Producción 1 (clase 4)

Producción 1

Análisis de Fluidos Producidos en el
Hoyo y Análisis Nodal

Introducción

SISTEMA DE PRODUCCIÓN

DP Línea de Flujo
Petróleo+
Agua

Separador

Tub. de Prod.

DP Tub. de Prod.

Yacimiento

re rw
DPyac.

Introducción

CARATERIZACION TERMODINAMICA DE LOS FLUIDOS EN EL MEDIO POROSO

• Comportamiento Monofásico de Yacimientos de petróleos

Pest

Pwf

P

T

Introducción


• Comportamiento Bifásico de Yacimientos de Petróleos

Pest

P Pest

Pwf
Pwf

T

Introducción


• Comportamiento Monofásico -Bifásico de Yacimientos de petróleos

Pest

P

Pwf

T

Producción 1

Análisis de los Fluidos Producidos

Análisis de Fluidos Producidos

Definición

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.

¿Cuándo se debe tomar las muestras?

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.


Selección de los pozos para realizar el muestreo

• 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.- Se debe
evitar el muestreo de pozos cercanos a los contactos gas-petróleo o
agua-petróleo. Si no se puede evitar esto, se debe escoger un pozo
donde la columna de petróleo tenga un gran espesor de tal manera que
se pueda producir selectivamente la zona del petróleo.


Aportes de un análisis PVT

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.


Correlaciones Numéricas PVT

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.


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, gg.
o Gravedad API del petróleo .
o La Solubilidad del gas en el crudo a la Pb, Rsb.


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


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

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 Rs del Petróleo
(fuente: Correlaciones Numéricas PVT-Carlos Banzer)


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


Factor volumétrico del petróleo (bo)

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

Comportamiento típico del bo del Petróleo


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.


Para Crudo Sub-Saturado: P>Pb

La comprensibilidad del Petróleo Viene dado por la Siguiente Expresión:


Comprensibilidad del petróleo (co)

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:

Para un crudo subsaturado, puede definirse de la siguiente manera:


Comprensibilidad del petróleo (co)

Comportamiento típico del co del Petróleo sub-saturado


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.


Viscosidad del petróleo (mo)

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

Comportamiento de la viscosidad del petróleo


La viscosidad de crudo Muerto (mod):

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:


La viscosidad de crudo vivo (mo): 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:


La viscosidad de crudo sub -saturado (mo): 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:


Densidad de petroleo (ro)

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

Densidad de crudo vivo (ro): P<=Pb


Densidad de petroleo (ro)

Densidad de crudo Sub-saturado (ro): P>Pb


Correlaciones para Sistemas de Gas

• Gravedad Especifica
Se define como la razón de la densidad del gas a la densidad del
aire, ambas medidas a las mismas condiciones de presión y temperatura.
Viene dado por la siguiente expresión:

Si no se conoce el peso Molecular del gas, pero es conocida las
fracciones molares de cada uno de los componentes, entonces este puede
se estimado por:



• Temperatura y Presión Pseudocritica
Se define como las condiciones criticas promedio de la mezcla de gases y
vienen dados por:

Regla de Kay:



• Temperatura y Presión Pseudocritica
Correlación de Sutton:

Gas Natural:

Gas Condensado:



• Temperatura y Presión Pseudocritica del Componente C7+

Correlación de Mathews, Roland y Katz:



• Teorema de Estados Correspondientes
Considera que todos los fluidos exhiben de mismo comportamiento sus de
propiedades bajo condiciones reducidas, en el caso de los gases, exhiben
el mismo comportamiento de su factor de compresibilidad z, las
condiciones reducidas en el gas natural vienen dadas por:



• Factor de Comprensibilidad del Gas (z)
Es un factor de corrección de la ecuación de gases ideales para que
reproduzca las condiciones que se observan en un gas a altas presiones y
temperaturas, es decir a condiciones no ideales. Viene dada por la
siguiente expresión:

Efecto de la Temp, y Composición en z



Correlación de Standing y Katz:

Gráfico de Standing y Katz de z




Correlación de Beggs y Brill:


Factor volumétrico del gas (bg)

Es el volumen de gas a condiciones de yacimiento requerido para
producir una unidad volumétrica de gas a condiciones normales de
superficie. Viene dado por la siguiente expresión:

Comportamiento Típico de bg y Eg


Compresiblidad del gas (cg)

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

En caso de un gas ideal:

Comportamiento Típico de cg


Viscosidad del gas (mg)

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

Comportamiento típico de la viscosidad del gas.


La viscosidad de Gas (mg):

Correlación de Lee ,González y Eakin: Midieron experimentalmente la
viscosidad de 4 gases naturales con impurezas (CO2 y N2), en un rango
de presiones de 100 a 8000 lpca y temperaturas de 100 hasta 340 ºF:


Factor volumétrico total o bifásico (bt)

Es el volumen total del sistema dividido entre el volumen de petróleo a
condiciones de tanque

Comportamiento de la Bt


Ejercicios


EJERCICIO # 1

Estimar la presión de burbuja de un crudo de densidad 61 lb/gal, que se
encuentra en un yacimiento que tiene una temperatura de 250 ºF, que
presenta una Razón de Gas Disuelto en el Petróleo de 60 pcn /bn

EJERCICIO # 2

Dada la siguiente composición :

Determinar:
Mg, gg ,Tsr , Psr , z. a 2000 psia y 180 F.


EJERCICIO # 3

Se tiene un yacimiento, que presenta las siguientes condiciones:

Pb = 2500 lpc

RGP = 200 pcn/bn

API = 35 º

Bo = 1,15 by/bn

Determine:

1. Densidad del petróleo si P = 2000 lpca
2. Densidad del Petróleo si P = 1500 lpca

Producción 1

Análisis Nodal

Análisis Nodal

Las compañías productoras de petróleo y gas realizan continuamente
grandes esfuerzos por mejorar sus resultados financieros. Estos
esfuerzos están dirigidos a mediano y largo plazo a maximizar el factor
de recobro de los yacimientos y a corto plazo a acelerar el recobro de las
reservas recuperables, la primera es una meta de años para el equipo
multidisciplinario de personas que laboran en la Optimización Integrada
del Yacimiento, la segunda es el día a día del equipo multidisciplinario de
personas que laboran en la Optimización Total del Sistema de
Producción.

Análisis Nodal

Una de las técnicas mas utilizadas para optimizar sistemas de
producción, dada su comprobada efectividad y confiabilidad a nivel
mundial, es el Análisis Nodal; con la aplicación de esta técnica se adecua
la infraestructura tanto de superficie como de subsuelo, para reflejar en
el tanque el verdadero potencial de producción de los pozos asociados a
los yacimientos del sistema total de producción.

En otras palabras, se logra cerrar la brecha existente entre la producción
real de los pozos y la producción que debería exhibir de acuerdo a su
potencial real de producción. El Análisis Nodal básicamente consiste en
detectar restricciones al flujo y cuantificar su impacto sobre la capacidad
de producción total del sistema.

Análisis Nodal
Métodos de Producción

• Flujo Natural

• Levantamiento Artificial

 Levantamiento Artificial por Gas (LAG)
 Bombeo Mecánico (BM)
 Bombeo Electro sumergible (BES)
 Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)
 Bombeo Hidráulico (BH)

Análisis Nodal

Flujo Natural

Se dice que un pozo
fluye por flujo natural,
cuando la energía del
yacimiento es suficiente
para levantar los barriles
de fluido desde el fondo
del pozo hasta la
estación de flujo en la
superficie.

Análisis Nodal
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.

Análisis Nodal

Recorrido de los Fluidos en el sistema

1. Transporte en el yacimiento

2. Transporte en las perforaciones

3. Transporte en el pozo

4. Transporte en la línea de flujo superficial

5. Llegada al Separador

Análisis Nodal

Capacidad de Producción del Sistema

La capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de
aporte de energía del yacimiento y la demanda de la instalación para transportar los fluidos
hasta la superficie.

Pws – Psep = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl

Donde:

∆Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR).
∆Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze).
∆Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical).
∆Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)

Análisis Nodal


Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen
convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de
ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega
dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida en la
salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el
separador con una presión remanente igual a Psep.

Análisis Nodal


Por Ejemplo, si el nodo está en el fondo del pozo:

Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - ∆Py – ∆Pc
Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + ∆Pl + ∆Pp

Análisis Nodal


En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo:

Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – ∆py – ∆pc - ∆Pp
Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + ∆Pl

Análisis Nodal

Curvas de Ofertas y Demandas de energía en el fondo del pozo

Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la
IPR (“Inflow Performance Relationships”) y la de demanda es la VLP
(“Vertical Lift Performance”) .

Análisis Nodal


Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la representación gráfica de la
presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de
producción se denomina «curva de oferta» ó «IPR» (“Inflow Performance
Relationships”) y la representación gráfica de la presión requerida a la salida
del nodo en función del caudal de producción se denomina «Curva de
demanda» ó «VLP» (“Vertical Lift Performance”) .

Análisis Nodal


¿Como realizar el balance de energía?

• Gráficamente

La intersección de las dos curvas

• Numéricamente

Se asumen varias tasas de producción y se calcula la presión de oferta y
demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen.

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