DETERMINACION DE LOS CAUDALES DE GAS DE PRODUCCION 1.- INTRODUCCION: Debido a que cada vez es menos probable encontrar yacimientos con grandes reservas, se hace importante obtener reservas adicionales de los campos existentes. Así como se habla de la ‘eficiencia energética’ como una nueva fuen te de energía, el aumento de la productividad en los campos resultaría en un incremento real de las reservas al aumentar el factor de recobro por encima de los valores históricos. Si se piensa en los altos volúmenes de hidrocarburos que quedan remanentes se puede apreciar el inmenso potencial que presentan estos campos para adicionar reservas, lo cual aparece difícil de alcanzar con nuevos descubrimientos. El objetivo básico al aumentar la productividad de los pozos es lograr un aumento en el recobro de hidrocarburos, con lo cual se extiende la vida útil del campo y se mejora la rentabilidad del mismo. Ya que cada cada campo tienen una infraestructura existente, no es necesario hacer grandes inversiones en sistemas de tratamiento y transporte que se necesitarían en nuevos desarrollos, o adelantar costosas campañas de perforación de nuevos pozos. Una coyuntura económica que ayuda a la industria es el alto precio del crudo y gas, que sumado al constante incremento de la demanda hacen que se puedan aplicar técnicas y metodologías para mejoramiento de la productividad que antes no eran económicamente viables, dando como resultado un aumento real en el volumen de crudo y gas recuperado. A pesar de eso, sigue sigue siendo siendo de importancia importancia fundamental fundamental para el el operador operador conocer los caudales de gas principales en cada línea de boca de pozo. Los instrumentos que se utilizan convencionalmente, de placas agujereada / instrumentos DP, que miden los caudales después de la salida del separador, pueden no resistir a las condiciones gravosas presentes antes del separador.
2.- OBJETIVOS: 2.1.- OBJETIVO GENERAL:
Conocer el concepto de caudal y algunas tecnologías para medirlo en conductos cerrados. para la determinación de los caudales de producción
2.2.- OBJETIVOS ESPECIFICOS:
Conocer el método práctico de medición de caudales.
Observar y analizar los datos obtenidos en el ensayo de laboratorio.
Conocer los equipos y calibrarlos para que las mediciones sean correctas.
3.- JUSTIFICACIÓN 3.1.- JUSTIFICACION TECNICA Es importante el reconocimiento de las regiones del yacimiento para poder estimar las presiones adecuadas con las cuales el yacimiento está produciendo, para así de ese modo saber qué tipo de ecuaciones usar ya que estas varían según a la presión del yacimiento.
3.2.-JUSTIFICACION ECONOMICA Si bien todos los métodos existentes para poder calcular y determinar el caudal al cual hade producir el pozo llevan bastante tiempo también implican un factor económico más grande que por lo general esta inversión no es de privarse ya que se llega a tener más certeza de los caudales que se va a producir y así poder tener una estimación de lo rentable que puede llegar a ser un pozo gasífero.
4.- MARCO TEORICO: El Gas Natural (GN) es un gas combustible que se encuentra en la naturaleza en reservas Subterráneas en rocas porosas, Consiste en una mezcla de hidrocarburos principalmente: metano, y otros más pesados.
4.1.- Importancia Importanc ia del Gas Natural El gas natural constituye la tercera fuente energía, después del petróleo y el
carbón.
4.2.- CLASIFICACION POR SU ORIGEN: Dependiendo su origen se clasifica en:
4.2.1.- Gas asociado: Es el que se extrae junto con el petróleo y contiene grandes cantidades de hidrocarburo hidrocarburos, s, como como etano, propano, butano y naftas.
4.2.1.- Gas no asociado: Es el que se encuentra en depósitos que no contienen petróleo crudo. crudo .
4.3.- CLASIFICACIÓN POR SU COMPOSICIÓN:
Gas amargo: Contiene derivados del azufre (ácido sulfhídrico, mercaptanos, mercaptanos, sulfuros y disulfuros) Gas dulce: Libre de derivados del azufre, se obtiene generalmente al endulzar el gas amargo utilizando solventes químicos o físicos, o adsorbentes Gas húmedo: Contiene cantidades importante de hidrocarburos más pesados que el metano, es el gas asociado
Gas seco: Contiene cantidades menores de otros hidrocarburos, es el gas no asociado.
4.4.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN El término "recuperación primaria" se refiere a la producción de petróleo o gas mediante el uso de su energía natural. Estas fuerzas almacenadas en el yacimiento pueden estar presentes individualmente o en combinación. Aunque por por lo general es difícil difícil definir claramente el el tipo de energía activa activa durante un determinado período de la vida productiva de un yacimiento, es recomendable clasificar los yacimientos de petróleo y gas de acuerdo a los tipos de energía disponible.
4.4.1.- SISTEMAS DE PROGRAMAS PARA EL SEGUIMIENTO DE YACIMIENTOS A continuación continuación se se describen describen brevemente brevemente los los principales principales archivos, archivos, aplicacione aplicaciones, s, programas y sistemas para el control y seguimiento de pozos y yacimi entos.
4.4.2.- BANCOS DE DATOS Para mantener la recolección de información en la industria petrolera se han elaborado una serie bancos de datos. Estos bancos de datos incluyen variedad de información de pozos, yacimientos y facilidades. A continuación detallaremos algunos de ellos. :
4.4.3.- BANCO DE DATOS DE POZOS (B DDP) a)
Archivo maestro de pozos y pozo zonas (maestro) (maestro )
Datos básicos, tales como ubicación, fecha de perforación, coordenadas, últimas condiciones de producción de cada zona completada en el pozo, etc. b) Historia Historia de pruebas, producción e inyección (histórico) Producción mensual y acumulada, pruebas de producción y mediciones de presión de fondo. c) Archivo de operaciones (operaciones) Datos históricos de operaciones, tales como: completaciones, reacondicionamiento, reparaciones, estimulaciones, reacondicionamiento y evaluación de posibles reacondicionamientos. d) Archivo de datos geológicos (geológico)
Interpretaciones geológicas, contajes de arena, evaluación de intervalos, inventario inventario de perfiles corridos y curvas digitadas, etc. e)
Perfiles digitados
Valores de las curvas digitadas. f) Detalles direcciones Detalles direccionales de pozo.
4. 4.4. 4.4. 4.-- BANCO DE YACIMIE Y ACIMIENTOS NTOS Incluye los datos básicos del Yacimiento, tales como: nomenclatura, arena, área, reservas de petróleo y gas, tipo de crudo, presiones, f actores volumétricos, historia de producción, pronósticos, etc. Se utilizan principalmente para controlar reservas.
4.4.5.- BANCO DEPRESIONES Este banco, primeramente incluido en el Banco de Datos de Pozos, mantiene registrada la toma de datos de presión en pruebas de restauración, abatimiento y otras.
4.4.6.- BANCO DE DATOS PVT Se mantiene con la información proveniente de los análisis de PVT en pozos. Incluye tablas de valores valores de solubilidad de de d e gas, factores volumétricos de petróleo y gas, cambio de viscosidad con presión, factores de compresibilidad, etc.
4.5.- CLASIFICACIÓN DE REGIONES:
4.5.1.- REGION I: BAJAS PRESIONES Cuando las presión se encuentran por debajo de 2000 psi
Q g
KhPr 2 Pwf 2 1422( g z ) avg ln re / rw 3 / 4 S
Dónde: K = Permeabilidad md. h = Espesor de la arena, ft Re = Radio de drenaje, ft Qg = flujo de gas, Mscf/D Rw = Radio del pozo, ft Pr 2 = Presión promedio, psi Pwf 2 = Presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones, psi S = Factor de daño μg = Viscosidad gas, cp z = factor de compresibilidad del gas
4.5.2.- REGION II: PRESIONES INTERMEDIAS Cuando las presiones se encuentran entre 2000 y 3000 psi
Q g
Kh r wf 1422 T ln re / rw 3 / 4 S
Donde: K = Permeabilidad md. h = Espesor de la arena, ft Re = Radio de drenaje, ft Qg = flujo de gas, Mscf/D Rw = Radio del pozo, ft r =
pseudo-presión , psi
wf =
pseudo-presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones, psi
S = Factor de daño
4.5.3.- REGION III: ALTA ALTAS S PRESIONES
Q g
7.08 106 K g h(Pr Pwf ) ( B g g ) aveg ln re / rw 3 / 4 S
Donde: Qg = flujo de gas, Mscf/D Bg = Factor volumétrico volumétric o de la formación a la presión promedio, bbl/scf μg = Viscosidad a la presión promedio, cp
4.6.- METODOS: a) Método simplificado b) Método LIT I.
Aproximación cuadrática de la presión al cuadrado
II.
Aproximación cuadrática de la presión
III.
Aproximación cuadrática de la pseudopresion
Ejemplo P(psi) 0 400 1200 1600 2000 3200 3600 4000
µg (cp)
Z
2
Bg(bbl/scf)
Ѱpsi
/cp
0.1270
1.00
0
0
0.01286
0.937
13.2
0.007080
0.01530
0.832
113.1
0.00210
0.01680
0.794
198.0
0.00150
0.01840
0.770
304.0
0.00116
0.02340
0.797
678.0
0.0075
0.02500
0.827
816.0
0.000695
0.02660
0.860
950.0
0.000650
Datos: K= 16md
h= 15ft
T=600ºF
Re = 1000 ft
rw =0.25ft
S =0.4
a) Pr = 4000 psi b) Pr = 2000 psi
, Pwf = 3200 psi , Pwf = 1200 psi
Calcular el caudal en ambas condiciones
REGION III: ALTAS PRESIONES
a) Pprom=
Q g
7.08 106 K g h(Pr Pwf ) ( B g g ) aveg lnre / rw 3 / 4 S 7.08 10 6 * 65 * 15(4000 3200)
Q g
1000 3 / 4 0.4 0.25
4009.31MMft3/D
(0.025 * 0.000650) ln
b) REGION II: PRESIONES INTERMEDIAS Kh r wf Q g 1422 T ln re / rw 3 / 4 S
65 *15304 113.1
Q g
1000 3 / 4 0.4 0.25
27461MMft3/D
1422 * 600ln
EJENPLO: Un pozo de gas fue testeado utilizando una prueba convencional de tres puntos. Estos datos son obtenidos:
Pwf psia Pr=5240 4500 4191 3530 2821
Ѱ*
10^ 6
950 816 678 304 198
Qg(Mscf/D) 0 1000 1350 2000 2500
4.6.1.- Método simplificado
Pwf psia
Pwf 2 (psia2) * 10^3
Pr 2-Pwf 2(psia)*10^3
Pr=5240 4500 4191 3530 2821
n
C
27457.6 20250 17564.5 12460.9 7958
log Q2 log Q1 log P 2 log P
2
2 1
Q g (Pr (Pr 2 Pwf 2 ) n
Pwf psia Pr=5240 4800 4000 3700 3000 2500 2000 1000 500 0
0 7207.6 9893.1 14996.7 19499.6
log(2500 ) log(1000 ) log(19499 .6 *10 3 ) log(7207 .07 *10 3 )
2500
3 0.9206
(19499 .6 *10 )
Q (Mscf/D) 0 637.08 1531.93 1814.13 2376.17 2700.25 2962.92 3310.06 3396.35 3425.06 =AOF
4.6.2.- METODO DE PRESION AL AL CUADRADO CUADRADO
Pr 2-Pwf 2(psia2)*10^3 0 7207.6 9893.1 14996.7 19499.6 a = 6810
P2 /Qg 0 7207.6 7328.6 7498.4 7799.8
0.9206
0.000486
b
77998 7207.6
2500 1000
0.3948
Pr 2 – Pwf – Pwf 2 = a Qg + b Qg2 Pwf (psia) Pr=5240 4800 3800 3000 2500 1500 500 0
Qg (Mscf/D) 0 625 1736.7 2381.6 2693.6 3132.6 3346.1 3372.55 = AOF
4.6.3.- METODO DE LA PEUDO PRESION
Ѱr
* 106 (psia2 /cp)
Ѱ * 106
950 816 678 304 198 a
b
0 134 272 646 752
= 19.5*10 3
323 *10 3 134 *10 3
2000 1000
189
Ѱr - Ѱwf = a2 Qg + b2 Qg2
Ѱwf
*10 (psi/cp)
Qg (Mscf/D)
Δ Ѱ /Qg*
0 134 201.5 323 300.8
103
950 800 700 500 350 200 100 50 0
0 840.8 1099.7 1492.3 1730.9 1941.1 2069.7 2131.2 2190.9
5.- CONCLUSION: La determinación del método óptimo para recobrar los hidrocarburos del yacimiento está basada en el tipo de energía disponible en el mismo, la cual permite el movimiento de los fluidos hacia el pozo productor. El término "recuperación primaria" se refiere a la producción de petróleo o gas mediante el uso de su energía natural. Estas fuerzas almacenadas en el yacimiento pueden estar presentes individualmente o en combinación. Aunque por por lo general es difícil difícil definir claramente el tipo de de energía activa durante un determinado período de la vida productiva de un yacimiento, es recomendable clasificar los yacimientos de petróleo y gas de acuerdo a los tipos de energía disponible.
6.- Bibliografía: CAMPBELL JOHN, Petroleum Fluid Flow Systems, First Edition, 1983, Campbell Petroleum Series PALMER, C.M., Evaluation of Inclined Pipe Two-Phase Liquid Holdup Correlations Using Experimental Data, M.S. Thesis, The University of Tulsa, 1975 PAYNE G.A, Payne G. A, Experimental Evaluation of Two-Phase Pressure Loss Correlations for Inclined Pipe M.S. Thesis, The University of Tulsa 1975 SCHLUMBERGER 2006. Pipesim 2006 Edition 1. Database version: 2006.7, Rev. 7 http://www.slb.com/content/services/software/production/pipesim/index.asp
