PRODUCCIÓN PETROLERA I EXAMEN PRÁCTICO 2DO PARCIAL 1. Diseñe y escoja el packer adecuado para el pozo SAL-14 con terminación simple (no inteligente). También determine la tensión necesaria a aplicar a la sarta propuesta de producción con el objetivo de evitar deformaciones por dilatación. Considere: - ESCOGER EL MEJOR PACKER ACORDE A CRITERIO DE CATALOGO ADJUNTO - TAMBIEN USTED TIENE LOS SIGUIENTES DATOS DE INGENIERIA DE PRODUCCION: Altura de los baleos: baleos: 670 pies pies Profundidad del pozo (fondo pozo): 2500 m Gradiente del fluido de terminación: 0.8 psi/pie Utilizar estas ecuaciones para este caso
( ) ( )
Asuma los gradientes de presión de formación formación y temperatura temperatura como como normales normales La tubería de producción está conformada por: -
1 pza de tubería de 2 5/8” Hydril Cs N – 80; 0.3917 lb/plg, longitud 9.64 m 254 pzas de tubería de 2 5/8” Hydril Cs N – 80; 10.66 lb/m, longitud 31.26 ft 4 pzas de tubería de 2 5/8” Hydril 8RD N – 80; 4.7 lb/pie, longitud 9.36 m 1 pza de tubería de 2 5/8” Hydril Cs N – 80; 3.25 lb/pie, longitud 380.315 plg
Tubing: ID = 2.42”
OD = 2 5/8”
Casing: ID = 4.92”
OD = 5 1/5”
Considerer el coeficiente de dilatacion del tubing 0.0000065 (1/ºF), la temperatura superficial como estándar y el modulo de Young como 30000000 psi
Catalogo de Packers TIPO DE PK OTIS BAKER (HUGUES) SA 3 (SCHLUMBERGER) QUANTUM
PESO PERMISIBLE (M lb)
TIPO DE TERMINACION
150 180
SIMPLE DOBLE
155
SIMPLE
140
DOBLE
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PRODUCCIÓN PETROLERA I SOLUCION EXAMEN PRACTICO 2DO PARCIAL 1. Hallamos datos faltantes y cambiamos los datos a las unidades adecuadas
Sarta de producción: - 1 pza de tubería de 2 5/8” Hydril Cs N – 80; 4.7 lb/pie, longitud 9.64 m - 254 pzas de tubería de 2 5/8” Hydril Cs N – 80; 3.25 lb/pie, longitud 9.53 m - 4 pzas de tubería de 2 5/8” Hydril 8RD N – 80; 4.7 lb/pie, longitud 9.36 m - 1 pza de tubería de 2 5/8” Hydril Cs N – 80; 3.25 lb/pie, longitud 9.66 m Profundidad de anclaje al PK (h PK):
2. Calculamos presiones de formación y presión que ejerce la columna de fluido de terminación:
3. Calculamos las áreas interna y externa tanto del tubing como del casing:
4. Determinamos las fuerzas tanto que ejerce la presión de formación y el fluido de empaque y el peso que ejerce la sarta de producción:
( ) ( ) Semestre 2/2013
PRODUCCIÓN PETROLERA I
[ ] 5. Calculamos el peso resultante que se ejercerá sobre el packer:
6. Selección del Packer por medio del factor de seguridad:
|| || || ||
Para OTIS:
Para BAKER:
Para SA3 (SCHLUMBERGER):
Para QUANTUM:
En resumen se tiene los siguientes resultados:
TIPO DE PK OTIS BAKER (HUGUES) SA 3 (SCHLUMBERGER) QUANTUM
PESO PERMISIBLE (M lb)
TIPO DE TERMINACION
FACTOR DE SEGURIDAD
150 180
SIMPLE DOBLE
64,26 70,21
155 140
SIMPLE DOBLE
65,41 61,7
Debemos considerar que la terminación es simple, por tanto según criterio, el Packer mas adecuado será: SA3 DE LA EMPRESA SCHLUMBERGER
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PRODUCCIÓN PETROLERA I PARA LA TENSION REQUERIDA PARA EVITAR DEFORMACIONES POR DILATACION SE REALIZARAN LOS SIGUIENTES CALCULOS: 1. Calculo de la temperatura de fondo pozo:
2. Calculo de la temperatura promedio antes de la producción:
3. Calculo de la temperatura promedio después de la producción: Es la misma temperatura de fondo de pozo, asumiendo que no existen perdidas de calor:
4. Calculo de la longitud total de la tubería:
5. Calculo de la deformación de tubería:
6. Calculo del espesor de la tubería:
7. Calculo del área de la tubería:
8. Cálculo de la tensión necesaria para evitar efectos de dilatación:
POR TANTO SE DEBE APLICAR UNA TENSION DE 6458.44 lb PARA EVITAR LA DEFORMACION POR DILATACION DE LA SARTA DE PRODUCCION Semestre 2/2013
PRODUCCIÓN PETROLERA I Examen 4to Parcial Práctico Pruebas de Produccion 1. Durante la realización de las pruebas de producción al pozo Sabalo X-1, se hicieron pruebas de contrapresión, donde se pudo detectar que el yacimiento era de alta permeabilidad, además con estas pruebas se pudieron determinar los siguientes parámetros
Cg Ke (md) Ae (acres) µg (Pa-s) (%) Rw (ft) Ps (psi) Pwf (psi) TFP (K) Z
Pr (psi) Mgas (lb/mol) Tipo de flujo D
-4
1200*10 170
184.6299 0.0009 35 0.25 2500 1200 344.1111 0.88 12 3550 18.43 Laminar 1*10
10
Con todos estos datos se le pide calcular: a) El tiempo total de estabilización b) La capacidad productiva pro el método del punto triple c) Considerando valores estabilizados de presión y temperatura, halle el coeficiente del orificio del Choke
d) Ahora se quiere cambiar el método de producción, el gerente de la empresa le exige que pueda realizar la prueba isocronal, ya que da muy bueno resultados en otros pozos, también se le indica que el pozo registra flujo turbulento, por lo que es necesario que halle una capacidad adecuada para decidir si cambiar el método o no, con este cálculo se juega el puesto.
e) También se le pide que tome en cuenta los siguientes gráficos y determine el siginificado de cada uno, ya que se registraron en el pozo
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PRODUCCIÓN PETROLERA I
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PRODUCCIÓN PETROLERA I Examen 4to Parcial Práctico Pruebas de Produccion solucionario 1. a) Calculamos el tiempo de estabilización sin considerar la distribución de flujo logarítmico.
Ahora calculamos el tiempo de estabilización considerando la distribución del flujo logarítmico
El tiempo total de estabilización se determina a partir de los dos tiempos de estabilización:
b) Calculamos la profundidad total del pozo:
Ahora calculamos el caudal de gas pro el método del punto triple
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PRODUCCIÓN PETROLERA I
( ) [ ]
c) Hallamos el coeficiente del Choke
d) Hallamos la nueva capacidad por el método isocronal
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PRODUCCIÓN PETROLERA I f) La gráfica con sus significados es la siguiente:
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