1. El Sistema de Producción

Tema I

El Sistema de Producción

M en I. Bernardo García Urquiza SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema I: El sistema de Producción

2010

Funciones del Ingeniero de Producción • Aplicar las técnicas de análisis e interpretación de datos de producción en pozos para analizar su comportamiento y fundamentar las acciones que permitan mantenerlos en condiciones óptimas de producción, alargando al máximo su vida productiva, logrando así, la máxima recuperación del yacimiento en explotación de manera rentable.

SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema I: El sistema de Producción

2010

Introducción • Un sistema integral de producción es el conjunto de elementos que transportan los fluidos del yacimiento hacia la superficie, los separa en aceite, gas y agua, enviándoles a las instalaciones de almacenamiento y comercialización. • Componentes Básicos del Sistema Integral de Producción: • • • • • •

Yacimiento Pozo Estrangulador Tubería de descarga Separadores y equipo de procesamiento Tanque de almacenamiento SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema I: El sistema de Producción

2010

• Yacimiento: • Porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema conectado hidráulicamente.


2010

Pozo: Un pozo productor es perforado con el fin de proveer una conexión entre el yacimiento y las instalaciones superficiales. Este permite que los fluidos almacenados en el yacimiento sean producidos de su lugar de original a un punto en superficie, donde sin separados, tratados, procesados, transportados y finalmente vendidos


2010

Cabezal del Pozo


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Estrangulador: Aditamento instalado en pozos productores para establecer una restricción al flujo de fluidos y así obtener el gasto deseado.


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• Tubería de descarga: Conducto de acero cuya finalidad es transportar la mezcla de hidrocarburos y agua desde la cabeza del pozo hasta la batería de separación.


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• Tanques de medición: • Son recipientes metálicos de gran capacidad para almacenar la producción de hidrocarburos; pueden ser instalados en tierra firme o pueden ser buque-tanques, ambos con capacidades de 100 mil a 500 mil barriles. SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema I: El sistema de Producción

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Separadores: Son equipos utilizados para separar la mezcla de aceite, gas y agua que proviene del pozo; pueden ser verticales, horizontales o esféricos.


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2010


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Proceso de Producción Múltiple de Gas Lift

Múltiple de Distribución

Distribución alta presión

Terceros

Levantamiento Artificial por gas Plantas de Compresión

Pozo Productor

Múltiple de Producción con separación

Multiple de Producción sin separación

Múltiple de Recolección De gas

Inyección de gas Gas de baja

Gas de baja

Pozo Inyector

Linea bifásica Crudo y agua

Linea de flujo (crudo, agua y gas)

Estación De Flujo

Gas de baja Múltiple de Bombeo

Linea bifásica Bombeo de crudo y agua

Bombeo de crudo y agua

Disposición de efluentes (Inyeccion de agua)

Patios de Fiscalización

Exportación Crudo Fiscalizado

INGENIERIA PETROLERA - PRODUCCIÓN DE POZOS Tema I: El sistema de Producción

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Proceso de Producción Aceite Separación Estabilización Deshidratación Desalado Bombeo INGENIERIA PETROLERA - PRODUCCIÓN DE POZOS Tema I: El sistema de Producción

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Separación: Separando las fases crudo, gas y agua de una corriente de mezcla de pozos. Deshidratación: Remoción de gotas de agua o % volumen de agua en el crudo. Desalación: Reducción del contenido de sal en el crudo por dilución de la emulsión agua/crudo con agua fresca y después deshidratación. Estabilización: Remoción de los componentes mas volátiles de un crudo para reducir la Presión de Vapor Reíd (PVR) o mas correctamente la Presión del Punto de Burbuja. INGENIERIA PETROLERA - PRODUCCIÓN DE POZOS Tema I: El sistema de Producción

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Proceso de Producción Gas Separación Rectificación (separa líquidos) Compresión Endulzamiento (PQ)

INGENIERIA PETROLERA - PRODUCCIÓN DE POZOS Tema I: El sistema de Producción

2010

Separadores

Pérdidas de Presión por Fricción del Sistema


2010

FUNDAMENTOS TEORICOS ANALISIS NODAL: Técnica o procedimiento secuencial para cuantificar y optimizar la producción de pozos de aceite o gas, evaluando el comportamiento y efecto de los componentes que integran el sistema productivo. Cada componente se evalúa por separado y posteriormente se combinan para optimizar el sistema completo y obtener el gasto de máxima eficiencia.

Un sistema de producción está dividido en tres componentes básicos: Flujo a través de medios porosos Flujo a través de tubería vertical o de producción (T.P.) Flujo a través de la tubería horizontal o línea de descarga (L.D.) 2010


FUNDAMENTOS TEORICOS Gas

Ventas Pwh

Psep

Líquido

Tanque IMPORTANCIA • Permite realizar análisis y diagnósticos presentes y futuros. • Permite determinar caídas de presión. • Facilita el proceso de optimización. • Identificar oportunidades de incremento del gasto. Pwf

Pwfs

• Permite ejecutar sensibilidades Pr Pe parámetros físicos. • Permite analizar pozos intermitente o con un SAP.


a

fluyentes,

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FUNDAMENTOS TEORICOS

Gas

Ventas Pwh

Psep

Líquido

Tanque APLICACIÓN • Selección del aparejo óptimo. • Diámetro óptimo del estrangulador. • Longitud y diámetro descarga/flujo/escurrimiento.

de

la

línea

de

• Presión en el separador. • Técnicas de completación/terminación de pozos, incluyendo empaques con grava y pozos perforados en forma convencional.

Pwf

P•wfs Pr Predecir daño de formación.

Pe

• Determinar tasas de inyección en pozos con BN. SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema I: El sistema de Producción

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Pérdidas de Presión por Fricción del Sistema


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Limite de drenaje

Cabezal y choque

Wellbore

Separador

Tanque de Almacenamiento

Pe Pwf Pwh

Psep

Pst re

rw

Yacimiento

Tubing

Lineas de flujo

Lineas de Transf.

Caída de presión en el Sistema de Producción


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Curvas de Afluencia/Efluencia

Presión de Estática de Yacimiento

Curva de Demanda (Outflow) Presión

Presión Dinámica Punto de Operación

Curva de Oferta (Inflow)

Gasto de Líquido

(BPD)


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Permeabilidad (k)


Característica inherente a la roca, expresa la habilidad a dejar fluir un fluido a través de los canales que constituyen el volumen poroso interconectado.

Granos Grandes

Granos Pequeños

Absoluta: Es aquella que tiene un medio poroso saturado 100% por una única fase. Efectiva: Es aquella que corresponde a una determinada fase cuando fluyan en el medio poroso dos o más fases. Es una función de la saturación de la fase en consideración y su valor siempre es menor que la permeabilidad absoluta. Relativa: Es el cociente entre la efectiva y la absoluta.

Granos Diminutos SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema I: El sistema de Producción

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Permeabilidad (k) 1.0

Kro max.

O LE RÓ

PERMEABILIDAD RELATIVA

T PE

0

AGUA

Swc

1

Sorw SATURACIÓN DE AGUA

1.0 PERMEABILIDAD RELATIVA

Curvas típicas de Kr

Krw max.

Kro max.

Krg max.

PETRÓLEO

Sorw

0

Swc

Sgc

SATURACIÓN DE LÍQUIDO (So + Swc)

1 2010

Presión Promedio de Yacimiento (P) Es la presión dentro del área de drenaje del pozo y controla el flujo de aceite hacia el sistema de producción. Pozos Vecinos

Restauración de Presión Registros MDT/RFT


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Radio del pozo (rw)

Barrera impermeable Espesor de arena productiva

Permeabilidad promedio del yacimiento

Barrera impermeable Radio del yacimiento (re) SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema I: El sistema de Producción

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Radio del Pozo

• • •

Se define como radio del pozo la distancia comprendida entre el centro del pozo y la cara de la formación del yacimiento. Para obtener el radio del pozo se puede: Medir con una herramienta denominada caliper y depende del tipo de terminación del pozo. Si estos registros no están disponibles puede utilizarse el calibre de la mecha de perforación.


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Radio de Drenaje (re) X

q=

Factores de Forma según Mathews y Russel

7.08 × 10 −3 k h ( p − pwf )

µ o Bo (Ln X − 0.75 + s )

Distancia comprendida entre el centro del pozo y la zona donde la presión del yacimiento alcanza el estado pseudo estacionario durante la producción del pozo.

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Los yacimientos de petróleo se pueden clasificar como: 1 Yacimientos con aceite bajo saturados. Se definen como aquellos donde la presión inicial es mayor a la presión de burbuja. 2 Yacimientos con aceite saturados. Se definen como aquellos donde la presión inicial es igual a la presión de burbuja. 3 Yacimientos con capa de gas. Se definen como aquellos donde la presión inicial es menor a la presión de burbuja


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Propiedades básicas de los fluidos 1 Los fluidos de producción son aceite, gas y agua 2 Las propiedades básicas se pueden resumir como: i. Gravedad especifica. γo,g,w ii. Presión de burbuja. Pb iii. Factores volumétricos, Bo,g,w iv. Relación gas/aceite. Rs v. Viscosidad. μo,g,w 3. Estas propiedades son dependientes de la presión y la temperatura. 4. Para la obtención de estas variables se utiliza un análisis PVT o modelos de correlación en función de propiedades básicas. Las correlaciones pueden ser ecuaciones o cartas. SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema I: El sistema de Producción

2010

Gravedad Especifica del Aceite

Se define como la relación entre la densidad del aceite y la densidad del agua, ambas medidas a 60°F y presión atmosférica (condición standard).

ρ0 γo = ρw

La gravedad también se puede expresar en unidades API de la siguiente manera:

° API =

141.5

γo

− 131.5


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Gravedad Específica del Gas

Se define como la relación entre el peso molecular aparente del gas y el peso molecular aparente del aire. Para calcular la gravedad específica del gas se debe tener al menos un análisis cromatográfico del gas para calcular su peso molecular aparente y luego realizar el siguiente cálculo:

ρg Ma Ma = = γg = M aire 28.96 ρ aire Los valores de γg dependen de las condiciones en el cual el aceite es separado. SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema I: El sistema de Producción

2010

Presión de Burbuja

Se define como la presión a la cual se desprende la primera burbuja de gas a una determinada temperatura.


2010

Factor de volumen del aceite El comportamiento del Factor de Volumen de Aceite (Bo) en la rama bajo saturada (punto 1 al 2) que se incrementa el valor del Bo a consecuencia de la relación existente entre el volumen de aceite + gas disuelto y el volumen de aceite muerto.

SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema II. Propiedades de los fluidos

2010

Factor de volumen de fase mixta El Factor de Volumen de la Fase Mixta (Bt) es el volumen que ocupa el aceite a condiciones de yacimiento con su gas disuelto más el gas liberado, relacionándolo con el volumen de aceite pero este a condición estándar

SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema II. Propiedades de los fluidos

2010

Viscosidad La viscosidad es una propiedad de los fluidos de oponer resistencia al flujo, y se ve afectada por los incrementos en la temperatura y la presión.

SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema I: Propiedades de los fluidos

2010

Relación de Solubilidad La Relación de Solubilidad (Rs), es la relación de Gas disuelto en el aceite a condiciones de yacimiento, pero midiendo el gas a condiciones estándar; asociándolo a un metro cubico de aceite medido a condición estándar. Para visualizar claramente esta relación hay que apreciar la siguiente ecuación: Ecuación

SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN Tema I: Propiedades de los fluidos

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Factor de Daño Total en la Formación (Skin)

Es un número adimensional que mide el daño en la formación o la estimulación de pozo de la formación adyacente al pozo. El número es positivo para daño y negativo para estimulación es pozo. Daño(-): Restricción al flujo de fluidos que distorsiona las líneas de flujo desde el yacimiento hacía el pozo. Disminuye significativamente la productividad del pozo y ocasiona una caída de presión adicional en las cercanías del mismo. Fracturamiento Estimulación ácida Cambios de mojabilidad

Dilución Control de emulsiones Inyección de vapor

Redisparos Pozo desviado

7,08 × K × h × ( Pe − Pwf ) q= βo × µo × [ Ln(re ) + S ] rw Estimulaciones Fracturamiento Pozos horizontales Fracturamiento 2010


FUNDAMENTOS TEORICOS Diagrama P vs T

Condensado: Ubicado entre el punto

crítico

cricondentérmico

y en

el estado

gaseoso.

Gas: Existen en estado gaseoso a

cualquier

presión

pero

a

temperaturas mayores que la cricondentermica.


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Clasificación de yacimientos por diagrama de fase Yacimientos de Gas

Yacimientos de Aceite y Gas Disuelto

Tipo

De bajo encogimiento (Aceite Negro)

Gas y Condensado

De Alto Encogimiento (Aceite Volátil)

Gas Húmedo

Gas Seco

Características P Pi

P

A

Pi A'

Pb Pc

Pb

P c

100

A

P Pi

A' Pc

Pr Pc

C R I C O N D E N T E R M A

A' Pc 100 30

75

75

50

20 10

Ps

50

B

25

B

Ps

Ps

25

Ty

Tc

T

0

B

0

0

Ts

Ts

Ty Tc

T

P

Pi

Pi

A

A

100

Diagrama de fase

P

Ts Tc

Ty

T


Pc

Pc 100 20 10

Ps

5

B

0

Tc

Ty

Ts

Pc

Pc


10 5 0

B

Ps Tc

T

Ts

Ty

Temperatura

Ty
Ty≤Tc

Ty
Ty > Cricondenterma

Ty > Cricondenterma

Punto Crítico

PC, a la derecha de la Cricondenbara

PC. cercano a la Cricondenbara

PC. A la izquierda de la Cricondenbara



Si P>Pb @Ty yac. bajosaturado (1 fase) Si P≤ Pb @Ty yac. saturado (2 fases)

Si P>Pr @Ty yac. bajosaturado (1 fase) Si P≤ Pr @Ty yac. saturado (2 fases)

Py nunca entra en la región de 2 fases, en el yac. siempre se está en estado gaseoso

Py nunca entra en la región de 2 fases, en el yac. siempre se está en estado gaseoso

Estado en el Yacimiento

Si P>Pb @Ty yac. bajosaturado (1 fase) Si P≤ Pb @Ty yac. saturado (2 fases)

Curvas de Calidad

Muy pegadas a la línea de puntos de rocío

Mas separadas de la línea de puntos de rocío

Tienden a pegarse a la línea de puntos de burbuja

Mas pegadas a la línea de puntos de burbuja

Casi pegadas a la línea de puntos de burbuja

Singularidades

--------------------

--------------------

Fenómenos Retrógrados

------------------------

-----------------------

Producción en Superficie

Dentro Región 2 F

Dentro Región 2 F

Dentro Región 2 F

Dentro Región 2 F

Fuera Región 2 F

Composición

Grandes cantidades de pesados en mezcla original

Grandes cantidades de intermedios en mezcla original

Regulares cantidades de intermedios en mezcla original

Pequeñas cantidades de intermedios en mezcla original

Casi puros compuestos ligeros en mezcla original

RGA (m /m )

< 200

200 - 1000

500 - 15,000

10,000 - 20,000

20,000

Densidad Líquido 3 (gr/cm )

>0.85

3

3

SISTEMAS ARTIFICIALES0.82DE PRODUCCIÓN0.80 - 0.75 0.85 - 0.78 Tema I: El sistema de Producción

- 0.75

< 0.75 2010

Obscuro Color Líquido

Ligeramente Obscuro

Ligeramente coloreado

Casi transparente

Transparente

T

Diagrama P vs T


1. Gas Seco Yacimientos de Gas

2. Gas Húmedo 3. Gas Condensado

1. Aceite Volátil 1. Liviano

Yacimientos de Petróleo 2. Aceite Negro

2. Mediano 3. Pesado 4. Extrapesado 2010



Caracterización de Fluidos de Yacimientos en Base a información de Pruebas de Producción y Análisis Cromatográficos RGA (PCN/BN)

API

C7+

C1

< 0.7%

> 90%

<4

< 90

Color

Gas Seco > 100000

Gas Húmedo

> 15000

Gas Conden.

> 3200

> 40

Aceite Volátil

> 1750

> 40

Aceite Negro

< 1750

< 45

< 70

< 12.5

> 12.5

> 20

> 60

Incol.

AM. Claro

< 60

AM. Oscuro

< 50

NEG-VER


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FUNDAMENTOS TEORICOS Gradiente Estático y Dinámico/Fluyente

∆P = γh ∆P = ρgh

Profundidad

Presión Presión de Tubería Fluyente

ρ0 γo = ρw Pr

Pwf

° API = Qo

62.4 lbm/ft3

141.5

IPR


γo

− 131.5

2010

Correlaciones La relación gas liquido a condiciones de flujo no se puede determinar a partir de condiciones en la entrada de la tubería. Esto se debe al resbalamiento. Para determinar el valor de dicha correlación se utilizan correlaciones desarrolladas experimentalmente.

2010

Estas correlaciones se dividen en grupos en base al criterio de su desarrollo:

Grupo I: No se considera resbalamiento entre las fases. La densidad de la mezcla se obtiene en función de la propiedades de los fluidos. Las perdidas por fricción y los efectos del colgamiento se expresan por medio de un factor de fricción correlacionado empíricamente No se distinguen patrones de flujo. Poettman y Carpenter, Fancher y Brown y Baxendell y Thomas. 2010

Grupo II: Se toma en cuenta el resbalamiento entre las fases. La densidad de la mezcla se calcula utilizando el efecto de colgamiento. El factor de fricción se correlaciona con las propiedades combinadas del gas y el liquido. No se distinguen regímenes de flujo. Hagedom y Brown

2010

Grupo III: Se considera resbalamiento entre las fases. La densidad de la mezcla se calcula utilizando el efecto del colgamiento El factor de fricción se correlaciona con las propiedades del fluido en la fase continua. Se distinguen diferentes patrones de flujo. Duns y Ros, Orkiszewski, Aziz, Beggs y Brill, Chierici, Gould y Tek.

2010

1. El Sistema de Producción

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