UNIVERSIDAD UNIVERSI DAD POLITECNICA MESOAMERICANA INGENIERÍA PETROLERA
Materia: Ingeniería de Producción Tema: Análisis integral de pozo Unidad V: EP1: Ensayo análisis integral de pozo Docente: Ing. Rolando Rustrían Martínez Alumno: JUAN DANIEL CHAN DE LA CRUZ SEXTO CUATRIMESTRE GRUPO “A”
[email protected] 08 de agosto del 2017
Tabla de contenido INTRODUCCION ..............................................................................................................................
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OBJETIVO.........................................................................................................................................
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SISTEMA INTEGRAL DEL POZO ................................................................................................
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IMPORTANCIA IMPORTANCIA DE LA CARACTERIZACIÓN CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO Y EL EFECTO DE TEMPERATURA ..............................................................................................................................
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ANALISIS DEL POZO FLUYENTE. ...........................................................................................
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FLUJO EN EL YACIMIENTO ....................................................................................................... 11 .................. ...................... ..... 12 FLUJO EN EL POZO, A TRAVÉS DE TUBERÍAS VERTICALES ...................................
O INCLINADAS. .............................................................................................................................
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FLUJO EN EL ESTRANGULADOR. ESTRANGULADOR. ..........................................................................................
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FLUJO EN LA LÍNEA DE DESCARGA. .................................................................................... 14 METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS NODAL .................................................................................
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METODOLOGÍA DE ANÁLISIS NODAL ................................................................................... 16 SELECCIÓN Y AJUSTE DE MÉTODOS DE SOLUCIÓN ...................................................... 18 OPTIMIZACIÓN OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA ..................................................................................................
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CONCLUSIÓN ................................................................................................................................
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INTRODUCCION
La optimización de un sistema de producción depende principalmente del conocimiento que se tiene sobre los diferentes elementos que lo constituyen. Este procedimiento debe incluir, entre otras cosas, la interrelación de las caídas de presión que ocurren en el sistema integral de producción pozo-batería, es decir el estado mecánico del pozo y del equipo superficial, así como la capacidad del yacimiento y del conjunto de tuberías para producir los fluidos. Cuando se tiene un buen conocimiento sobre las condiciones del sistema, se facilita la búsqueda de las causas y las soluciones a los problemas que se presenten. En la mayoría de los casos, es posible reducir los costos y/o incrementar la producción aplicando la técnica de Análisis Nodal al diseño y evaluación de un sistema integral de producción. El Análisis Nodal es básicamente la aplicación de procedimientos de evaluación a cada una de las partes del sistema en donde ocurre una caída de presión. Para evaluar el comportamiento de los elementos del sistema integral de producción, es necesario utilizar diversos métodos para analizar el flujo desde el yacimiento hasta el separador, incluyendo el flujo a través de la tubería de producción, de los estranguladores y de la línea de descarga.
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OBJETIVO
Representar y ejemplificar el desarrollo de la Metodología de Análisis y Optimización del Sistema Integral de Producción que integra los procedimientos, técnicas y herramientas existentes en la industria para analizar el comportamiento de los fluidos desde el yacimiento hasta la superficie ya que permite elaborar un diagnóstico de los diferentes problemas que se presentan los pozos, identificar aquellos que tienen mayor impacto en la baja productividad, diseñar y evaluar alternativas para mantener la declinación natural de los yacimientos
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SISTEMA INTEGRAL DEL POZO Generalidades Conocer la metodología del análisis nodal y realizar análisis nodales sencillos de pozos petroleros. El sistema integral de producción (SIP) Es el conjunto de elementos que transporta a los fluidos del yacimiento hasta la superficie, los separa en aceite, gas y agua y los envía a instalaciones para su almacenamiento y comercialización. La toma de información:
Analizar las condiciones de producción
Buen diagnóstico para implementar la mejor decisión
Características de los yacimientos
Propiedades de los fluidos
Daño a la información.
Pozo fluyente Es aquel que, con la energía propia del yacimiento, es capaz de vencer las caídas de presión que ocurren a través del medio poroso, de la tubería de producción (vertical), estrangulador, tubería de descarga (horizontal), hasta el separador, conduciendo así, los fluidos producidos.
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para analizar el comportamiento de un pozo fluyente terminado, determinar el gasto de producción y/o diagnostico apropiadamente, es necesario analizar las tres áreas de flujo ,las cuales se tienen que estudiar en forma separada y unirlas después, antes de tener una idea precisa del comportamiento de flujo del pozo productor, estas áreas son:
flujo del yacimiento al pozo.
flujo de tuberías.
flujo en tuberías de producción.
flujo en línea de descarga.
flujo en estranguladores.
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Para tener pleno conocimiento del funcionamiento de un sistema integral de producción, se debe contar con el concepto de cada uno de los componentes que lo conforman. Yacimientos de hidrocarburos: se entiende por yacimiento la porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente. Los fluidos del yacimiento ocupan los poros o huecos de la roca almacén, están a alta presión y temperatura, debido a la profundidad a que se encuentra el yacimiento.
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POZO Es un agujero o conducto que se hace a través de la roca, desde la superficie hasta llegar al yacimiento, en el cual se instalan sistemas de tuberías y otros elementos con el fin de establecer un flujo de fluidos controlados entre la formación productora (yacimiento) hasta la superficie.
ÁRBOL DE VÁLVULAS Es un arreglo (conjunto) de válvulas que permiten controlar el flujo de los hidrocarburos del pozo y de los fluidos que se inyectan al mismo.
TUBERÍA DE DESCARGA Las tuberías son estructuras de acero, cuya finalidad es transportar el gas, aceite y en algunos casos agua desde la cabeza del pozo hasta el almacenamiento. Los costos específicos en el transporte tanto del aceite como del gas disminuye cuando la capacidad de manejo aumenta; esto se logra si el aceite, gas y agua se transportan en tuberías de diámetro óptimo, para su capacidad dada.
ESTRANGULADOR Es un aditamento que se instala en los pozos productores son el fin de establecer una restricción al flujo de fluidos. Es decir, permite tener un gasto deseado, además de prevenir la confinación de agua, producción de arena y sobre todo ofrecer seguridad a las instalaciones superficiales.
SEPARADORES Son equipos utilizados para separar la mezcla de aceite y gas y en algunos casos aceite, gas y agua que proviene directamente de los pozos. Los separadores se 8
clasifican por la geometría en horizontales, verticales y esféricos y por su finalidad separar dos fases (gas y liquido) o tres fases (gas líquido y agua).
TANQUES DE ALMACENAMIENTO Son recipientes metálicos de gran capacidad de producción de fluidos de uno o varios pozos. Los tanques de almacenamiento pueden ser estructuras cilíndricas de almacenamiento en tierra firme, o bien un buque-tanque, usualmente utilizados en pozos costa afuera. En la industria petrolera, los tanques pueden tener una capacidad de almacenamiento que va desde los 100,000 hasta los 500,000 barriles. En México se cuentan con tanques de almacenamiento de 500,000 barriles.
IMPORTANCIA DE LA CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO Y EL EFECTO DE TEMPERATURA Análisis PVT Los análisis PVT de los hidrocarburos del yacimiento consisten en una serie de pruebas de laboratorio, las cuales se diseñan para obtener propiedades requeridas dentro de un estudio de caracterización de yacimientos. Por lo general, los cálculos de balance de materia son muy utilizados en el estudio de yacimientos. Análisis de laboratorio PVT. Presión de burbujeo. Factor del volumen del aceite y del gas. Relación de gas disuelto en el aceite. Factor de volumen total. Comprensibilidad isotérmica del aceite y del gas. Viscosidad del aceite y del gas. Importancia de la caracterización del fluido y el efecto de temperatura.
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Describir los parámetros importantes a tener en cuenta en el muestreo de fluidos de yacimiento. Obtener una muestra representativa de yacimiento es importante para realizar un estudio de fluidos exacto y útil para el desarrollo y explotación de los yacimientos de aceite y gas. Las muestras usadas para estos estudios deben tener las mismas propiedades de los fluidos de los yacimientos en las actuales condiciones del yacimiento. Clases de muestreo: Muestreo de fondo del pozo a nivel del medio de los disparos. Muestreo de superficie. Muestreo en separador. Muestreo en cabeza de pozos. Factores para la selección de muestreo: Características del fluido del yacimiento. Características del yacimiento. Equipo mecánico usado en la terminación. Costos. Clases de análisis requerido. Muestreo de fondo: Fluido de yacimiento deben ser tomados lo más temprano posible, durante la vida productiva del yacimiento.
Ventajas del muestreo de fondo:
Acertada medición de las propiedades básicas del fluido cuando el fluido es totalmente desconocido (pozos exploratorios). Es fácil la toma de una muestra representativa de yacimiento cuando el yacimiento esta bajosaturado. El fluido recuperado es fluido in-situ, y se evita la recombinación de muestras, fluidos más representativos cuando se requieren estudios de precipitación de sólidos. 10
Desventaja del muestreo de fondo. Dificultad en la obtención de una muestra representativa cuando el yacimiento está saturado. Alto costo de operación. El pozo debe ser acondicionado antes del muestreo (estrangulando o cerrado). No son convenientes en pozos de gas condensado. Muestreo de superficie para pozo en producción. En separador, como muestra de gas y líquido para recombinar en el laboratorio. En cabeza de pozo, como una muestra representativa de la corriente de fondo.
ANALISIS DEL POZO FLUYENTE. Para llevar a cabo el análisis de un pozo fluyente, es necesario cubrir dos aspectos fundamentales: En primer lugar tener una concepción muy clara del mecanismo de flujo que siguen los fluidos producidos, desde la frontera de drene del yacimiento, hasta la central de recolección o batería de separadores. En segundo término disponer de la metodología y herramientas de cálculo, que permiten predecir el comportamiento del sistema en general.
FLUJO EN EL YACIMIENTO Esta parte se refiere al estudio del comportamiento de flujo al pozo que siguen los fluidos, desde su frontera de drene hasta el pozo. Para saber si un pozo produce en forma apropiada, es necesario conocer su potencial. El potencial es el gasto máximo que aportaría un pozo si se le impusiera el mejor conjunto de condiciones posibles. El potencial debe compararse con lo que el pozo es capaz de producir en las condiciones en las que se encuentra.. El conocimiento del yacimiento, las propiedades de los fluidos, estado actual de depresionamiento, 11
saturaciones de fluidos, permeabilidades relativas, daño al pozo y las c aracterísticas de la T.P. y L.D. permiten determinar lo que un pozo en particular pu ede producir.
FLUJO EN EL POZO, A TRAVÉS DE TUBERÍAS VERTICALES O INCLINADAS. Una vez que los fluidos del Yacimiento han llegado al pozo se inicia el flujo ascendente a través del sistema de tuberías instaladas para la conducción de los fluidos hasta la superficie. El proceso de flujo se efectúa desde la profundidad media del intervalo productor hasta la superficie, Pasando por las diversas ampliaciones o restricciones propias del sistema de tuberías, Así como a través de accesorios adicionales instalados en la tubería como pueden ser estranguladores de fondo, válvulas de tormenta, etc.
El comportamiento de flujo de esta parte del sistema, conocido como flujo multifásico en tuberías verticales e inclinadas, ha sido ampliamente estudiado por un gran número de investigadores quienes han aportado a la industria petrolera, la A continuación se menciona alguno de los métodos más comúnmente conocidos y que fueron desarrollados expresadamente para determinar los gradientes de presión fluyendo cuando fluyen simultáneamente petróleo, gas y agua en tuberías verticales. Estos métodos de flujo multifásico que aparecieron publicados en la literatura técnica, por orden cronológicos son los siguientes:
GILBERT. (Gráfico)
POETTMAN Y CARPENTER (1952) (Analítico)
GRIFFITH Y WALLIS (1961)
BAXENDELL Y THOMAS (1961) 12
FANCHER Y BROWN (1963)
DUNS Y ROS (1963) (Patrones de flujo).
HAGEDORN Y BROWN (1965) (Alta RGA)
ORKISZEWSKI (1967) (Patrones de Flujo y mezcla de métodos)
AZIZ, GOVIER Y FOGARASI (1972)
CHIERICI, CIUCCI Y SCLOCCHI (1973)
BEGGS Y BRILL (1973)
12 MECANISTICOS (EN LOS 90’)
FLUJO EN EL ESTRANGULADOR. Una vez que los fluidos llegan a la superficie, estos pasan a través del estrangulador instalados en el cabezal del pozo. La función principal del estrangulador es mantener condiciones estables de flujo dentro del sistema y evitar que las variaciones de presión que ocurren corriente abajo del estrangulador se reflejen en el sistema yacimiento-pozo causando inestabilidad en el flujo. Para que el estrangulador cumpla su función y efectivamente evite que las variaciones de presión corriente abajo del estrangulador, lleguen hasta la for mación productora, causando variaciones en el flujo, es necesario que en el estrangulador se alcancen condiciones de flujo crítico. En términos generales esta condición se alcanza cuando la presión de entrada al estrangulador es aproximadamente el doble de la presión de salida. Varios métodos han sido desarrollados para describir el comportamiento del flujo multifásico a través de estranguladores. Entre ellos podemos mencionar los siguientes: 1 GILBERT. 2 ROS. 13
3 BAXENDELL. 4 ACHONG. 5 POETTMANN Y BECK. 6 ASHFORD. 7 ASHFORD-PIERCE. 8 OMAÑA. 9 PILEHVARI, ETC.
FLUJO EN LA LÍNEA DE DESCARGA. Después de los fluidos han pasado a través del estrangulador, estos fluyen por la línea de descarga hasta la central de recolección, en donde son separados cada uno de ellos (petróleo, agua y gas). Al llegar a los fluidos al separador, estos descargan a una determinada presión, previamente establecida para lograr una separación eficiente de los fluidos. Esta presión depende a su vez de las condiciones de operación de los equipos instalados para el manejo de los diferentes fluidos, como son bombas y compresores. Para determinar las caídas de presión e flujo multifásico en tuberías horizontales, a continuación se mencionan algunos de los métodos más conocidos que han sido desarrollados para este propósito: 1. BERTUZZI, TEK Y POETTMANN. 2. YOCUM (1957) 3. GUZHOV (1967) 4. EATON, ANDREWS, KNOWELS Y BROWN.- (1967) 5. DUKLER (1969) 6. BEGGS Y BRILL (1973) El más versátil de estos métodos es el de Beggs y Brill, ya que este puede aplicarse tanto para tuberías horizontales como verticales o inclinadas.
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METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS NODAL El procedimiento del análisis nodal consiste en seleccionar un nodo en el pozo y dividir el sistema a partir de ese punto. El nodo puede ser seleccionado en cualquier elemento del sistema y generalmente se suponen constantes las presiones en el yacimiento y en el separador. Las posiciones más comunes seleccionadas como nodos son el separador, estrangulador, cabeza del pozo, válvulas de seguridad, fondo de pozo, yacimiento y el tanque de separación, estos puntos se muestran en la Figura, también se aprecian las caídas de presión que pueden ocurrir entre los componentes mencionados.
Todos los componentes corrientes arriba del nodo comprenden la sección de aporte de fluidos, mientras que la sección de salida del nodo la componen los elementos corrientes abajo. Se requiere disponer de la relación entre el gasto de producción y las caídas de presión para cada componente en el sistema; el flujo que se tiene a través del sistema se puede determinar al satisfacer
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alguno de los siguientes requerimientos:
METODOLOGÍA DE ANÁLISIS NODAL Implementar la técnica del análisis nodal requiere considerar los componentes que pueden ser modificados, la selección del componente susceptible a ser optimizado y con base en esto, determinar el nodo más apropiado para observar el comportamiento del elemento de interés, identificar las expresiones adecuadas, recopilar la información necesaria para efectuar los cálculos y finalmente obtener las curvas de la energía requerida y la disponible.
Fondo del pozo como nodo solución La selección del fondo del pozo como nodo solución, es una de las opciones más utilizadas en el análisis nodal, al seleccionar este punto se divide el sistema en dos componentes principalmente: el yacimiento y el conjunto de tuberías. El comportamiento de la energía disponible, se representará mediante el índice de productividad del pozo en estudio, calculado con las modelos descritos en el capítulo anterior dependiendo del caso; mientras que la curva de energía requerida incluirá las pérdidas de presión de la tubería de producción y de descarga, que serán estimadas mediante correlaciones de flujo 16
multifásico o curvas de gradiente, considerando que no existen restricciones entre estos elementos. La ventaja que proporciona elegir este nodo sobre otras posiciones, radica en la predicción de comportamientos de afluencia futuros, detección de mala terminación, determinación de la remoción del daño y el efecto de la tubería.
El procedimiento para el análisis nodal, con el nodo solución en el fondo es el siguiente: 1. De la presión media del yacimiento, suponer varios gastos de producción y calcular la presión de fondo fluyendo (Pwf) para dichos gastos y construir la curva de IPR. 2. Partiendo de la presión del separador, suponer varios gastos de producción y obtener la presión en la cabeza del pozo (Pwh), utilizando una correlación de flujo multifásico en tubería horizontal o curvas de gradiente de presión. 17
3. Con los mismos gastos del punto anterior y las correspondientes presiones en la cabeza del pozo (Pwh), determinar la presión de fondo fluyendo (Pwf), utilizando una correlación de flujo multifásico en tubería vertical o curvas de gradiente de presión. 4. Sobre el gráfico de IPR, trazar los gastos y las presiones de fondo fluyendo obtenidas, con estas curvas se tendrá una intersección, que representará la capacidad del sistema para el transporte de fluidos.
SELECCIÓN Y AJUSTE DE MÉTODOS DE SOLUCIÓN
POR EL MÉTODO DE SOLUCIÓN
Implícito-Explícito
(IMPES)
Las
ecuaciones
lineales
son
solucionadas
secuencialmente, primero para presión (implícitamente) y después para saturación (explícitamente) utilizando la distribución de presiones calculadas con anterioridad. Implícito (FULLY IMPLICIT).
Las ecuaciones lineales son solucionadas simultáneamente (implícitamente) para presión y saturación.
POR EL TIPO DE SOLUCIÓN
Hay tres formas para discretizar las ecuaciones en diferencias parciales que gobiernan el flujo de fluidos a través de un medio poroso: el método de elemento finito, el método de diferencias finitas y el método de líneas de corriente de flujo. El método de elemento finito permite gran flexibilidad, incluyendo formas de polígonos y prismas, en este método la refinación de la malla puede llegar a ser muy costosa y complicada. A pesar de que este método ofrece mejores ventajas que el método de diferencias finitas, tiene dificultades para manejar cambios bruscos en las incógnitas (presión, saturación), por lo que este método no ha sido de gran utilidad en la simulación de yacimientos. 18
El método de diferencias finitas está limitado en la geometría a un bloque en forma de paralelepípedo, se han desarrollado técnicas más especializadas para la refinación de la malla cerca de los pozos (asumiendo régimen permanente dentro de los bloques) haciendo posible el uso de éste método de forma más efectiva. En el método de líneas de corriente de flujo considera que el fluido en el yacimiento se mueve por la diferencial de presión, las fuerzas gravitacionales y los cambios de las densidades de los fluidos. Sobre la base de este concepto, se pueden determinar líneas de isóbaras en el yacimiento hasta superficies de contorno a lo largo de las cuales el fluido se está moviendo. El fluido se desplaza desde una superficie de contorno de alta energía hasta un a de baja energía. Una línea de corriente siempre estará perpendicularmente a las líneas de flujo de fluidos, Figura. 1.4. Este hecho puede extrapolarse a tres dimensiones, y en lugar de líneas de corriente se puede hablar de tubos de corriente que definen por si mismos un volumen de fluido específico que se mueve en conjunto. Esta es la base de un modelo de simulación de líneas de corriente de flujo.
POR EL TIPO DE GEOMETRÍA
Se clasifican en: una dimensión (1D), dos dimensiones (2D), y tres dimensiones (3D).
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POR EL TIPO DE FASES MÓVILES
Monofásico: Aceite, Gas Bifásico: Aceite + Agua, Aceite + Gas, Gas + Agua Trifásico: Aceite + Gas + Agua Composicionales
OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es optimizar el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en la oferta como en la demanda, para ello es necesario la realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema. La técnica puede usarse para optimizar la completación de pozo que aún no ha sido perforado, o en pozos que actualmente producen quizás en forma ineficiente. Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que a pesar de que la misma 20
no modifica, obviamente, la capacidad de producción del sistema, si interviene tanto en el tiempo de ejecución del simulador como en la visualización gráfica de los resultados. El nodo debe colocarse justamente antes (extremo aguas arriba) o después (extremo aguas abajo) del componente donde se modifica la variable. Por ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal o en el separador que en el fondo del pozo. La técnica puede usarse para optimizar pozos que producen por flujo natural o por Levantamiento Artificial. En conclusión, puede afirmarse que la aplicación de la técnica nodal a un sistema de producción, permite identificar los elementos que limitan la capacidad de flujo del sistema; es decir, que el análisis nodal se emplea para diagnosticar la variación del gasto de producción al realizar alguna de las modificaciones siguientes: a). Presión de separación. b). Eliminar o sustituir válvulas o conexiones inapropiadas. C. Colocar separadores a boca del pozo. En este caso se pueden analizar dos opciones: c1). Separar con la presión necesaria para transportar el líquido (aceite + agua) hasta la central de recolección para continuar con su proceso. c2). Separar a baja presión y bombear el aceite hasta la central de recolección para continuar con su proceso. d). Cambiar diámetro de la T.P. e). Cambiar diámetro de la L.D. o construir una adicional. f). Instalar un sistema artificial de producción. Es evidente que la selección de las modificaciones a un sistema y el orden de su aplicación deben basarse en un análisis económico, en el que se comparan los incrementos en la producción, al efectuar algún cambio, con la inversión adicional que sea necesario realizar.
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CONCLUSIÓN La optimización de la producción de petróleo mediante el análisis nodal con diversos software que existen en el mercado de la industria debido a que es una herramienta de vital importancia para poder lograr incrementar la producción del petróleo. Una herramienta que se incorpora a esta Metodología es la Técnica de Análisis Nodal como un medio económico, sencillo y apropiado para el diseño, evaluación y optimización del sistema de producción en pozos de aceite y gas, así como en pozos con instalación de algún sistema artificial e integración de pozos en red, a través del manejo de software y aplicaciones especializadas existente en la industria pe trolera. Con esta metodología se analiza el comportamiento los fluidos desde el yacimiento hasta la superficie, se elabora un diagnóstico de los diferentes problemas que se presentan los pozos e identifica aquellos que tienen mayor impacto en la baja productividad y se diseña y evalúan alternativas para mantener la declinación natural de los yacimientos, incrementar la producción de los pozos y mejorar la eficiencia de los sistemas de producción,
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