1 b ITBA PROD - Introduccion ALS

Producción de Petróleo

Tema:

Introducción y Nociones Fundamentales - ALS

Profesores:

Julio Shiratori  – Agustín  Agustín Rodriguez Riccio

Buenos Aires, Aires, julio 2012

Cronograma •

Unidad 1 Nociones fundamentales  –

•

•

•

Introducción Calculo de productividad de reservorios

Unidad 2 Flujo de fluidos Unidad 3  –

•

 –

 Análisis nodal

Cronograma •

Unidad 1 Nociones fundamentales  –

•

•

•

Introducción Calculo de productividad de reservorios

Unidad 2 Flujo de fluidos Unidad 3  –

•

 –

 Análisis nodal

Ingeniería de Producción

Superficie

Reservorio Sistema:

• Formación. • Completación. • Tubing / Casing. • Sistema de extracción. • Cabeza de pozo. • Línea de conducción.

Entender la relación entre todos los elementos del sistema.

Sistema Surgencia vs. Extracción Artificial

Gas

Pwh Orificio

Psep

Líquido

Tubing

Pr 

Casing

Cara Arena

Pwf 

Boca de  pozo

Presión Fondo

Orificio

  n    ó    i   s   e   r    P

Reservorio

Pwh

Terminación Tubing

Superficie

Psep

Posición Pwf 

Pwf 

Pr 

Como se relacionan las perdidas de energía en el sistema.

Gas

Pwh

1000

2500

Orificio

2000

Psep 100

1500

Líquido

   )    I    S    P    (    h   w    P

   )    d    /    3   m    (    Q

1000 10

500

1

0

09/11/2004

17/02/2005

28/05/2005

05/09/2005

14/12/2005

24/03/2006

02/07/2006

10/10/2006

Fecha

Tubing

Pr 

Casing

Cara Arena

Q

Presión Fondo

Pwh

Boca de  pozo

Orificio

  n    ó    i   s   e   r    P Psep

Posición Pwf 

Pwf 

Pr 

NO PRODUCE MÁS !!!!! ¿QUE HACEMOS ????

1000

2500

2000

100 1500    )    d    /    3   m    (    Q

   )    I    S    P    (    h   w    P

• Pulling (equipo de torre) • Saca Sistema de extraccción • Baja Sistema de extracción. • Vuelve a producir.

1000

10

Tubing Casing

500

1

0 1/ 08 /2 00 4

1 7/0 2/ 20 05

0 5/ 09 /2 00 5

2 4/ 03 /2 00 6

1 0/1 0/ 20 06

2 8/0 4/ 20 07

0 1 4/ 11 /2 00 7

0 1/ 06 /2 00 8

Fecha Q

Pr 

Pwh

Cara Arena Boca de  pozo

Sistema artificial Sistema

Pwf 

Pwf 

Pr 

Orificio

  n    ó    i   s   e   r    P Psep

Posición

Reservorio Productividad

Ley de Darcy Qr

-k

dP

=U= A

dD - rg

m

dl

dl

A    D

Linear horizontal:

-Ak

P1 –  P2

q= m

L

Ley de Darcy

Qr

-k

dP

=U=

k h

A A: 2prh

R w

R e

dD - rg

m

dl

dl

Qs m B Radial incompresible:

Pe – Pw =

r e ln

2pkh

r w

IPR  – Fluido Incompresible Pr 

Drawdown

Pwf 

Q: IP (Pr-Pwf) Pwf 

Pr 

Pwf 

q

qmax

IPR –  Fluido incompresible Qs m B Pe – Pw =

r e ln

2pkh

Q IP =

r w

= Cte. Pr - Pwf Flujo incompresible

Ley de Darcy  – Flujo compresible

Qr

-k

dP

=U= A

dD - rg

m

dl

dl

+

PV = zn RT

+ Pseudo presión real

Flujo compresible

Ley de Darcy  – Flujo compresible

Qr

-k

dP

=U= A

dD - rg

m

dl

dl

+

PV = zn RT

+ Hasta 3000 PSI

Flujo compresible

Cálculo de productividad basado en datos de ensayo

Dividir

Forma de calcular el IPR de un pozo de gas conociendo solo un punto de  producción Flujo compresible

Flujo no Darcy

•

Turbulencia, flujo deja de ser laminar. No se cumple Darcy.

Término no darcy

Formula empírica

0.5 < n < 1

Flujo compresible

Inflow Performance Relationship

100.0

   )

   2    f   w

   P   -

10.0

   2   r

   P    (

1.0 10000

100000

1000000

10000000

qg

Reducción por turbulencia

IPR - Pozo de líquido + gas

Flujo compresib

IPR  – Flujo mixto IPR - Pozo de líquido + gas 3500

Vogel q/qmax : 1 –  0.2 (Pwf / Pr) –  0.8 (Pwf / Pr) 2

Pr

3000

2500

  n    ó    i   s   e   r    P

2000

Punto de burbuja

1500

A

1000

C

B

500

Qma

0 0

100

200

300

400

x

500

Q Vogel

Linear

Qma x

600

Qma 700

x

800

900

Mixta

Análisis de componentes de sistema -reservorio

IPR multicapa

Inflow Performance Relationship - Multicapa 3500 3000 2500 2000    P

1500 1000

Punto de referencia

500

Pwf1

0 0

50

100

150

200

250

Q

Pwf1

Pr1

Pwf2

3500 3000 2500

Pwf2

Pr2

2000    P 1500 1000

Pwf3

500 0 0

Pwf3

Pr3

50

100

150

200

250

150

200

250

Q 3500 3000 2500

IPR compuesta

2000    P 1500 1000 500

Análisis de componentes de sistema - reservorio

0 0

50

100

Q

Inflow Performance Relationship 3500

3000

2500

2000    P

1500

*

IPR 1 @ Pref

1000

Pwf1

IPR Suma @ Pref

500

Pwf1

Pr1

IPR 2 @ Pref

0 0

50

100

150

200

250

300

350

Q

IPR 3 @ Pref

Pwf2

Pwf2

IPR compuesta

IPR2

IPR3

IPR suma

Pr2

Pwf3

Pwf3

IPR1

Pr3

La IPR suma va a estar referida al punto * Por lo que para sumar las producciones de cada Zona hay que referir el caudal de cada zona a ese punto

Análisis de componentes de sistema -reservorio

¿Como sería la producción de la zona 3 referida al Punto *?

Para Pwf = 0, Pwfc = Hzona. Dens/703 *

Para Pwf = X Pwfc = Hzona . Dens/703 + x

Pwf1

Pwf1

Pr1

Pwf2

Pr2

Pwf2

H zona 3

Conociendo Pwfc e ingresando a la curva Puedo calcular cuanto va a producir la zona C 3500 3000

Pwf3

2500

Pwfc

2000

   P

Pwf3

Pr3

1500 1000 500 0

IPR compuesta

0

50

100

150

200

Q

Qc @ Pwf

250

¿Como sería la producción de la zona 3 referida al Punto *?

Entonces tengo que calcular cual será la nueva curva para cada valor de presión de Pwf (A la profundidad *). *

Pwf1

Pwf1

Pr1

Pwf2

Pr2

Pwf2

Una vez que tengo todas las curvas IPRs referidas a la profundidad *. Puedo sumarlas para calcular la producción del  pozo.

H zona 3 3500 3000

Pwf3

2500

Pwfc

2000

   P

Pwf3

Pr3

1500 1000 500 0

IPR compuesta

0

50

100

150

200

Q

Qc @ Pwf

250

Inflow Performance Relationship  – Multicapa 3500

3000

2500

Pwf1

2000    P

1500

Pwf1

Pr1

Pwf2

IPR 1 @ Pref

1000

IPR Suma @ Pref

500

IPR 2 @ Pref

0

Pwf2

Pr2

0

50

100

Pwf3

200

250

300

350

Q

IPR 3 @ Pref

Pwf3

150

IPR1

IPR2

IPR3

IPR suma

Pr3

IPR compuesta Análisis de componentes de sistema -reservorio

Cañerías Unidad 2

Caída de presión en cañería • Principio de conservación de la energía:

Aceleración Fricción

Elevación

Porcentaje del DPtotal

Componente

Pozos petroleros

Pozos de gas

Elevación

70-90

20-50

Fricción

10-30

30-60

Aceleración

0-10

0-10

Análisis de componentes de sistema -Cañería

Termino de fricción - Incompresible Si Nre< 2100 Flujo Laminar [d]: ft; [u]: f/s; [r]: lbm/ft3; m: cp Si Nre> 2100 Flujo Turbulento Diagrama de Moody

Relación perdida de carga velocidad - incompresible •

Flujo Laminar:  –

•

Perdida de carga a V

Flujo turbulento:  –

Perdida de carga a Vn 1.7 < n < 2.0

Perdida de carga en cañería de agua

Acero nuevo

Caída de presión en cañería de gas despreciando densidad

Weymouth

Para cálculo se debe iterar, Primero se  propone una presión, se realizan los cálculos y se chequea el valor

Panhandle A

Panhandle B

Unidades de campo. [p]: psia; [Qsc]: SCFD; [T]: °R; [d]: ft; [L]: ft

Regímenes en cañerías con flujo mixto

• No existe método analítico de cálculo de gradiente de presión • Se utilizan correlaciones empíricas  para el cálculo.

  n    ó    i   s   e   r   p   e    d   a    d    í   a    C

Caída de presión total

Caída de presión Por fricción

Caída de presión por hidrostática

Caudal de gas

Figura 11

Análisis de componentes de sistema -Cañería

Correlaciones para cálculos de gradientes flujos mixtos

Correlación

Caída de presión en cañería

   d   a    d    i    d   n   u    f   o   r    P

  o   z   o   p   e    d   a   c   a   i   c   t   o   á    t    B  s   n   o   r    ó    d    i   i   s    H   e   r   n    P   ó    i   s   e   r    P

   d   a    d    i    d   n   u    f   o   r    P

Fricción

Presión Líquido

  o   z   o   p   e    d   a   c   o    B   n    ó    i   s   e   r    P

Fricción

   d   a    d    i    d   n   u    f   o   r    P

Presión Hidrostática

Presión Gas

  o   z   o   p   e    d   a   c   o    B   n    ó    i   s   e   r    P

Fricción Presión Hidrostática

Presión Mezcla

Análisis de componentes de sistema -Cañería

Análisis Nodal DP8=(P wh-Psep) DP5=(P o-Psep)

Gas

Pwh Orificio

Psep

DP4=(P wh-Po)

Líquido

      )       h

(1) Pnodo = Pr  – DP6 (2) Pnodo = Psep + (DP7 + DP4 + DP5)

    w

      P          f

Tubing

    w

      P       (     =       7       P

Detalle de caídas de presión:

Casing

      D

P r2

• Todo el fluido que ingresa al nodo debe salir • Solo una presión existe en el nodo.

DP3=(P r1-Pr2) P r1

 Nodo Pwf 

Pwfr 

Pr 

DP1=(P r -Pwfs )

DP2=(P wfs -Pwf ) DP6=(P r -Pwfs )

Análisis Nodal

Curva Outflow

  n    ó    i   s   e   r    P

Presión en nodo Punto de operación

Curva Inflow Caudal en nodo Caudal

Ejercicio de línea de conducción Se realiza el siguiente ensayo en un pozo de gas: Pwh (Kg/cm2)

Qgas (m3/d)

Qoil

Qwater

(m3/d)

(m3/d)

45

34726

-

-

31

47864

1.5

3

15.5

58142

2

4

Los siguientes son los datos de los fluidos: Dens. Oil: 55 °API. Dens. Gas: 0.6441 (Rel. Al aire). Pseparador de ensayo: 220 PSI, 75°F. Presión en planta: 32 kg/cm2. Temperatura de terreno: 5°C. Distancia: 16 km.

Se quiere poner en producción el pozo, este se encuentra a 16 km de la planta de compresión. Se dispone de línea de 3”. Calcular cual sería el caudal inicial del pozo

Ejercicio de selección de tubing En el pozo anterior, se repite el ensayo midiendo presión en fondo obteniendo los siguientes caudales Pf(psi) q(Mm3d) 1463 34.8 621 49.6 476 53.8

Otros datos del pozo: Profundidad de punzados: 2815 mts (9148 ft) Relación condensado-gas: 6.12 bbl/MMscf Relación Agua-gas: 12 bbl/MMscf Se quiere seleccionar el tubing para bajar al pozo. En stock se poseen los siguientes tubings: 2 3/8” ID:1.867” 2 7/8” ID: 2.441” 3 ½” ID: 2.992”

Diferentes situaciones representadas con análisis nodal

Gas

Pwh Orificio

Psep

Líquido

Tubing

Pr 

Casing

Cara Arena

Presión Fondo

Boca de  pozo

Orificio

  n    ó    i   s   e   r    P Psep

Posición Pwf 

Pwf 

Pr 

Caída de presión de reservorio

Análisis Nodal  – Depletación de yacimiento   o    i   r   o   v   r   e   s   e    R   n    ó    i   s   e   r    P

Curva Outflow

Curvas Inflow (IPR) Deja de fluir

Q4 Q3 Q2 Q1 Caudal