Manual Wellflo Básico

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WellFlo Básico v-3.8.9

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Información de control

Identificación El siguiente manual tiene por nombre WellFlo Básico v-3.8.9 Creación, revisión

y aprobación

El manual fue elaborado por las siguientes personas:

Responsable Fecha Firma

Elaboración Mayerling Estrada Morelba Chirinos

Leandro Montiel Julio 2012 Revisión Luís Atencio Octubre 2012 Aprobación Luís Atencio Enero 2012

Confidencialidad Advertencia

Esta obra es propiedad de Petróleos de Venezuela, S.A. y está protegida por derechos de Autor y COPYRIGHT.

Está expresamente prohibida su reproducción parcial o total por cualquier medio y restringido su uso sin la autorización previa por escrito del titular.

Cualquier violación de estas disposiciones es contraria a la ley e implica acciones civiles y penales a los infractores.

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Tabla de contenidos

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

Información de control... 3

Tabla de contenidos ... 5

Sobre este manual ... 7

CAPÍTULO I: ASPECTOS GENERALES ... 9

Tema 1: FloSystem ... 11

Tema 2: WellFlo ... 14

CAPÍTULO II: MODELO FÍSICO ... 15

Tema 1: Ejecutar WellFlo ... 17

Tema 2: Nuevo Modelo de Pozo ... 19

Tema 3: Guardar Modelo ... 20

Tema 4: Definir Datos del Proyecto y Sistema de Flujo del Pozo. ... 21

Tema 5: Construir Pozo. ... 23

CAPÍTULO III: MODELO DE YACIMIENTO (RESERVOIR CONTROL) ... 29

Tema 1: Definir Características del Yacimiento ... 31

Tema 2: Parámetros de los Fluidos ... 48

CAPÍTULO IV: CARGA DE REGISTROS ... 69

Tema 1: Registro Fluyente (Flowing) ... 71

Tema 3: Carga de Data de Desviación. ... 75

CAPÍTULO V: ANÁLISIS Y COTEJO DE POZOS ... 79

Tema 1: Calculo de Caídas de Presión (Pressure Drop) ... 81

Tema 2 Punto de Operación (Operating Point) ... 97

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Sobre este manual

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

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

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

Convenciones tipográficas

Descripción de la iconografía que encontrará en este manual. Este icono Le ayuda a identificar …

Información de destacada importancia dentro del contenido. Puntos de especial interés sobre el tema en desarrollo.

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

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Tema 1: FloSystem

Descripción FloSystem es una suite desarrollada por la empresa Edinburgh Petroleum Services Ltd. para ayudar a los Ingenieros de petróleo en el diseño, optimización y diagnóstico de pozos de petróleo y sistemas de producción

Esta suite está compuesta por cinco aplicaciones:

 WellFlo (incluye una sección adicional de Gas Lift)

 WellFlo-ESP

 PSP2 (Generador de archivos de Pseudo-presiones para WellFlo)

 Well Data Manager

 FieldFlo

Cualquiera de estos programas se puede iniciar desde el grupo FloSystem. Para iniciar una sesión de trabajo, busque la opción FloSystem a través del menú de Windows Inicio / Todos los Programas.

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WellFlo 3.8.9 Es una aplicación que permite diseñar, modelar, optimizar e identificar problemas de pozos individuales de crudo y gas, ya sean de flujo natural o con levantamiento artificial (Gas Lift, Bombeo Electrosumergible).Esta aplicación utiliza técnicas de análisis para modelar el influjo del yacimiento y el desempeño de flujo de salida del pozo.

Las aplicaciones específicas para las cuales este software puede ser usado incluye:

 Diseño de configuración de pozo para máximo desempeño a lo largo de la vida útil del pozo.

 Diseño de completación para maximizar el desempeño del pozo a lo largo de la vida útil del mismo.

 Diseño de Levantamiento Artificial.

 Predicción de temperaturas y presiones de flujo en pozos y líneas, así como en equipos de superficie para cálculo de diseño óptimo.

 Monitoreo de reservorio, pozo y línea de flujo.

 Generación de curvas de desempeño de levantamiento vertical para uso en simuladores de reservorio.

FieldFlo 3.8.9 Es un modelo de red diseñado específicamente para optimizar la asignación de tasa de inyección de gas en pozos con levantamiento artificial por gas en redes complejas.

FieldFlo toma las curvas de desempeño de los pozos individuales generados por WellFlo como punto de partida. Posteriormente la red de pozos y múltiples se define en FieldFlo. WellFlo se utiliza para describir las tuberías que los conectan. Se puede realizar una serie de cálculos para estimar la distribución de gas óptimo para el campo y predecir el potencial de producción.

Actualmente esta aplicación ha sido reemplazada por el Software ReO que ofrece soluciones de simulación y optimización para redes de superficie que incorporan prácticamente todos los equipos desde el pozo a la planta de procesamiento. La aplicación simula el comportamiento integral del sistema de producción y, simultáneamente, optimiza la producción respetando el modelo económico definido por el usuario, lo que generalmente proporciona aumentos sustanciales en la producción y/o reducciones en costos operativos.

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Multi-Phase Pseudos-Pressure (PSP2)

Generator

Crea un archivo de seudo presiones multifásicas versus presión para su uso en el cálculo de la IPR en WellFlo.

El archivo de Multi-Fase Pseudo-Presión (*. PSP2), posteriormente puede importarse en WellFlo y se utiliza como base para los cálculos de la IPR del Yacimiento.

A cada yacimiento dentro de WellFlo se le puede asignar su propio archivo de seudo-presión, y cada archivo de seudo-presión puede ser generado a partir de un conjunto diferente de datos PVT, por lo cual es posible modelar de forma precisa las variaciones en las propiedades de fluidos con la profundidad y sus efectos sobre la IPR.

Well Data

Manager rápido y fácil a una gran cantidad de modelos bien guardados en un directorio Es una aplicación de hoja de cálculo (spreadsheet) que permite un acceso determinado.

Well Data Manager tiene tres modos de funcionamiento:

 Well Data Manager – permite mostrar el comportamiento y actualizar parámetros seleccionados de los modelos de pozos.

 Layer Data Manager – igual que el anterior pero la selección de parámetros y el comportamiento es de de las capas (layer o yacimiento)

 VFP Table Generation – permite generar tablas VFP en formato de Eclipse para un determinado rango de parámetros de producción de un conjunto de modelos de pozos de varios directorios.

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Tema 2: WellFlo

Descripción

WellFlo es un software de análisis nodal, que permite modelar pozos que fluyen naturalmente o producen por métodos de levantamiento artificial (Gas Lift Continuo y Bombeo Electrosumergible). El modelado WellFlo puede ser aplicado para diseñar, optimizar e identificar problemas de pozos individuales de crudo y gas.

Esta aplicación es una herramienta que utiliza técnicas de análisis para modelar flujo multifásico desde el yacimiento hasta el separador, examinando el comportamiento de las líneas de flujo y facilidades de superficie, diagnosticando así el sistema de producción.

También, tiene la capacidad de hacer análisis de sensibilidad a un gran rango de variables para determinar su efecto en el sistema de producción. Posee correlaciones, ecuaciones de estado y modelos para el PVT, IPR, flujo vertical y horizontal, temperaturas y flujo a través de estranguladores.

Además, incluye completaciones de pozos verticales, inclinados u horizontales, así como las opciones de flujo Tubular, Anular o Tubular/Anular. Pozo de producción con/sin Tubería, o sólo Tubería (todo tipo de fluido); Inyección (gas o agua), además ofrece la posibilidad de elegir entre correlaciones de modelos de petróleo negro (Black Oil), Gas Seco, Condensado o Petróleo Volátil.

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

Permite la selección óptima del sistema BES (Bomba, Motor, Cable, separador), utilizando una base de datos completa de curvas de desempeño de bombas, que permiten asegurar que los cálculos ejecutados por el software sean rigurosamente precisos, de la misma manera permite al Ingeniero optimizador el diseño y diagnóstico de Gas Lift.

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Tema 1: Ejecutar WellFlo

Procedimiento Iniciar WellFlo 3.8.9 desde el menú de inicio (Inicio  Programas  WellFlo).

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

Aparece una ventana de dialogo que permite seleccionar el Método Producción que deseo evaluar: Gas Lift o Bombeo Electrosumergible.

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Inmediatamente aparece la pantalla principal del Software WellFlo 3.8.9, en la cual se muestra el modelo que representa el pozo, el cual puede ser visualizado de dos formas, como icono o como texto, de acuerdo a lo seleccionado a través del menú View.

Icono Nodo Final Yacimiento Casing Árbol o Cabezal Nodo Final Yacimiento Casing Árbol o Cabezal Nodo Final Yacimiento Casing Árbol o Cabezal Texto Nodo Final Yacimiento Árbol o Cabezal Casing Nodo Final Yacimiento Árbol o Cabezal Casing

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Tema 2: Nuevo Modelo de Pozo

Procedimiento En la pantalla principal WellFlo seleccionar: File  New

A partir de aquí es posible construir todo el sistema subsuelo –superficie del pozo.

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Tema 3: Guardar Modelo

Procedimiento Ir al menú File  Save / Save As. Los modelos WellFlo se almacenan en

archivos de extensión *.wlf. (El nombre del archivo de base puede ser cualquier nombre de archivo válido).El archivo *.wlf solo debe ser llamado desde la aplicación.

Cuando se guardan los modelos, se muestra la ventana File Open.

El nombre del pozo debe especificarse de la siguiente manera: nombre del pozo.wfl, para ser visualizado por la aplicación.

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

Salir Salvar Configuración de Impresora Abrir un archivo existente Programar Pagina Imprimir Salvar como Apertura rápida de modelos Trabajados

Carga de Registro Fluyente

Salir Salvar Configuración de Impresora Abrir un archivo existente Programar Pagina Imprimir Salvar como Apertura rápida de modelos Trabajados

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Tema 4: Definir Datos del Proyecto y Sistema de Flujo del Pozo.

Datos generales (General Data)

Se usa para definir la información general del proyecto o modelo a generar. Ir a Data Preparation  General Data.

A través de la ventana de dialogo General Data Section se carga la información general del pozo. Estos datos son visualizados en reportes y gráficos.

Campo Descripción

Company Nombre de la Empresa

Well Nombre del Pozo

Platform Plataforma asociada al modelo de Pozo

Objetive Objetivo de análisis del Pozo

Field Campo asociado al Pozo

Location Ubicación Geográfica del Pozo

Analyst Nombre del Usuario

Date Fecha de elaboración del análisis

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Tipo de pozo y flujo (Well and

Flow Type)

Se usa para definir el sistema de flujo del pozo. Ir a Data Preparation  Well and Flow Type.

En la ventana Select Well and Flow Type se selecciona la información del tipo de flujo (Flow Type) y de tipo de pozo (Well Type) que se requiera simular.

Tipo de Flujo (Flow Type) Descripción

Tubular Tubular

Annular Anular

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Tema 5: Construir Pozo.

Descripción Existen dos formas básicas de construir el modelo físico del pozo

(subsuelo-superficie): A través del menú Edit (Forma Manual) y a través de Data Preparation (Forma Automática).

Forma Manual En el menú Edit se encuentran todos los elementos que permiten la

construcción del modelo físico del pozo de forma manual, seleccionando los iconos que definen el modelo que se quiere simular.

Cada equipo de subsuelo-superficie es adicionado al esquema de completación del pozo de manera manual e individualmente. Al seleccionar cada equipo a través del menú Edit, el puntero del mouse cambia a una llave inglesa, luego haciendo click en la pantalla principal de WellFlo se agrega de forma automática en el lugar correspondiente dentro de la completación mecánica del pozo.

Enseguida se despliega una ventana de dialogo donde se colocan los datos requeridos de cada uno de los elementos que constituyen el modelo, tanto los de subsuelo, como los de superficie. Las ventanas varían de acuerdo al elemento seleccionado.

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Gerencia Operaciones de Datos  Elementos:

Icono Description Descripción

Manifold Múltiple

Choke Estrangulador o reductor Surface EPS Bomba Electro Sumergible _(Superficie)

Flowline Línea de flujo

Bend Codo

Riser Tubería vertical (Flujo _Ascendente) Downcomer Tubería vertical (Flujo _Descendente) Gas Inyector Inyector de gas Wellhead Gauge Medidor de temperatura Sub-sea Safety Valve Válvula de seguridad de sub-_suelo.

Restriction Restricción

Tubing Tubería de producción

Casing Revestidor

Gas Lift Valve Válvula de gas lift ESP Bomba Electro Sumergible _(Sub-suelo)

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Gerencia Operaciones de Datos

Forma Automática

 Data Preparation (Well Data):

En el menú Data Preparation se define los elementos que conforman la completación mecánica del pozo, así como los equipos de superficie.

Para definir la data de subsuelo del pozo ir a Data Preparation  Equipment Data  Well Data.

A continuación, agregar los equipos de subsuelo que requiere el pozo, tales como Tubing, Casing, Restriction y/o Sss Valve; con sus profundidades, diámetros, peso, rugosidad y temperatura (ventana de dialogo Well Equipment Data).

Las profundidades medidas (MD), se agregan desde el cabezal del pozo hasta el punto medio de las perforaciones o desde el punto medio de las perforaciones al cabezal.

Ver anexos (Información de diámetros internos y externos de tuberías, y rugosidad)

Campo Descripción Unidades

MD Profundidad Medida Ft

OD Diámetro Externo in

Weight Peso Lbs/ft

ID Diámetro Interno in

Roughness Rugosidad in

Casing (ID) Diámetro Interno del Revestidor in

Temperature Temperatura Degrees ºF

Type Tipo de accesorio (Casing, tub, SssV, restriction)

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 Data Preparation (Gas Lift Data):

En el menú Data Preparation  Gas Lift Data, se encuentran todos los elementos necesarios para construir el sistema de levantamiento artificial por gas (LAG), según el diseño preestablecido del pozo.

Para ello se carga la cantidad de válvulas existentes en el diseño de levantamiento artificial, considerando profundidades, temperatura, fabricante, modelo, asiento y presión de calibración de la válvula (ventana de dialogo Gas Lift Data).

Ver anexos tipos y dimensiones de mandriles de gas lift. y características de los mandriles mas comunmente usados.

MD Profundidad Medida ft

TVD Profundidad Medida in

Manufacturer Fabricante ---

Valve Model Modelo de la válvula ---

Name Nombre de la válvula ---

Status Situación de la válvula Active/inactive

Port Size Asiento de la válvula (64th in)

TRO pressure Test Rack Opening Pressure (Presión de Calibración de la

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 Gas-lift Parameters (Parámetros del LAG)

Casing Head

Pressure Presión de cabezal del Revestidor, Presión de Operación Psia

Injection Gas

Gravity Gravedad del Gas de Inyección Adim Valve Dif. pressure Diferencial de Presión de la Válvula. Psi

Gas lift Injection

rate Tasa de Inyección de Gas. MMSCF/day

Lift Gas/Liquid

ratio Relación Gas liquido (opcional) SCF/STB

 Deepest point gas Inyección (punto más profundo de inyección de gas)

Esta opción se utiliza cuando se esta elaborando el Diseño de Levantamiento Artificial, en lugar de utilizar un diseño ya especificado.. La información se utilizan cuando en el módulo de Analysis están las opciones Deepest Injection Point (Operating Point), Deepest Injection Point (Pressure Drop) o Gas-Lift Design - Valve Positioning, donde WellFlo utiliza para los cálculos la profundidad de la valvula de gas lift en vez de profundidades especificas. Los campos en la tabla inferior indican el punto mas profundo en el pozo en el cual se puede insertar la válvula de gas lift.

Use tubing shoe

Este campo limita la válvula de gas lift a estar a la profundidad del final del primer nodo de tubería que esta sobre

el layer mas somero

---

Max MD Injection

Indica el límite de profundidad (MD) para las válvulas en el pozo. Este valor

esta entre el cabezal del pozo y la profundidad del Tubing Shoe

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 Data Preparation (Surface Data):

Para definir los datos de superficie del pozo, ir a Data Preparation  Equipment Data  Surface Data.

De acuerdo a las características físicas del pozo, se edita la data de superficie, agregando el codo, Choke, Downcomer, linea de flujo,, múltiple y Riser; conjuntamente con sus longitudes, diámetros, peso, rugosidad y temperatura (ventana de dialogo Surface Equipment Data).

Ver anexos (Información de diámetros internos y externos de tuberías y reductores)

Lwh Longitud desde el cabezal Ft

OD Diámetro Externo in

Weight Peso Lbs/ft

ID Diámetro Interno in

Roughness Rugosidad in

Insult. Dia Diámetro del aislante in

Type Tipo de accesorio Choke, Flowline, entre _otros.

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Capítulo III: Modelo de

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Tema 1: Definir Características del Yacimiento

Descripción En el menú Data Preparation  Reservoir Control, se muestran todos los elementos necesarios para editar el modelo de afluencia, según las características y propiedades que tenga el yacimiento o capa de interés.

Procedimiento En la ventana de dialogo Reservoir Control del menú Data Preparation, o haciendo click en el icono de yacimiento en la pantalla principal de WellFlo se introducen los datos de yacimiento, seleccionando cada una de las secciones que se describen a continuación.

 Fluid Type (Tipo de Fluido):

La selección del tipo de fluido aplica para todas las capas o layers que conforman el yacimiento. Las propiedades del Black Oil, Water y Dry Gas son modeladas usando correlaciones, mientras que las propiedades del Condensate y Volatile Oil son modeladas usando ecuaciones de estado de cuatro componentes (EoS) desarrolladas por EPS.

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Black oil Petróleo Negro

Water Agua

Dry Gas Gas Seco

Condensate Condensado

Volatile Oil Petróleo volátil

Ver anexos (Clasificación de los Fluidos)

 Black Oil (o Water): se selecciona Oil (petróleo) como el fluido para un

pozo productor o Water (agua) como el fluido para un pozo inyector. Se usa cuando el Gas-Oil Ratios – GORs (relación gas petróleo –RGP) es menor a 2000 scf/STB (con o sin agua) y opcionalmente para RGP mayor a 200000 scf/STB.

Aunque la categoría de Black Oil en WellFlo acepta un RGP de hasta 200000 scf/STB., ninguna de las correlaciones de Black Oil ha sido validada para RGP mayores a 2000 – 2500 scf/STB. Para un modelamiento mas adecuado de las propiedades del crudo con RGP mayor a 2000 SCF/stb, es mas apropiado usar la opción de Volatile Oil.

Como las presiones y temperaturas aumentan, las correlaciones de Black Oil usualmente predicen un aumento de la cantidad de gas en solución, sin embargo, nunca modelan la evaporación de las fracciones más ligeras del petróleo en el gas. Para RGP mayor que 20000 scf/STB y especialmente en condiciones extremas, la ecuación de estado de condensado genera un modelo mas realista.

Un límite de alto RGP se ha permitido para así incluir capas de gas que se mezclan con capas de petróleo. La capa de gas se puede representar como una capa de crudo con un RGP muy alto

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La opción Water solo esta disponible cuando se selecciona Injection Well en la ventana de dialogo Well and Flow Type.

 Dry Gas (gas seco): esta opción se usa en pozos productores (por

ejemplo. Producción de gas seco con o sin agua) o en pozos inyectores. Las opciones de Dry Gas y Water solo están disponibles cuando se selecciona Injection Well en la ventana de dialogo Well and Flow Type

 Condensate (condensado): esta opción se usa solo en pozos

productores. Se utiliza para condensados retrógrados y gases húmedos (con o sin agua). El rango de relación condensado-gas (Condensate-Gas Ratio – relación condensado gas -CGR) es de 5 a 500 STB/MMscf. Un sistema de Condensate puede ser clasificado como un depósito de gas con una relación gas / petróleo (RGP) entre 5000 a 69000 scf / STB y / o relación condensado / gas (CGR) entre 14.5 - 200 STB / MMpc (aun cuando sistemas de gas condensado pueden existir fuera de estos rangos). La gravedad API del condensado a condiciones de tanque puede variar entre menos de 30 ° a más de 80 °, pero se genera centralmente entre 40 - 65 °.

 Volatile Oil (petróleo volátil): este es solo para pozos productores. El

rango de RGP es de 2000 a 200000 scf/STB. Este fluido usa la misma ecuación de estado que la opción de condensado, pero permite la entrada de relaciones en términos de Black Oil como por ejemplo, RGP y WCT (corte de agua- %AyS). en vez de en términos de Gas como por ejemplo, CGR (Relación condensado gas) y WGR (Relación agua gas).

Un sistema de Volatile Oil puede ser clasificado como un yacimiento con una relación gas / petróleo (RGP) que varia de 1500 a 3500 scf / STB, Gravedad API del petróleo superior a 40 - 45 grados y factor volumétrico del petróleo (Bo) superior a 2.0 rb / stb.

Si no existe seguridad, si el sistema de hidrocarburos califica como un condensado o un petróleo volátil, utilice cualquiera de los dos, los resultados serán idénticos.

 Entry Model (Modelo de Entrada)

La selección de cualquiera de las opciones aplica para todas las capas (layers) del yacimiento, sin embargo se pueden especificar diferentes parámetros para cada una de estas capas. El modelo de entrada seleccionado afecta el método por el cual J y F (para petróleo y agua) o B y F (para gas y condensado) son calculados, y por

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lo tanto el IPR o IIR, donde:

J = Índice de productividad (PI) o Índice de Inyectividad (II) – representa flujo Darcy (laminar), incorpora el factor de daño (S), se utiliza para pozos de producción de petróleo o inyección de agua.

B = Coeficiente de Flujo de Darcy – incorpora el factor de daño (skin) Darcy (S), se utiliza para pozos de gas o condensado o de inyección de gas.

F = Coeficiente de Flujo No-Darcy (turbulento), incorpora factor de daño (skin) No Darcy (D), el cual también se conoce como el Coeficiente Skin Dependiente de la Tasa (Rate-Dependent Skin Coefficient).

Hay 3 opciones en Entry Model:

 Layer Parameters: Este modelo de entrada de datos, es utilizado

cuando se disponga de información suficiente y confiable del yacimiento. Todo pozo nuevo debe ser simulado inicialmente por Parámetros de Yacimientos, debido a que no se cuenta con información de Producción.

El índice de productividad (Productivity Index - PI) y coeficientes de flujo (Flow Coefficients) pueden ser calculados usando datos petrofísicos y de completación en la ecuación teórica de influjo semi – estable (theoretical semi-steady-state inflow equation) para la geometría de la capa (Layer Geometry) seleccionada. Este modelo también permite la opción de IPR tabulado (Tabulated IPR).

El análisis Skin solo esta disponible para esta opción y se puede usar para estimar los factores Skin de sus componentes

Layer Parameters Parámetros del yacimiento

Test Point Data Datos de prueba

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 Layer parameters: Parámetros de Yacimiento

 Drainage area Geometry: Geometría del área de drenaje

Layer pressure Presión del yacimiento Ft

Layer

temperature Temperatura del yacimiento Degrees ºF Relative

inyectivity Inyectividad relativa Porcentaje Effective

Permeability Permeabilidad efectiva md Layer thickness Espesor de la capa Ft

Mid-perf depth

(MD) Profundidad en el medio de las perforaciones Ft

Pseudo-radial flow (default) Flujo pseudo-radial

Pseudo-linear flow Flujo pseudo-lineal

Constant pressure boundary Limite de presión constante

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 Completion Skin Factor: Factor de daño por completación

Ver anexos (Conceptos Basicos Factor Skin)

 Calculated Values (Total liquid): Valores calculados

 Wellbore radius: Radio del pozo.

 IPR Model: En esta sección se muestra el modelo de afluencia

seleccionado para construir la IPR.

 Skin analysis: Permite introducir el tipo de completación y el valor

del daño asociado (S) al pozo.

 Relative Permeability: Se utiliza para cargar valores paramétricos

o tabulados según la disponibilidad de la data.

 Choose IPR: Se utiliza para acceder al tipo de correlación que se

ajuste al modelo del yacimiento (Straight Line, Vogel, entre otros), el cual se vera reflejado en la ventana IPR Model.

 Calculate: Permite calcular el Índice de Productividad Productivity

Index (J) en STB/day/psi, la capacidad de aporte del yacimiento (AOF) en STB/day y el coeficiente de Flujo No Darcy (F) del yacimiento.

Total Darcy Skin (S) Daño total (mecánico) ---

Total Non-Darcy Skin

(D) Daño debido al flujo no Darcy 1/STB/day

Productivity Index (J) Índice de productividad STB/day/psi

Non-Darcy flow Coef

(f) Coeficiente de flujo no Darcy Psi/(lbs/day)2 Abs. Open Flor (AOF) Capacidad de aporte del yacimiento STB/day

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 Test Point Data: es un modelo de entrada de datos a través del cual se

puede calcular el índice de productividad (Productivity Index - PI) y coeficientes de flujo (Flow Coefficient/s) por medio de medidas de presión de fondo fluyente (Pwf) (Bottom Hole Flowing Pressures- BHFPs) y tasas de flujo.

 Layer parameters: Parámetros de yacimiento

 Test Point Data (Total Liquid): Datos de Producción

Layer temperature Temperatura del yacimiento Degrees ºF

Relative inyectivity Inyectividad relativa Porcentaje

Mid-perf depth (MD) Profundidad en el medio de las _{perforaciones} Ft

Test Pressure 1 Presión de fondo fluyente 1 Psia

Test Flow Rate 1 Tasa de producción 1 STB/day

Incluye Non-Darcy Effects

Permite incluir o excluir los efectos No-Darcy en los cálculos. No aplica

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Calculated Values: Valores calculados

 IPR Model: En esta sección se muestra el modelo de afluencia

seleccionado para construir la IPR.

 Relative Permeability: Se utiliza para cargar valores paramétricos

o tabulados según la disponibilidad de la data.

 Choose IPR: Se utiliza para acceder al tipo de correlación que se

ajuste al modelo del yacimiento (Straight Line, Vogel, entre otros), el cual se vera reflejado en la ventana IPR Model.

 Calculate: Permite calcular el Índice de Productividad Productivity

Index (J) en STB/day/psi, la capacidad de aporte del yacimiento (AOF) en STB/day y el coeficiente de Flujo No Darcy (F) del yacimiento.

 Manual: Debe ser utilizado como modelo de entrada de datos cuando

se conozca el Índice de productividad del pozo.

El índice de productividad (Productivity Index - PI) y coeficientes de flujo (Flow Coefficient/s) pueden ser ingresados directamente (por ejemplo J (para petróleo o agua), o B (para gas o condensado) y F.

Productivity Index

(J) Índice de productividad STB/day/psi

Non-Darcy flow

Coef (f) Coeficiente de flujo no Darcy Psi/(lbs/day)2 Abs. Open Flow Capacidad de aporte del yacimiento STB/day

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 Layer parameters: Parámetros de yacimiento

 Manual data (Total liquid): Data Manual

 Calculated Values (Total Liquid): Valores calculados

Layer

temperatura Temperatura del yacimiento Degrees ºF Relative

inyectivity Inyectividad relativa Porcentaje Mid-perf depth

(MD) Profundidad en el medio de las perforaciones md

Productivity Index (J) Índice de productividad STB/day/psi

Non Darcy flow Coef Coeficiente de flujo no Darcy Psi/(lbs/day)2

Incluye non-Darcy Effects

Permite incluir o excluir los efectos no-Darcy en los cálculos.

No aplica para crudo, solo gas y condensado

---

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 IPR Model (Modelo IPR):

Esta sección permite la selección del modelo IPR (Choose IPR). Dependiendo del tipo de fluido actual (Fluid Type) en la sección de Reservoir Control, los modelos disponibles para pozos productores son:

 Black Oil:

 Straight Line (línea recta): usa el índice de productividad (J)

constante, asumiendo que la curva de afluencia es directamente proporcional a la declinación de todas las presiones.

 Vogel: Esta curva puede ser considerada como una solución

general de la ecuación de flujo para un yacimiento con empuje por gas en solución y presión de yacimiento por debajo del punto de burbujeo. Utiliza un índice de productividad de línea recta (J), por encima del punto de burbuja y la relación de Vogel por debajo (donde se ha desarrollado gas intersticial). La ecuación de Vogel usa coeficientes de 0.2 y 0.8. Se puede “forzar” un coeficiente diferente, ingresando un valor en el coeficiente P en la ecuación de Vogel para reemplazar el valor por defecto de 0.2. El segundo coeficiente en la ecuación automáticamente se tomará como 1 menos el valor que ingresamos.

En los modelos de Straight Line y Vogel, cuando la opción de Layer Parameters es usada para calcular un (J) teórico, las propiedades requeridas del fluido son calculadas en Layer Pressure y los datos de permeabilidad relativa son involucrados: si el corte de agua especificado es cero, (J) es calculado usando el punto final de la permeabilidad relativa kro (Swi) (=1.0 convencionalmente), por un corte de agua diferente de cero, es usado kro (Sw) y krw (Sw).  Fetkovich: Representa la IPR no lineal resultante del flujo de gas y

el flujo de dos fases. El exponente n varía entre 0.5 y 1.0. Esta ecuación referida usualmente como ecuación de “backpressure” normalizada”, generalmente ha sido aceptada para pozos de gas. La misma no ha sido utilizada ampliamente para pozos de petróleo, a pesar de que Fetkovich (1973) confirmó su aplicación general para pozos de petróleo. Este es el método empírico C y n disponible para petróleo. Este requiere la entrada manual de un coeficiente C y un exponente n, a través de la ventana de dialogo Inflow Performance Fetkovich, la cual se despliega seleccionando Model, Calculate o Plot. Con la opción de Test Point Data Entry, se puede ingresar dos valores de una prueba dinámica (fluyente) (por ejemplo, con la casilla Include Non-Darcy Effects habilitada)

Los coeficientes C y n son mostrados en la caja de descripción bajo el grafico IPR (IPR Plot).

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 Normalized Pseudo Pressure: incorpora las propiedades del fluido

de cada fase fluyente (petróleo, gas (debajo de Pb) y agua (si se ha especificado una zona con corte de agua distinto de cero) y las permeabilidades relativas (kro, krg, krw) de cada fase en la apropiada saturación, en el rango de presiones desde la atmosférica hasta la del yacimiento. El valor de J es calculado a la presión de yacimiento.

 Normalized Pseudo-Pressure (external): esta opción habilita el

botón Import; el cual se utiliza para importar pseudos presiones normalizadas (Normalized Pseudo-Pressure), las cuales se generaron externamente, y están en un archivo formato *.psp o *.psp2.

 Dry Gas:

 p2-form: provee un método directo para el cálculo de curvas de

entregabilidad de la fase de gas (Single-Phase Gas Deliverability Curves). Solo esta disponible para solo la fase de gas (Relación agua gas - WGR = 0).

La aproximación p2 ajusta mejor para presiones por debajo de 2000 psia.

 Back Pressure: es el modelo empírico de Fetkovich de C y n; solo

esta disponible para una fase de gas (Relación agua gas WGR = 0). Las opciones de p2-form y Back Pressure (C y n) no están disponibles si se ha especificado una WGR distinto de cero en la ventana de dialogo Gas Fluid Parameters.

de cada fase - gas y agua si se ha especificado un valor de WGR (Relación AyS on agua gas) distinto de cero - y las permeabilidades relativas (krg, krw) de cada fase en la apropiada saturación, en el rango de presiones desde la atmosférica hasta la del yacimiento. El valor de J es calculado a la presión de yacimiento.

El valor de B es calculado a la presión de yacimiento.

 Normalized Pseudo Pressure (external): esta opción habilita el

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 Condensate:

de cada fase fluyente – gas y petróleo si esta por debajo del punto de rocío, y agua si se ha especificado un valor de WGR (Relación agua gas) distinto de cero - y las permeabilidades relativas (krg, kro, krw) de cada fase en la apropiada saturación, en el rango de presiones desde la atmosférica hasta la del yacimiento.

El valor de B es calculado a la presión de yacimiento.

botón Import; el cual se utiliza para importar pseudos presiones normalizadas (Normalized Pseudo-Pressure), las cuales se generaron externamente, y están en un archivo formato *.psp o *.psp2.

 Volatile Oil:

de cada fase fluyente – petróleo, gas (debajo de Pb) y agua si se ha especificado un valor de corte de agua distinto de cero - y las permeabilidades relativas (kro, krg, krw) de cada fase en la apropiada saturación, en el rango de presiones desde la atmosférica hasta la del yacimiento.

: El valor de J es calculado a la presión de yacimiento.

 Opción Tabular IPR:

Si se selecciona la opción Layer Parameters, se habilita el modelo Tabulated IPR para cualquier tipo de fluido en un pozo productor. Esta opción permite definir el IPR como una tabla de con 21 valores de presión/tasa.

La tabla contiene 21 valores entre la presión atmosférica y la de yacimiento. Estos valores iniciales no son importantes si los usuarios van a ingresar un set de datos nuevo. Sin embargo, los usuarios pueden usarlos como punto de partida para su IPR. Los valores representan el modelo actual para el cálculo de IPR (o el modelo de Straight Line que

(43)

esta por defecto si no se ha cambiado por otro modelo). Si se desea comenzar con cualquiera de los otros modelos, se selecciona antes de escoger la opción Tabulated, luego click en el botón Calculate

Luego, seleccionar el botón Model Data o doble clic en la opción Tabulated para que se muestre la ventana de dialogo Tabulated Inflow (Oil/Volatile Oil) o Tabulated Inflow (Gas/Condensate), una vez que estas ventanas son desplegadas, la tabla puede ser editada

 Modelos para el cálculo de IIR (Inyectores):

La descripción de los modelos de cálculo para el IPR también aplica para el cálculo de IIR en pozos inyectores, con las siguientes diferencias:

 Water: solo están disponibles los modelos de Straight Line,

Normalized Pseudo-Pressure y Normalized Pseudo Pressure (external).

 Gas: las opciones Normalized Pseudo-Pressure y Normalized

Pseudo Pressure (external) son las únicas disponibles.

Para la generación de las curves IIR, el IIR es calculado para presiones por encima de la de yacimiento, usando J y F (Water), o B y F (Gas) hasta la presión de fractura de la formación (Formation Parting Pressure). A tasas altas de inyección, la curva de IIR se aplana (de hecho a un valor de J muy alto o uno de B muy pequeño), hasta aproximarse al efecto de fractura de la formación.

El valor mostrado por debajo del AOF es la tasa crítica de inyección para la fractura de la formación, y corresponde a la presión de fractura del yacimiento.

 Botones de Funciones (Function Buttons):

 Calculate (calcular): calcula el AOF y los coeficientes de flujo para

el modelo de IPR (o IIR) seleccionado.

 Plot (graficar): grafica la curva de IPR (o IIR), o para añadir una

grafica IPR o IIR ya existente.

 Model Data (datos del modelo): esta disponible solo para los

modelos de Fetkovich, Back Pressure, o Tabulated Models. Se selecciona este botón o doble click en el nombre del modelo para que se despliegue la ventana de dialogo Fetkovich/Back Pressure IPR Data, Tabulated IPR Data (Oil o Volatile Oil) o Tabulated IPR Data (Gas o Condensate).

(44)

Ver anexos (Modelos de Afluencia).

 Well Orientation (orientación del pozo):

La opción seleccionada aplica para todas las capas del yacimiento. Esta categoría incluye pozos inclinados. En ángulos mayores a 75°, la categoría horizontal puede se la mas apropiada. De hecho, esta inclinación relacionada con la capa, es importante para los cálculos de IPR. Así un pozo inclinado 60° con respecto a la vertical en una capa con buzamiento de 30° podría efectivamente ser horizontal para propósitos de afluencia. La diferencia en el cálculo de IPR (Índice de Productividad)/ IIR (Índice de Inyectividad ) entre un pozo vertical y horizontal es tomada en cuenta para la definición de algunos componentes de daño (Skin)

La orientación del pozo aquí seleccionada no tiene implicaciones más allá del cálculo del Skin, y no impone ninguna restricción en la descripción del pozo (Well Description), como por ejemplo, el ángulo de desviación de casing para Análisis Nodal.

Dependiendo del tipo de Fluido (Black Oil, Condensate, Dry Gas, Volatile Oil)

Vertical Selecciona la completación como vertical para cálculos _{de daño} Horizontal Selecciona la completación como horizontal para _{cálculos de daño} Segmented horizontal y es usada para dividir una capa horizontal en Esta opción solo esta disponible para orientación

(45)

y Modelo de Entrada de Datos (Layer Parameters, Test Point Data, Manual), la ventana de carga de datos de Yacimiento (Edit Layer) requerida, será diferente. Ver anexos (Modelo de Yacimientos)

 Layer Control (Control de las capas)

Esta sección tiene como propósito especificar las capas o unidades que contribuyen al IPR / IIR y acceder a la configuración del IPR / IIR de una capa o unidad seleccionada

Se puede especificar un máximo de 36 capas o layers, cada una con un nombre específico y el estatus de activo o inactivo. El área de List Field muestra el nombre de las capas definidas para el yacimiento en conjunto con el estatus actual de la misma.

Active Layer Activo

Inactive Layer Inactivo

Add Layer Agregar Layer

Edit Layer Editar Layer

Copy Layer Copiar Layer

(46)

 Display Composite IPR

Al hacer click en el botón Display Composite IPR se despliega una ventana emergente. Aquí se puede graficar producción total del yacimiento versus presión y opcionnalmente relaciones de fluidos versus producción. Esta ventana aparece cuando el tipo de fluido es Black Oil, Water o Volatile Oil.

Al activar esta opción, se combinan todos los IPR de los diversos layers en una IPR compuesta, incluyendo los efectos de perdida de presión entre las capas a diversas profundidades y los efectos de flujo transversal (si aplica). Esto se muestra en el grafico como Composite Performance at Layer X (donde x es el nombre de la capa activa menos profunda) excepto cuando todas las capas estan a la misma profundidad y son mostradas como Reservoir Performance (comportamiento del yacimiento)

(47)

 Additional Curves: dependiendo del fluido seleccionado las opciones

disponibles son:

Productor Black oil - Volatile

Productor Condensate Productor Condensate Productor Dry Gas Productor Dry Gas Inyector Water - Dry Gas

Inyector Water - Dry Gas

 Plot Phase Components: al seleccionar esta opción, se grafica la fase

de petróleo y agua producida versus presión.

 Plot Layer IPR Curves: al seleccionar esta opción, se grafica la

contribución de cada layer en la curva compuesta de IPR.

 Include Measured Data: al seleccionar esta opción, se grafica datos de

presiones medidas versus tasa de flujo los cuales fueron cargados a través del menú File  Load Measured Data.

 Plot button: genera la grafica de IPR compuesta.

None: No se selecciona ninguna Relación de fluidos para _graficar Water-Cut: Grafica corte de agua versus producción

Gas/Oil Ratio Grafica relación gas/petróleo versus producción

Water Gas Ratio Grafica relación agua/gas versus producción

Condensate Gas

(48)

Tema 2: Parámetros de los Fluidos

Descripción Un análisis PVT es un grupo de pruebas de laboratorio que se realizan a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas, en que se evalúan las propiedades de los fluidos.

La importancia de disponer de un PVT, radica en poder determinar las reservas de hidrocarburos, la simulación y estudio de yacimientos y el diseño de facilidades de superficie.

WellFlo permite modelar 4 tipos diferentes de fluidos:

 Black Oil (Crudo Negro)

 Dry Gas (Gas Seco)

 Condensate (Condensado)

 Volatile Oil (Petróleo Volátil)

El petróleo negro y el gas seco son modelados por correlaciones. El petróleo volátil y gas condensado por medio de seudos ecuaciones de estado.

La selección del tipo de fluido se hace según la RGP y gravedad API.

 Black Oil: RGP < 2000 Scf/day; API < 40°

 Volatile Oil 2000 < RGP < 200000 Scf/day; API > 45°

 Gas Condensate 5 < CGR < 500 STB/MMSCF; API 40° – 45° Los parámetros de fluido cambian según el tipo seleccionado.

Existen dos formas básicas de caracterizar las propiedades del fluido, insertando los datos de forma manual o importándolos a través de un archivo externo con extensión *.pvt

Forma manual En el menú Data Preparation  Reservoir Control  Fluid Parameters, se despliega la ventana de diálogo Oil fluid parameters, Gas fluid parameters, Condensate fluid parameters, Volatile Oil fluid parameter o Water fluid parameters, (dependiendo del tipo de fluido).

(49)

 Produced fluid data: Datos de fluidos producidos.

Los campos de esta sección se utilizan para introducir los datos básicos de producción. La gravedad específica del petróleo y Gravedad API, así como, la salinidad del agua (NaCl equivalente) y gravedad específica del agua, son de color azul, lo que indica que son pares enlazados de campos (es decir, el cambio de una actualiza automáticamente el otro del par, por lo que los datos siguen siendo coherentes). El campo restante es para la gravedad específica de gas en condiciones estándar.

(50)

Tabla de propiedades según el tipo de fluido:

Las gravedades específicas del crudo varían entre 0.73 a ligeramente por encima de 1.0. El rango usual de la gravedad API comienza con la densidad de agua a 10 ° y asciende en crudos volátiles y líquidos condensados alrededor de 60-70 °. Los valores típicos de gravedad especifica de mezclas de gases de hidrocarburos oscilan entre 0.65 (gas seco) a 0.95 (gas húmedo). Traducir del: inglés La salinidad de las aguas de los poros en yacimientos típicamente aumenta en un 6 a 160 g / L (6000 a 160000 ppm) por Km. de profundidad. La salinidad del agua de mar es de aproximadamente 35 g / L (35000 ppm). Se encuentran salinidades mucho más altas en las salmueras de campos petrolíferos. Salinidades típicas para yacimientos de petróleo y gas son 30 g / L (30000 ppm) para areniscas y 90 g / L (90000 ppm) para carbonatos.

Oil API gravity Gravedad API del petróleo Degrees API

Oil specific

gravity Gravedad especifica del petróleo --- Gas specific

gravity Gravedad especifica del gas --- Water Salinity Salinidad del agua PPM

Water specific

gravity Gravedad especifica del agua ---

Tipo de Fluido(Fluid Type)

Propiedades Black Oil Dry Gas Condensate Volatile Oil Oil API gravity

x

---

x

Oil specific gravity

x

---

x

Gas specific gravity

_x

Water salinity

x

Water specific gravity

_x

(51)

 Injected fluid data: Datos de fluidos inyectados.

 Correlations: En esta sección se utiliza la correlación que mas se

ajuste al modelo que se esta trabajando, de acuerdo a estudios previos de la Unidad de Producción. Los parámetros varían de acuerdo al tipo de fluido.

Fluid Type

Injected fluid data Water Dry Gas

Water salinity

x

---

Water specific gravity

_x

_---

Gas specific gravity

---

x

(52)

Tabla de correlaciones o ecuación de estado disponibles según el tipo de fluido

Ver anexos (Definición de las propiedades del petróleo negro)

 Layer Data: Se procede a seleccionar el yacimiento o capa que se

esta trabajando, y se editan los datos requeridos.

--- ---

µo

Beal + Chew and

Connally

x

---

--- ---

Beggs and Robinson

_x

(53)

Campos disponibles según el tipo de fluidos

 Inorganics: permite incluir las impurezas inorgánicas del gas seco.

Layer Name Nombre de la capa -

Prod. GOR Relación Gas Petróleo SCF/STB

Water cut Corte de agua per cent

Water/gas Relación Agua Gas STB/MMSCF

Prod. CGR Relación Condensado Gas STB/MMSCF

WGR Relación Agua Gas STB/MMSCF

Copy Previous Data _{seleccionada de la capa previa}Copiar datos a la capa ---

Fluid Type

Produced Injected

Layer data Black Oil Dry Gas Condensate Volatile Oil Water Dry Gas

---

Prod. CGR

---

x

---

WGR

---

x

---

(54)

En esta fase se debe recopilar la información PVT disponible, considerando la evaluación del campo y pozos asociados a yacimientos con PVT.

Tablas con datos de prueba PVT

T =297ºf

RGP =1000 scf/stb

API =27.4

Ggas =0.7

Salinidad del Agua =6000 rpm

Pb =3763 psi

Rsi =902 scf/stb

Editar la Gravedad del Petróleo (API), la Gravedad Especifica del Gas (SG gas), RGP, %AyS y la Salinidad (opcional) en la ventana Oil Fluid Parameters.

<<

H2S Sulfuro de Hidrógeno Fracción molar

CO2 Dióxido de carbono Fracción molar

(55)

La selección de las correlaciones para ajustar PVT Black Oil, se hace considerando el rango de aplicación de las mismas. Una vez seleccionada, la correlación que mejor represente el comportamiento del pozo, será la utilizada para caracterizar el fluido del pozo.

Tabla con rangos de aplicabilidad de correlaciones de propiedades PVT

Propiedades PVT Standing Lasater Vazquez - Beggs Glaso Petrosky - Farshad Macary (Pb) Presion al punto de burbuja (psia) 130 - 7000 48 - 5780 15 - 6055 165 - 7142 1574 - 6523 1200 - 4600 (Bo) Factor volumetrico del petroleo al punto de burbuja (rb/stb) 1.024 - 2.15 --- 1.028 - 2.226 1.087 - 2.588 1.1178 - 1.622 1.2 - 2.0 (GOR o Rs) Relacion Gas - Petroleo (scf/stb) 20 - 1425 3 - 2905 0.0 - 2199 90 - 2637 217 - 1406 200 - 1200 Temperatura del Yacimiento (°F) 100 - 258 82 - 272 75 - 294 80 - 280 114 - 288 180 - 290 Gravedad del crudo (°API) 16.5 - 63.8 17.9 - 51.1 15.3 - 59.5 22.3 - 48.1 16.3 - 45.0 25 - 40 (Gravedad especifica del gas (aire=1) 0.59 - 0.95 0.574 - 1.22 0.511 - 1.351 0.65 - 1.276 0.5781 - 0.85 0.7 - 1.0 Presion del separador (psia) 265 -465 15 - 605 60 - 565 415 --- ---Temperatura del separador (°F) 100 36 - 106 76 - 150 125 ---

(56)

--- Function Buttons (botones de Funciones): Esta sección contiene tres

botones de función a traves de los cuales se despliegan ventanas de dialogo.

Check

Despliega la ventana Oil Correlation Check que se utiliza para examinar los resultados de las correlaciones seleccionadas. Los valores que se generan en esta ventana son con el propósito de verificar los datos, y no

se utilizarán posteriormente

Match

Despliega la ventana Oil o Gas Correlation Matching dialog; se usa para ajustar las correlaciones del Black Oil (o gas) con los datos medidos. Aparece un asterisco en el

nombre de la correlación que ya ha sido ajustada.

Emulsion Viscosity

Despliega la ventana

Emulsion Viscosity Correction; se usa para ingresar una

tabla de Multiplicadores de viscosidad en función del corte de agua que operan con la viscosidad cruda de la mezcla

crudo/agua que se generan en la sección de PVT. El botón sólo está habilitado para Black Oil y Volatile Oil

Calibración

PVT Para ajustar PVT Petróleo Negro se tienen dos opciones:

1.-Fijando Presión de Burbuja. 2.-Fijando Gas en Solución Rs.

Utilizando como método de ajuste los siguientes:

 Anchored: Considera el Rsi=0 a condiciones estándar de Presión y

Temperatura. P= 14.7 lpc y T= 60 ºF.

(57)

Procedimiento fijando Presión

de Burbuja

Estas opciones solo están disponibles para la presión del punto de burbuja y la solución RGP en la sección de Match Property.

Ir a la ventana Match del menú Data Preparation  Transfer Reservoir Data  Load Fluid Properties  Fluid Properties Only.

Para efecto de este Manual trabajaremos con la forma de ajuste de PVT Anchored para calibrar Pb y Rsi.

El procedimiento para la calibración de la presión de burbuja (Pb), gas en solución (Rsi) y factor volumétrico del petróleo (Bo), consiste en fijar cada una de estas propiedades de siguiente manera:

 Fijando Presión de Burbuja (Pb):

Es siempre la opción inicial para ajustar PVT. Seguidamente debe ajustarse los valores de Rsi y Bo.

En la ventana Match Oil Fluid Properties seleccionar la propiedad a calibrar, en este caso la presión de burbuja, introducir la temperatura de yacimiento según el rango de temperatura establecido e indicar el valor de Presión de Burbuja (Pb) justo al lado de la temperatura de yacimiento (Tyac) como lo indica la figura anexa, para finalmente seleccionar la opción Calculate.

(58)

Inmediatamente el software realizara los cálculos internos correspondientes y generara el valor de presión de burbuja según datos pre-establecidos.

Match

Property Permite seleccionar la propiedad PVT a calibrar (Pb, Rsi, Bo, μo, μgas, zfactor)

Zero Values Borrar valores en la celda de valores observados

Tuning

Parameters Permite mostrar los coeficientes de ajuste

Reset tuning Utilizado luego de realizar el ajuste, permite seleccionar una nueva _{correlación y realizar los cálculos nuevamente.} Observed

Values Permite editar valores de presión y temperatura para el cálculo. Calculated

Values Muestra los valores, después que el botón calcular y Best Fit han sido seleccionados

Match Indicador de calidad. Match=1 indica un ajuste perfecto.

Calculate Permite observar el efecto de los coeficientes de ajuste actual en _{los valores observados por el usuario.} Best Fit Permite realizar un mejor ajuste de los valores observados por el _usuario Copy Permite transferir los datos observados y calculados a otro tipo de _archivo.

(59)

Nótese que el valor de Pb calculado es de 3640.138 psia con un match de un 93% con la correlación Glaso.

Posteriormente click en la opción Best Fit para generar el mejor ajuste de Pb.

De esta manera observe que la nueva Pb se acerca al valor real.

 Ajuste de Gas en Solución (Rsi)

Se introduce los valores de presiones a considerar según la Pyac a condiciones actuales en la pestaña de Observed Values-Pressure. Se agregan los valores de Rsi, deacuerdo a datos PVT, al lado de la temperatura de yacimiento, tal y como se muestra en la figura anexa.

(60)

Oprimir la opción Calculate para que la aplicación realice los cálculos correspondientes.

Nótese que por ejemplo, en la ventana anterior con la correlación seleccionada se alcanzó un Match de 38%, es decir un valor de Rsi calculado de 667.9 scf/stb.

(61)

Posteriormente oprima la opción Plot de la ventana Match Oil Properties, para visualizar los valores calculados y observados en función al Rsi. Este grafico será observado siempre y cuando exista una columna de valores que permitan su construcción en WellFlo.

 Ajuste de Factor Volumétrico del Petróleo (Bo).

Introducir los valores de presiones a considerar según la Pyac a condiciones actuales en el área Observed Values-Pressure. Coloque los valores de Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) al lado de la Temperatura de yacimiento tal como se muestra en la figura anexa.

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Oprimir la opción Calculate para que software realice los cálculos correspondientes.

Se observa que el valor calculado de Bo=1.49764 bls/stbl, a la presión de burbuja y temperatura de yacimiento, usando la correlación Glaso. Finalmente oprima la opción Best Fit para generar un mejor ajuste del Bo.

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Para visualizar valores observados y calculados para el Bo, click en Plot.

Ensaye con todas las correlaciones disponibles por la aplicación y compute los resultados a través de la opción Match para conocer la correlación que mejor represente las propiedades del Fluido.

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Procedimiento Fijando Gas en Solución (Rs):

Ir a la ventana Match del menú Data Preparation  Transfer Reservoir Data  Load Fluid Properties  Fluid Properties Only. Presione la opción Match.

Seguidamente en la ventana Match Property seleccionar Solution GOR. Agregar presiones y valores de Rs a la temperatura de yacimiento tal y como se muestra en la figura anexa.

Una vez indicado la opción calculate y Best fit, aparecerá una ventana que permite el ajuste simultaneo del Rs considerando el valor observado de Pb, dando un peso mediante el uso de un factor. Este factor varía de 0.01 a 1000 donde valores cercanos a 0.01 indican que el ajuste al Rs no ponderara al valor de Pb especificado; mientras factor cercano a 1000 ajustara el Rs buscando ajustar a su vez, tanto como sea posible, el valor observado de Pb.

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Si se selecciona la opción Si, aparcera la siguiente ventana donde podremos indicar el valor del factor para ajustar la Pb en relación al Rs.

Posteriormente calibrar Presión de burbuja (Pb) y Factor volumétrico del petróleo (Bo) tal y como se realizo en pasos anteriores.

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 Ajuste de Bo:

Una vez finalizado la calibración del PVT cambiar los valores de RGP y %AyS a condiciones de prueba por valores de RGP y %AyS en producción.

Para exportar el PVT Calibrado ir al menú Data Preparation  Transfer Reservoir Data  Save Fluid Properties.

Procedimiento Importando

PVT

 Cargando la data PVT desde otro modelo de Pozo existente, a través de

Data Preparation  Transfer Reservoir DataLoad Fluid PropertiesFluid Properties Only. Las Propiedades del Fluido se almacenan como un archivo con extensión *.PVT (binario) o *.PVX (ASCII), que contienen todos los datos relativos a las propiedades del Fluido en el Yacimiento.

En el menú Data Preparation  Transfer Reservoir Data, existen otras opciones para salvar las Propiedades del Fluido, así como cargar y salvar

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Propiedades del Yacimiento. Las Propiedades del Yacimiento generan archivos con extensión *. Derechos de la propiedad intelectual (binario) o *.IPX (ASCII).

Posteriormente aparecerá la ventana Windows que permitirá seleccionar el archivo *.pvt o *.pvx que será cargado al modelo de pozo en desarrollando.

Inmediatamente aparece la ventana emergente que indica la ruta de donde se esta cargando el PVT. Al oprimir la opción Aceptar se completa el proceso de carga de las propiedades del fluido.

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Capítulo IV: Carga de Registros

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