vertical • Pozo Horizontal • Bomba • Booster Multifásico • Separador • Compresor • Expansor • Intercambiador de calor • Estrangulador • Punto de Inyección • Equipo • Multiplicador/Sumador • Reporte

• Herramienta de comandos del modulo de calculo

(19)

Pasos en la Construcción de un

Modelo

• Los pasos a seguir en la construcción de un modelo PIPESIM son ligeramente diferentes para cada módulo, y sigue los mismos pasos básicos.

• a

• Seleccione las unidades

• Establecer de datos de los fluidos: Se realiza una calibración de datos si es necesario

• Definir los componentes en el modelo

• Pipeline (Tubería)

• Configurar las opciones de transferencia de calor

• Selecciona la correlación de flujo multifásico

• Realizar una operación

• Analizar los resultados

• Graficar

(20)

CASO ESTUDIO

INTRODUCCION AL FLUJO

MONOFASICO TUBERIA

(21)

OBJETIVO

• El propósito de este caso es familizar con el entorno

de PIPESIM construyendo el modelo y haciendo correr el caso realizado.

• Se construida un modelo de tubería simple y

entonces se calculara la caída de presión a lo largo de la tubería horizontal dando la presión de entrada y el flujo. Entonces usted realizara algunos estudios de sensibilidad en el modelo.

(22)

Seleccionando las Unidades

• Para poder especificar las unidades del espacio de trabajo se debe ir al menú SETUP posteriormente realizar clic en UNITS…

(23)

Definiendo Propiedades del Fluido

• Para poder especificar las unidades del espacio de trabajo se debe ir al menú SETUP posteriormente realizar clic en BLACK OIL…

(24)

Definiendo Propiedades del Fluido

(25)

Definiendo los componentes

• 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 Petroleo Negro

(BLACK OIL) o mediante un amplio rango de

ecuaciones

de

estado

para

modelos

(26)

Definiendo los componentes

• Se construirá el siguiente modelo con una

Source (fuente), una tubería (flowline) y un

nodo de finalización (boundary node)

(27)

Definiendo los componentes

• Se procederá a especificar la Fuente como se

(28)

Definiendo los componentes

• Se debe especificar el pozo tanto como la

tubería o elementos necesarios para nuestra

simulación.

• Para insertar componentes se realiza un clic

en el componente deseado y hace clic en el

diagrama de flujo para insertarlo.

(29)

Definiendo Tubería

• Para definir una tubería se realiza doble clic en la

tubería y saldrá el siguiente cuadro a especificar

• Nota.- Para especificar la flowline se deben especificar obligatoriamente los espacios con reacudros rojos

(30)

Definiendo Tubería

(31)

Definiendo Tubería

(32)

Descripcion de las Lineas de

Flujo

Al colocar una línea de flujo en el modelo permite

el modelado de flujo horizontal o casi

horizontal-(hacia arriba o cuesta abajo). La transferencia de

calor se puede modelar mediante la introducción o

calcular un coeficiente de transferencia de calor

total (valor U).

Cada línea de flujo ha fijado características en

términos de diámetro interior, diámetro exterior,

rugosidad, etc

(33)

Tipo de Linea de Flujo

El perfil de la línea de flujo de (elevación

distancia) puede ser definido por cualquiera de

un modelo simple o detallada. El modelo simple

se utiliza a menudo cuando un modelo inicial se

está desarrollando y el perfil exacto de la línea

de flujo es desconocida. Cuando los datos

adicionales que se disponga de un modelo

detallado se puede utilizar.

(34)

Propiedades de la Linea de Flujo

Sencilla

• Para realizar la simulacion de una Linea de Flujo Sencilla se requiere

la siguiente información:

• Tasa de ondulaciones.- Este es un factor artificial que se puede utilizar para introducir automáticamente algunas ondulaciones en la línea de flujo, esto es a menudo necesario para la estabilidad numérica. El valor introducido es el cambio total en la elevación por cada 1.000 unidades (pies, metros, etc.). Para modelar una línea de flujo totalmente plano, establecer la velocidad a 0. Predeterminado = 10.

• Distancia horizontal.- La distancia horizontal cubierta por la línea de flujo completo.

• Elevación diferencia.- El cambio en la elevación entre el inicio (extremo de origen de un modelo simple rama) y el final del objeto de línea de flujo. Introduzca un valor negativo para una línea de flujo cuesta abajo y cuesta arriba para un positivo uno. Así, el cambio de elevación es relativa al objeto y no de algún punto de referencia.

(35)

Propiedades de la Linea de Flujo

Sencilla

• Diámetro interior (ID).- El diámetro de la línea de flujo interno para la línea de flujo completo. Si este valor cambia de forma significativa a lo largo de la línea de flujo parcial y luego una segunda línea de flujo de objeto se debe agregar. • Espesor de la pared.- El espesor de la pared, con exclusión de cualquier

recubrimiento para la línea de flujo completo. Si este valor cambia de forma significativa a lo largo de la línea de flujo parcial y luego una segunda línea de flujo de objeto se debe agregar. Predeterminado = 0,5 pulgadas, 12,7 mm.

• Rugosidad.- La rugosidad de la tubería absoluto a los valores la linea de flujo. Si este valor cambia de forma significativa a lo largo de la línea de flujo parcial y luego una segunda línea de flujo de objeto se debe agregar. Predeterminado = 0,001 pulgadas, 0,0254 mm

• Temperatura ambiente.- La temperatura ambiente del entorno de la línea de flujo completo. Si este valor cambia de forma significativa a lo largo de la línea de flujo parcial y luego una segunda línea de flujo de objeto se debe agregar.

(36)

Propiedades de la Linea de Flujo

para la Transferencia de Calor

• Insulated.- Cuando la linea de flujo se encuentra con un

aislante para evitar el intercambio de calor al medio exterior.

• Coated.- Cuando la linea de flujo se encuentra con un

revestida para proteger y evitar daños a la linea de flujo.

• Bare (in the Air).- Cuando la linea de flujo se encuentra

descubierta en el aire.

• Bare (in the Water).- Cuando la linea de flujo se encuentra

descubierta en el agua.

• User Specified.- Cuando contamos con el valor del

(37)

Definiendo la correlación de Flujo

• Para poder especificar las unidades del espacio de trabajo se debe ir al menú SETUP posteriormente realizar clic en FLOW CORRELATIONS

(38)

PERFIL PRESION/TEMPERATURA

• Para realizar el análisis de la caída de presión se procede a realizar un Perfil Presion/Temperatura que se lo realiza haciendo click en el menú Operations -> Pressure temperature Profile

(39)

PERFIL PRESION/TEMPERATURA

(40)

PERFIL PRESION/TEMPERATURA

• Para calcular la presión de salida se deberá especificar el flujo de producción a la salida de la tubería. • Para realizar la operación se realizara click en el botón “RUN MODEL” (Correr modelo)

(41)

(42)

PERFIL PRESION/TEMPERATURA

• Seguidamente cerraremos la ventana y volveremos al perfil presión Temperatura y realizaremos abriremos el Summary File (Reporte Resumen)

(43)

PERFIL PRESION/TEMPERATURA

• Seguidamente cerraremos la ventana y volveremos al perfil presión Temperatura y realizaremos abriremos el Output File (Reporte Detalle)

(44)

PERFIL PRESION/TEMPERATURA

• El Reporte Resumen se divide en cinco secciones: • Input Data Echo (Datos introducidos por el usuario) • Fluid Property Data (Datos del fluido)

• Profile and Flow Correlations ( Perfil y correlacion de

flujo seleccionada)

• Primary Output • Auxiliary Output

(45)

CASO ESTUDIO

ANALISIS DE

SENSIBILIDAD TUBERIA

DE AGUA

(46)

ANALISIS DE SENSIBILIDAD

• Modificar el Perfil Presion/Temperatura seleccionar

en el Objeto la Fuente y en la Variable la Temperatura luego hacer click en el Boton Range

(47)

(48)

(49)

ANALISIS DE SENSIBILIDAD

• Se puede observar en el Reporte Detalle solo se llega

(50)

ANALISIS DE SENSIBILIDAD

• Para que realizar la impresión de los demás casos se

procederá a configurar el Reporte Detalle (Output File)

(51)

ANALISIS DE SENSIBILIDAD

• Correr nuevamente el Perfil Presion Temperatura y

(52)

CASO ESTUDIO

INTRODUCCION AL FLUJO

MONOFASICO

(53)

ANALISIS DE SENSIBILIDAD

• Se cuenta con la siguiente información del fluido

• Fuente

Variable Valor Medida

Corte de Agua 0 %

LGR 0 scf/stb

Gas SG 0,64 Water SG 1,02

Oil API 30 API

Presion 1450 Psi

(54)

ANALISIS DE SENSIBILIDAD

• Se cuenta con la siguiente información del gasoducto

• Cual será el valor de presión a la salida del Gasoducto

para obtener un flujo de 35 MMSCFD

Radio de Ondulacion 0

Longitud 65000 Ft Diametro Interno 6 In

Temp Amb 68 F

(55)

CASO ESTUDIO

ANALISIS DE

SENSIBILIDAD

(56)

ANALISIS DE SENSIBILIDAD

• Realizar un análisis de sensibilidad para hallar la

caída de presión variando la temperatura de la Fuente:

• 40 F a 140 F cada 20 F

(57)

CASO ESTUDIO

FLOWLINE DE FLUJO

MULTIFASICO

(58)

FLUJO MULTIFASICO

(59)

FLUJO MULTIFASICO

• Fuente

Corte de Agua 0 %

GOR 800 scf/stb

Oil API 30 API

Presion 7000 Psi

(60)

FLUJO MULTIFASICO

• Informacion del Punto de Burbuja

• Se cuenta con la siguiente información del gasoducto

Radio de Ondulacion 0

Longitud 10000 Ft Diametro Interno 4 In

Temp Amb 60 F

Valor de U Insultated Btu/hr/ft2

Presion 6300 Psi

Temperatura 60 F

(61)

FLUJO MULTIFASICO

• Especificar la Herramienta de Reporte según indica la

(62)

FLUJO

MUL

TI

F

ASI

CO

•

• SeleccSeleccionar la corrionar la correlacioelacion de n de flujo de Beggs and Brillflujo de Beggs and Brill

tanto para el flujo multifasico vertical como para el tanto para el flujo multifasico vertical como para el horizontal.

horizontal.

•

• ReaRealizlizar la operar la operación de Peración de Perfil fil PresPresion/Tion/Tempeemperaraturturaa

para tener un flujo de liquido de 25000 STBD para tener un flujo de liquido de 25000 STBD

•

• Ha Hallllar ar lla a pprresesiión ón de de sasalliidda a y y ananalaliizzar ar el el RRepepororttee

Resumen y el Reporte Detalle Resumen y el Reporte Detalle

(63)

FLUJO

(64)

CASO

ESTUDIO

DESEMPENO DE POZOS DE

PETROLEO

(65)

Desempeno de Pozos de

Petroleo

• Primeramente se debe definiran los componentes físicos del Modelo para esta simulación se insertara el pozo vertical el nodo de finalización y se los conectara mediante un Tubing

(66)

Desempeno de Pozos de

Petroleo

• Seguidamente se

especificara el Pozo

Vertical (VertWell_1) con una presión estatica de reservorio de 3600 psia una temperatura de 250 F y un índice de productividad de liquido de 8 STB/d/psi

(67)

Desempeno de Pozos de

Petroleo

• Seguidamente se

especificara el Tubing con una temperatura ambiente en la superfice de 60 F las perforaciones se ubicaran a 8000 ft de

profundidad y el

diámetro interno del tubing es de 3,958 in.

(68)

Desempeno de Pozos de

Petroleo

• Seguidamente se

especificara el Tubing con una temperatura ambiente en la superfice de 60 F las perforaciones se ubicaran a 8000 ft de

profundidad y el

diámetro interno del tubing es de 3,958 in.

(69)

Desempeno de Pozos de

Petroleo

• Se elegirá una correlacion de Flujo de Beggs and Brill Revised tanto para el flujo vertical y el flujo horizontal multifasico.

• Seguidamente realizaremos una operación de Perfil Presión/Temperatura

seleccionando la presión de salida como la variable a calcular y especificando un flujo de liquido de 3000 STB/D

(70)

Desempeno de Pozos de

Petroleo

Pws Pwf

Pwh

• Interpretar el perfil de surgencia, y el REPORTE RESUMEN y el REPORTE DETALLE

(71)

(72)

CASO ESTUDIO

ANALISIS DE

DECLINACION EN L

PRESION ESTATICA DE

RESERVORIO

(73)

Desempeno de Pozos de

Petroleo

• La presión estatica de reservorio ira en declinación por lo

cual se realizara un estudio para los siguientes valores:

• 3600 psia • 3000 psia • 2400 psia • 1000 psia

(74)

Análisis de los Fluidos

Producidos

(75)

Análisis de Fluidos Producidos

Conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio para determinar las propiedades de los fluidos en un yacimiento petrolífero , las cuales permitirán evaluar su comportamiento de producción durante las diferentes etapas de recobro a las que es sometido el yacimiento.

Definición

Las muestras deben ser tomadas en los primeros días de producción antes de que ocurra una significativa caída de la presión del yacimiento, o al menos cuando la presión sea mayor o igual a la de burbujeo de la mezcla de hidrocarburos original. Una vez que la presión haya declinado por debajo de la presión de burbujeo, ya no es posible conseguir muestras que representen el fluido original del yacimiento.

(76)

Análisis de Fluidos Producidos

• Debe tener un alto índice de productividad, de tal manera que la presión alrededor del pozo sea la más alta posible.

• Debe ser un pozo nuevo y presentar poca información de líquido en el fondo.

• Debe producir con bajo corte de agua. • La producción del pozo debe ser estable.

• La RGP y la gravedad API del petróleo producido por el pozo de prueba deben ser representativas de varios pozos.

• El pozo preferiblemente debe estar bajo producción natural

(77)

Los análisis PVT aportan diferentes datos del pozo, entre ellos podemos destacar:

1.- Datos de formación, del pozo y del muestreo. 2.- La composición del crudo y sus propiedades. 3.- Prueba de liberación diferencial.

4.- Pruebas de expansión a composición constante (liberación flash). 5.- Prueba de separadores.

6.- La viscosidad del crudo en función de la presión.

Aportes de un análisis PVT

(78)

Análisis de Fluidos Producidos

Cuando no se cuenta con información experimental o las muestras de las pruebas no son confiables, es necesario determinar las propiedades de los fluidos mediante correlaciones empíricas. Estas correlaciones son desarrolladas a partir de datos del laboratorio o de campo, y son presentadas en forma de ecuaciones numéricas. Existe una gran variedad de correlaciones, obtenidas de estudios realizados a diferentes tipos de crudos; por lo tanto el uso de cualquiera de éstas debe ser sustentado con argumentos sólidos de producción que adopte el modelo seleccionado.

(79)

Análisis de Fluidos Producidos

Correlaciones para Sistemas de Petróleo

• Presión del punto de burbuja

Es la presión a la cual la primer burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo.

La presión del punto de burbuja se determina en función de:

o Temperatura

o Gravedad específica del gas,_γ

g.

o Gravedad API del petróleo .

(80)

Análisis de Fluidos Producidos

Correlación de Standing: Es la más usada para la determinación del punto de Burbujeo para una amplio rango de tipos de crudos.

(81)

Análisis de Fluidos Producidos

Relación gas disuelto o en solución en el petróleo (R_s)

Es el volumen de gas, a condiciones de superficie (generalmente PCN), que se disuelve a condiciones de yacimiento, en una unidad volumétrica de petróleo a condiciones de superficie (generalmente BN).

Comportamiento típico del R_s del Petróleo (fuente: Correlaciones Numéricas PVT-Carlos Banzer)

(82)

Análisis de Fluidos Producidos

Correlación de Standing: Es la más usada para la determinación de la Solubilidad de gas para una amplio rango de tipos de crudos.

(83)

Análisis de Fluidos Producidos

Factor volumétrico del petróleo (b_o)

Es el volumen de liquido a condiciones de yacimiento requerido para producir un volumen unitario de petróleo a condiciones normales.

Comportamiento típico del b_o del Petróleo

(84)

Análisis de Fluidos Producidos

Para Crudo Saturado: P<=Pb

Correlación de Standing: Es la más usada para la determinación del Factor Volumétrico para una amplio rango de tipos de crudos.

(85)

Análisis de Fluidos Producidos

Para Crudo Sub-Saturado: P>Pb

(86)

Análisis de Fluidos Producidos

Comprensibilidad del petróleo (c_o)

En general, la compresibilidad isotérmica se define como el cambio fraccional en volumen cuando la presión es cambiada a un temperatura constante, viene dada por:

(87)

Análisis de Fluidos Producidos

Comprensibilidad del petróleo (c_o)

Comportamiento típico del c_o del Petróleo sub-saturado (fuente: Correlaciones Numéricas PVT-Carlos Banzer)

(88)

Análisis de Fluidos Producidos

Para Crudo Sub-Saturado: P>Pb

Correlación de Vazquez y Beggs: Es la más usada para la determinación de la compresibilidad de petróleo para una amplio rango de tipos de crudos.

(89)

Análisis de Fluidos Producidos

Viscosidad del petróleo (m_o)

Es el parámetro que mide la fricción interna o la resistencia que ofrece el petróleo a fluir.

Comportamiento de la viscosidad del petróleo (fuente: Correlaciones Numéricas PVT-Carlos Banzer)

(90)

Análisis de Fluidos Producidos

La viscosidad de crudo Muerto (m_od):

Correlación de Beggs y Robinson: Es una de las mas usada para la determinación del la viscosidad del crudo muerto para una amplio rango de tipos de crudos. Viene dada por:

(91)

Análisis de Fluidos Producidos

La viscosidad de crudo vivo ( _o): P<=Pb

Correlación de Beggs y Robinson: Es una de las mas usada para la determinación del la viscosidad del crudo vivo para una amplio rango de tipos de crudos. Viene dada por:

(92)

Análisis de Fluidos Producidos

La viscosidad de crudo sub -saturado (m_o): P>Pb

Correlación de Vazquez y Beggs: Es una de las mas usada para la determinación del la viscosidad del crudo sub-saturado para una amplio rango de tipos de crudos. Viene dada por:

(93)

Análisis de Fluidos Producidos

Densidad de petroleo (r _o)

Es definida como la cantidad de masa por unidad de volumen de una muestra de crudo.

(94)

Análisis de Fluidos Producidos

Densidad de petroleo (r _o)

(95)

EJERCICIO 2

TUTORIAL DE PRONOSTICO DEL

DESEMPEÑO Y CALIBRACION DE LAS

(96)

CALIBRACION DE LAS

PROPIEDADES DEL FLUIDO

• Las propiedades del fluido (mas conocidas como

propiedades

PVT)

son

predecidas

por

correlaciones numéricas desarrollas por pruebas

experimentales y plasmados en modelos

matemáticos.

• Varias correlaciones han sido desarrollados hace

muchos anos basados sobre set de datos

experimentales

cubriendo

un

rango

de

(97)

CALIBRACION DE LAS

PROPIEDADES DEL FLUIDO

• Para incrementar la precisión del calculo de las

propiedades del fluido, PIPESIM provee una

funcionalidad parar calibrar las propiedades

PVT de los fluidos con datos de laboratorio.

• La calibración de estas propiedades pueden

incrementar de gran manera la precisión de

las correlaciones encima de las presiones y

temperaturas del sistema recién modelado.

(98)

Objetivos

En este módulo, usted podra:

• Desarrollar un Modelo de Rendimiento del pozo aplicable en toda la vida de campo. Esto proporciona una relación entre la presión del depósito, la presión de fondo y el caudal que fluye en la formación.

• Desarrollar un modelo de fluido Aceite Negro para que coincida con los datos de laboratorio. Es necesario desarrollar un método exacto de predicción de las propiedades físicas del fluido de manera que las pérdidas de presión y las características de transferencia de calor se pueden calcular.

• Seleccione un tamaño de tubería adecuado para la cadena de producción.

• Revisar la viabilidad de la utilización de la elevación de gas como una alternativa a la inyección de agua.

(99)

Objetivos

• Se utilizara una línea recta como modelo de

comportamiento del Indice de productividad

considerado adecuado en este caso ya que la

comletacion

esta

a

una

presión

condiserablemente encima del punto de

burbuja y no habrá liberación de gas en esta

etapa.

(100)

De

se

mp

en

o

de

Po

zo

s

de

Petroleo

•

• PrimeramentPrimeramente se se e debe debe definiran definiran loslos

co

compmpononenentetes s físfísicicos os dedel l MoModedelolo

para esta simulación se insertara el

pozo vertical el nodo de finalización

y

y se se lolos s ccononeectctarara a memedidiaanntte e unun

Tubing

(101)

FLUJO

MUL

TI

F

ASI

CO

•

• SSe e ccuueenntta a ccoon n lla a ssiigguuiieenntte e iinnffoorrmmaacciióón n dde e llaa

completacion completacion

•

• Datos Datos de de PruebaPrueba

V

Vaarriiaabbllee VVaalloorr MMeeddiiddaa Pr

Presiesionon EsEstataticticaa ReReseserr 4422669 9 PPssii TTemperemperaturaatura ReserReser 221100 FF

Q Q PPwwff 2 200000 0 44118866 3 300000 0 44115522 4 400000 0 44110066 5 500000 0 44007722

(102)

FLUJO

MUL

TI

F

ASI

CO

•

• InforInformacion macion del del TUBINGTUBING

V

Vaarriiaabbllee VVaalloorr MMeeddiiddaa TTempemp AmbAmbientientee 60 60 FF

MD

MD 9955000 0 FFtt DI Tubing

DI Tubing 33..883 3 IInn TTempemp ResReserer 221100 FF

(103)

CALIBRACION DE DATOS PVT

• Informacion del fluido

Corte de Agua 0 %

GOR 892 scf/stb

(104)

CALIBRACION DE DATOS PVT

• Informacion del punto de burbuja

Presion 2647 Psia

Temperatura 210 F

Solution Gas (Relacion

(105)

CALIBRACION DE DATOS PVT

• Datos de Laboratorio

• Realizar la calibración de los datos PVT

Datos de calibracion del crudo negro Encima del Punto de Burbuja

OFVF (Factor volumetrico de formacion de petroleo) 1,49 a 4269 psia y 210 F

Debajo del punto de burbuja

Viscosidad del crudo muerto 0,31 a 200 F 0,92 a 60 F

Viscosidad de crudo vivo 0,29 a 2000 psia y 210 F

Viscosidad del Gas 0,019 a 2000 psia y 210 F

(106)

CALIBRACION DE DATOS PVT

• Plan de producción obtenido desde la simulación de

reservorio Año Corte de Agua % Produccion de Crudo (STB/D) 0 0 13000 1 0 13000 2 0 13000 3 0 13000 4 12 11600 5 20 9800 6 35 7800 7 40 6700 8 47 5800 9 54 4500 10 60 3600

(107)

CALIBRACION DE DATOS PVT

• Determinar el diametro adecuado para el Tubing

para la cadena de producción tabulada en la table anterior

• La presión estimada en la cabeza es de 600 psia

• ID

3.34 in 3.83 in 4.28 in

(108)

CALIBRACION DE DATOS PVT

• Analice la viabilidad del uso de la elevación de gas como una alternativa para mantener las tasas de producción de petróleo en la vida del campo. El descenso previsto de la presión del yacimiento, sin inyección, se da a continuación _Año Presion estatica

de reservorio 0 4269 1 4190 2 4113 3 4020 4 3950 5 3893 6 3840 7 3800 8 3762 9 3730 10 3700

(109)

CALIBRACION DE DATOS PVT

•

• PropiedPropiedades del gades del gas de as de inyinyecciónección

•

• R Reaeallizizar ar el el esestutudidio o pparara a lolos s sisiguguiienenttes es flfluujojos s ddee

iny

inyección de gas : 0, ección de gas : 0, 0.5, 1, 1.5, 2, 0.5, 1, 1.5, 2, 2.5 y 3 MMSCFD2.5 y 3 MMSCFD

•

• Realizar el estudio de inyección para el ultimo anio Realizar el estudio de inyección para el ultimo anio

de producción y una presión de cabeza de pozo de de producción y una presión de cabeza de pozo de 600 psia.

600 psia.

V

Vaarriiaabbllee VVaalloorr UUnniiddaadd Profundidad de Profundidad de Inyeccion Inyeccion 75007500 ftft TTemperatura emperatura dede Inyeccion Inyeccion 100100 FF SG SG 0,60,6

(110)

CASO

ESTUDIO

ANALISIS DE DESEMPENO

DE POZO DE PETROLEO

(111)

De

se

mp

en

o

de

Po

zo

s

de

Petroleo

•

• PrimeramentPrimeramente se se e debe debe definiran definiran loslos

co

compmpononenentetes s físfísicicos os dedel l MoModedelolo

para esta simulación se insertara el

pozo vertical el nodo de finalización

y

y se se lolos s ccononeectctarara a memedidiaanntte e unun

Tubing

(112)

ANALISIS DE DESEMPENO DE POZO

DE PETROLEO

• Se cuenta con la siguiente información de la

completacion

Presion Estatica Reser 3600 Psi Temperatura Reser 200 F

(113)

FLUJO MULTIFASICO

• Informacion del TUBING

MD TVD 0 0 1000 1000 2500 2450 5000 4850 7500 7200 9000 8550 MD TEMP 0 50 9000 200 MD TEMP 8600 3.958 9000 6.184

(114)

CALIBRACION DE DATOS PVT

• Informacion del fluido

• Especificar una correlacion de flujo de Beggs And Brill Revised. Hallar el Flujo de producción de liquido, Presion de fondo fluyente, Temp de cabeza de pozo tomando en cuenta una presión estimada en la cabeza de pozo de 300 psia.

Corte de Agua 10 %

GOR 500 scf/stb

(115)

CALIBRACION DE DATOS PVT

• Instalar la herramienta “NODAL ANALYSIS” para realizar el análisis nodal del sistema .

(116)

CALIBRACION DE DATOS PVT

• Hallar la producción de liquido y la

presión de fondo fluyente en el

punto de operación manejando una

presión estimada en la cabeza de

pozo de 300 psia

(117)

CALIBRACION DE DATOS PVT

• Realizar la calibración y hallar el flujo de producción de liquido, presión de

fondo fluyente y temperatura en cabeza de pozo teniendo una presión de cabeza de pozo de 300 psia.

• Verifique la diferencia respecto a los resultados obtenidos anteriormente

Realice la calibracion de Datos PVT y compruebe la calibracion Propiedades en el punto de Burbuja

Presion 2100 psia

Temperatura 200 F

Solution Gas (Relacion de Gas disuelto) 500

Datos de calibracion del crudo negro Encima del Punto de Burbuja

Debajo del punto de burbuja

Viscosidad del crudo muerto 1,5 cp a 200 F 10 cp a 60 F

Viscosidad de crudo vivo 1,1 a 2100 psia y 200 F

Viscosidad del Gas 0,029 a 2100 psia y 200 F

(118)

DESEMPENO DE LA CORRELACION DE

FLUJO ADECUADA

• Prueba de pozo y Gradiente de surgencia

Presion en

Cabeza de pozo 300 psia Temperatura en Cabeza de pozo 130 F Flujo de produccion de Liquido 6500 STB/D GOR 500 WaterCut 10 MD Presion 0 300 1500 560 2500 690 4500 1200 6500 1760 7500 2070 8500 2360

(119)

DESEMPENO DE LA CORRELACION DE

FLUJO ADECUADA

• Analizar cual es la correlacion de flujo adecuada

entre : Beegs and Brill Revised, Duns and Ros, Hagedorn and Brown.

(120)

ELECCION DEL INDICE DE

PRODUCTIVIDAD ADECUADO

• Determinar cual es el valor del índice de productividad (5 – 10 STBD/psi) tomando en cuenta la prueba del pozo

• Determinar el valor del AOFP con el nuevo índice de productividad

Presion en

Cabeza de pozo 300 psia Temperatura en Cabeza de pozo 130 F Flujo de produccion de Liquido 6500 STB/D GOR 500 WaterCut 10

(121)

ANALISIS DE CORTE DE AGUA

• Determinar el valor mas alto posible del corte de

agua con el cual el pozo podrá producir por surgencia natural • WaterCut: 30% 40% 50% 60% 70%

(122)

CASO ESTUDIO 10

DESPEMPENO DE POZO DE

GAS USANDO EL MODO

(123)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

completacion

Reser Pres 3700 psia

Reser Temp 170 ft Permeabilidad 50 mD Espesor 30 ft Diametro Hueco 6 in Radio de Drenaje 2000 ft Skin (mecanico 3

(124)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Se cuenta con la siguiente información del Tubing

Temp Superficie 60 F Kick Off M 2000 ft Perf Md 7500 ft Perf TVD 7000 ft Reser Temp 170 ft Tubing Id 2,992 in

(125)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

Corte de Agua 40 %

GOR 500 scf/stb

(126)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Informacion del punto de burbuja

• Hallar el flujo de producción de liquido y la presión

de fondo fluyente teniendo una presión de cabeza de 250 psia

Presion 2000 Psia

Temperatura 170 F

Solution Gas (Relacion

(127)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Asumir un daño de 3 que puede ser reducido a 0 por medio de estimulación acida y -2 por medio de una fractura hidráulica.

• Insertar un punto de inyección de gas a 4500 ft. Con una SG = 0,6 y una Temp de Inyeccion en la superficie de 90 F

• Completar la siguiente tabla

Skin Flujo Gas Lift 0 MMSCFD Flujo Gas Lift 0,5 MMSCFD Flujo Gas Lift 1 MMSCFD Flujo Gas Lift 2 MMSCFD 3 0 -2

(128)

CASO ESTUDIO 10

DESPEMPENO DE POZO DE

GAS USANDO EL MODO

(129)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

completacion

Reser Pres 4600 psia

Reser Temp 280 F

(130)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Se cuenta con la siguiente información del Tubing

TVD 11000 ft MD 11000 ft Temp Amb 30 ft ID Tubing 3,476 in ID Casing 8,681 in MD EOT 10950 ft

(131)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Se cuenta con la siguiente cromatografía del gas

Variable C7+ Valor Boiling Point 214 Molecular Weight 115 Specific Gravity 0,683 Component % molar C1 78 C2 8 C3 3,5 iC4 1,2 nC4 1,5 iC5 0,8 nC5 0,5 nC6 0,5 C7+ 6

(132)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Cuanto es el % de Agua de Saturacion a Condiciones

de Reservorio

• Presion en cabeza de pozo 800 psia

• Hallar el Valor del flujo de produccion de gas • La presion de fondo fluyente

(133)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Datos DST

• Hallar el valor de “C” y “n”

• Hallar flujo de producción de gas, la presión de fondo

fluyente y temperatura en cabeza de pozo, teniendo una presión de cabeza de pozo de 800 psia

Q Pwf

9,728 3000 11,928 2500 14,336 1800

(134)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Determinar el tamaño optimo del tubing, si se tiene

tuberias disponibles de diametros internos de :

ID Unidad

2,992 in 3,958 in 4,892 in 6,184 in

(135)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Determinar el tamaño optimo del tubing, si se tiene

tuberias disponibles de diametros internos de :

• Tomando en cuenta una disminución en la presión

estatica de reservorio de : 4600 , 4200, 3800 y 3400 psia. Manteniento la presión de cabeza de pozo a 800 psia. ID Unidad 2,992 in 3,958 in 4,892 in 6,184 in

(136)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Determinar el tamaño adecuado del choke para

mantener la presión en cabeza de pozo a 800 psia y tener una presión a la salida del sistema de 710 psia:

Radio de Ond 0 ID Flowline 6 In Rugosidad 0,01 In Espesor 0,5 In Temp Amb 60 F MD EOT 10950 ft

• Realizar el análisis para tamaños de choke desde 1 pul a 3 pulg con incrementos de 0,5

(137)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Se cuenta con la siguiente cromatografía del gas

Variable C7+ Valor Boiling Point 214 Molecular Weight 115 Specific Gravity 0,683 Component % molar C1 75 C2 6 C3 3 iC4 1 nC4 1 iC5 1 nC5 0,5 nC6 0,5 C7+ 12 • Calcular el % de agua de saturación si la presión estatica del reservorio es de 4300 psia

(138)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Se tiene el siguiente perfil de surgencia

• Hallar la correlacion de flujo adecuada entre • Ansari

• Beegs and Brill Revised • Duns and Ros

• Hagedorn Brown

• Con una presion de cabeza de 800 psia

MD Presion

3000 950

6000 1095

9000 1250

(139)

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

DE UN POZO DE PETROLEO

• Determinar el flujo de producción de gas a la

salida del sistema, la presión de fondo

fluyente, el flujo de liquido a altura de las

perforación y la producción de liquido a la

salida del sistema.

• Realizar un mapeo de flujo multifasico y

(140)

INDICE DE

(141)

Estados de Flujo

• Existen tres estados de flujo dependiendo de

cómo es la variación de la presión con tiempo:

• Flujo No Continuo: dP/dt ≠ 0

• Flujo Continuo: dP/dt = 0

(142)

Flujo NO Continuo

• Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a

lo largo del área de drenaje 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 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.

(143)

Flujo Continuo

• 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.

(144)

Flujo SemiContinuo

• 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).

(145)

Proceso de Producción

• Proceso de transporte de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador.

• Pws: Presión estática del Yac.

• Pwfs : Presión de fondo fluyente a nivel de la cara de la arena.

• Pwf: Presión de fondo fluyente.

• Pwh: Presión del cabezal del pozo.

• Psep: Presión del separador en la estación de flujo.

(146)

Índice de Productividad

• Se define como índice de productividad (J) a la

relación existente entre la tasa de producción (Qo) y el diferencial de presión del yacimiento (Pws) y la presión del fondo fluyente en el pozo.

• Matemáticamente se define como: ( )

(

)

( ) ( ) ( )( )P lpc BPD Q lpc P P BPD Q lpc BPD J o wf ws o ∆ = − =       

(147)

Índice de Productividad

• En la práctica, se ha encontrado que el IPR es una relación casi lineal entre Pwf y Qo, siempre que la Pwf esté por encima de la presión de punto de burbuja Pb.

• Una escala de valores de índice de productividad es la

• Productividad media: 0.5 BPD/ lpc < J < 1.0 BPD/ lpc. • Alta Productividad: 1.0 BPD/ lpc < J < 2.0 BPD/ lpc. • Excelente Productividad : J> 2.0 BPD/ lpc.

(148)

Índice de Productividad

• Una línea recta, el método de índice de

productividad se considera adecuado en este caso debido a que el fluido fluye en la terminación a una presión considerablemente por encima del punto de burbujeo y ningún gas sale de la solución en esta etapa. Este método se aplica largo de la vida de campo, y el índice de productividad no se espera que cambie. El PI no se verá afectado por cambios en la presión del depósito debido a la presión del depósito se mantiene por inyección de agua

(149)

Metodo de Vogel

• Vogel en 1968 usó un modelo computarizado para IPRs generar para muchos reservorios de petróleo saturados hipotéticos bajo un amplio rango de condiciones, normalizó los IPRs calculados y los expresó en forma adimensional:

• Presión adimensional = Pwf / Pr

• Caudal adimensional = Qo / Qomáx.

• Donde Qomáx es el caudal a presión fluyente cero y es el

(150)

(151)

Metodo de Vogel

• Vogel en 1968 usó un modelo computarizado para IPRs generar para muchos reservorios de petróleo saturados hipotéticos bajo un amplio rango de condiciones, normalizó los IPRs calculados y los expresó en forma adimensional:

• Presión adimensional = Pwf / Pr

• Caudal adimensional = Qo / Qomáx.

• Donde Qomáx es el caudal a presión fluyente cero y es el

(152)

(153)

Objetivo del Análisis Nodal

• El objetivo principal del Análisis Nodal , es permitir el

diagnostico del comportamiento de un pozo o sistema de pozos para optimizar la producción variando los distintos componentes manejables del sistema para obtener el mejor rendimiento económico del proyecto.

• Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de

producción, es necesario que la energía de los fluidos en el reservorio sea capaz de superar las pérdidas de carga en los diversos componentes del sistema.

(154)

Analisis Nodal

• Los fluidos tienen que ir desde el reservorio hasta las plantas de proceso; pasando por las tuberías de producción, equipos superficiales en cabeza y planchada del pozo y las líneas de recolección.

• El Análisis Nodal es un método muy

flexible que puede se utilizado para mejorar el comportamiento de muchos sistemas de pozos.