Investigar El Metodo de Poetman Carpenter

NOMBRE: Mariela Nava Rivera GRUPO: 1

TAREA 2 (PGP 220) 1. INVESTIGAR INVESTIGAR EL METODO DE POETMAN CARPENTER CORRELACION DE POETTMAN Y CARPENTER Desarrollaron un método semi empírico utilizando diámetros de tubería de producción de 2, 2½ y 3 pulgadas en el que incorporaron la ecuación general de energía y datos de 34 pozos fluyentes y 15 con bombeo neumático. El aceite, gas y agua fueron considerados para estar en una sola fase, y no se trató de determinar la correlación de colgamiento. Se consideró el flujo vertical de aceite, gas y agua como turbulento, se introdujo un factor de pérdida de energía la cual se tomó como constante en toda la longitud de la tubería. Poettmannn y Carpenter publicaron en 1952 un procedimiento analítico para determinar las caídas de presión en tuberías verticales con flujo multifásico. Su ecuación principal fue desarrollada a partir de un balance de energía entre dos Puntos. Dentro de la tubería de producción. Esta ecuación es: El factor de fricción se determinó aplicando la ecuación anterior y datos medidos de presiones de fondo en 49 pozos fluyentes y con sistema de bombeo neumático. Los valores de ftp así obtenidos se correlacionaron con el numerador del número de Reynolds. Por otra parte, Fancher & Brown determinaron una correlación para tuberías de 2”

de diámetro interno, la cual se ajusta con mayor precisión que la correlación de Poettmann y Carpenter con bajos gastos y altas RGL. La correlación de Poettmann y Carpenter que continua siendo ampliamente utilizada, se rige bajo las condiciones citadas a continuación:

2. INVESTIGAR CUALES SON LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE GAS Y PETROLEO (ANALISIS PVT) El Análisis PVT es un conjunto de pruebas, que se realizan en el laboratorio a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas, para poder determinar las propiedades de los fluidos existentes en un yacimiento en estudio. Entre las aplicaciones de este tipo de análisis, se pueden destacar las siguientes: – Descripción del comportamiento de cada fluido – Identificación de los problemas potenciales originados por los sólidos – Medición de la viscosidad – Estimación del factor de recobro del yacimiento – Indicar la ecuación de estado del yacimiento y el modelaje del mismo.


Propiedades de los gases: 

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No tienen forma propia No tienen forma propia, pues se adaptan al recipiente que los contiene. Se dilatan y contraen como los sólidos y líquidos. Fluidez Es la propiedad que tiene un gas para ocupar todo el espacio debido a que, prácticamente, no posee fuerzas de unión entre las moléculas que lo conforman. Difusión Es el proceso por el cual un gas se mezcla con otro debido únicamente al movimiento de sus moléculas. Compresión La compresión es la disminución del volumen de un gas porque sus moléculas se acercan entre sí, debido a la presión aplicada Resistencia Es la propiedad de los gases de oponerse al movimiento de los cuerpos por el aire. Esto se debe a una fuerza llamada fuerza roce. A mayor tamaño y velocidad del cuerpo mayor es la resistencia.

Propiedades del petróleo: 

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Coloración: el color del petróleo varía del amarillo al rojo pardo, siendo las clases más oscuras, opacas. Los aceites de bajo peso específico son amarillos, los medianos ámbar, y los aceites más pesados son oscuros. Por luz reflejada, el aceite crudo es usualmente verde, debido a la fluorescencia. Por lo general, su tonalidad se oscurece con el aumento de su peso específico, que se incrementa al aumentar su porcentaje de asfalto. Los hidrocarburos puros son incoloros, pero a menudo se colorean por oxidación. Olor: Es característico y depende de la naturaleza y composición del aceite crudo. Los hidrocarburos no saturados dan olor desagradable, debido al ácido sulfhídrico y otros compuestos de azufre. Los petróleos crudos tienen olor aromático. En otros aceites el olor varía, dependiendo de la cantidad de hidrocarburos livianos y de las impurezas. Peso específico: El petróleo es más liviano que el agua. Su peso específico es influenciado por factores físicos y por la composición química del crudo, pudiendo oscilar, en términos generales, entre 0,75 y 0,95 Kgr./lt. Aumenta con el porcentaje de asfalto. Viscosidad: Es la medida de la tendencia a fluir, siendo de gran importancia en los aceites lubricantes y fuel-oil. Es usualmente el tiempo necesario para que un volumen dado de aceite, a una temperatura definida, fluya a través de un pequeño orificio. Se mide con viscosímetro. Todos emplean en general el mismo principio. Se controla la temperatura dentro de la taza y en el baño cuidadosamente, y cuando se ha alcanzado la temperatura deseada, se abre el


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orificio y se deja fluir el líquido a un frasco de capacidad conocida. El tiempo necesario para llenar el frasco es la viscosidad requerida. Solubilidad: Es insoluble en agua, sobre la cual sobrenada por su peso específico menor. A esto se debe su peligrosidad cuando se derrama en los puertos, o cuando es necesario combatir incendios en los tanques de almacenaje. Es soluble en benceno, éter, cloroformo, y otros solventes orgánicos. Poder calorífico: Está comprendido entre las 9000 y 12000 calorías. Éste disminuye al aumentar la densidad. Ejemplo: Para una densidad de 0,815 Kgr./lt. es igual a 11000 Cal/lt.. Para una densidad de 0,915 Kgr./lt. es igual a 10700 Cal/lt.. Procesamiento Industrial El petróleo llega a las refinerías en su estado natural para su procesamiento. Aquí prácticamente lo que se hace es cocinarlo. Por tal razón es que al petróleo también se le denomina "crudo". Una refinería es un enorme complejo donde ese petróleo crudo se somete en primer lugar a un proceso de destilación o separación física y luego a procesos químicos que permiten extraerle buena parte de la gran variedad de componentes que contiene. Refinado Una vez extraído el crudo, se trata con productos químicos y calor para eliminar el agua y los elementos sólidos y se separa el gas natural. A continuación se almacena el petróleo en tanques desde donde se transporta a una refinería en camiones, por tren, en barco o a través de un oleoducto. Todos los campos petroleros importantes están conectados a grandes oleoductos. 3. INVESTIGAR LAS DIFERENTES CORRELACIONES UTILIZADAS PARA LA APLICACIÓN DEL METODO POETMAN CARPENTER 

CORRELACION DE DUNS Y ROS

Seleccionaron una aproximación diferente a la utilizada por la mayoría de los investigadores. Definieron arbitrariamente el gradiente de presión estática como elpeso del volumen por la densidad in-situ y desarrollaron correlaciones para lafricción en la pared de la tubería de sus extensos datos de laboratorio para cada una de las tres amplias regiones de flujo.El gradiente total incluye un gradiente estático, un gradiente de fricción y ungradiente por aceleración. Introdujeron 4 números adimensionales: número de velocidad líquida (NLV),número de velocidad del gas (NGV), número del diámetro de la tubería (ND) y elnúmero de la viscosidad líquida (NL). Los efectos de resbalamiento entre

NOMBRE: Mariela Nava Rivera GRUPO: 1 líquido y gas son incorporados en el gradiente estático y se mantienen alejados de los efectos debido a la fricción. 

CORRELACION DE ORKISZEWSKI

Para establecer y evaluar su modelo, Orkiszewski analizó 13 métodos publicadosy los aplico para predecir caídas de presión en pozos con condiciones muy diferentes a las supuestas en el desarrollo de los mismos. Orkiszewski observó que los mejores Resultados, bajo ciertas condiciones de flujo, se obtenían con los métodos de Griffth y Wallis y Dunas y Ros, por lo que tomo estas correlaciones como base para desarrollar su método, combinándolas para los diferentes patrones de flujo. Orkiszewski enfatizó que el colgamiento de líquido fuera derivado del fenómeno físico Observado y que el gradiente de presión fuera relacionado a la distribución geométrica de la fase de líquido y gas, por lo que determinó que la densidad de la mezcla se determinara mediante el colgamiento, considerando en ella el resbalamiento entre las fases.Reconoció cuatro tipos de patrones de flujo (burbuja, bache, transición (bache-niebla)) y niebla e hizo correlaciones separadas para establecer la velocidad de resbalamiento y fricción par a cada uno de los patrones. Considerando similitudes en conceptos teóricos y diferentes categorías. 

CORRELACION DE BEGGS Y BRILL

Para la realización de esta correlación, se hicieron pruebas utilizandouna sección de tubería de acrílico de 1”y 1.5” de diámetro con 90 pies de longitud,la cual tenía

un mecanismo que podía inclinar la tubería de horizontal a vertical ylos fluidos utilizados eran aire y agua. Los parámetros estudiados y sus rangos devariación son: Después de haber establecido cada patrón de flujo se procedió a variar el ángulo de inclinación, de esta manera se pudo observar como el ángulo de inclinación afectaba el colgamiento y el gradiente de presión. El colgamiento y el gradiente depresión fueron medidos en ángulos que variaban de 5, 10, 15, 20, 35, 55, 75 y 90grados, y se encontró que El colgamiento llegaba a su valor máximo en +50 grados y a su valor mínimo en -50 grados. En otras palabras Beggs y Brill establecieron una correlación para calcular la distribución de la presión en tuberías con flujo multifásico, a partir de pruebas de laboratorio. El método es aplicable a flujos horizontal, inclinado y vertical. Los experimentos se realizaron en tubos transparentes de acrílico.

NOMBRE: Mariela Nava Rivera GRUPO: 1 PROBLEMA 1.

Un reservorio de petróleo crudo con capa gasífera formado por un anticlinal. El pozo que produce el petróleo crudo de varias capas paralelas fue perforado verticalmente sobre la cresta del anticlinal, se intercepto el contacto gas-crudo a una profundidad de 2800ft y el contacto crudo-agua está a 3200ft y la perforación se realizó a una profundidad de 3160ft. El reservorio está formado por roca carbonatada y las propiedades de la roca se muestra en la siguiente tabla. La viscosidad del crudo es 0,45cp y el grado API es 25. El diámetro del pozo es 75/8 pulgadas. La presión de fondo del pozo es 650 psi y la presión externa del reservorio es 4 veces más que la presión del fondo del pozo, la presión varía horizontalmente a razón de 1,3 psi/ft. Determinar el caudal de producción de petróleo crudo. (Asuma un reservorio tiene flujo radial). Formación

Permeabilidad K (md)

Porosidad (º/ º)

Espesor (ft)

X

450

25

90

Y

785

27

110

Z

625

35

85

T

380

23

115


PROBLEMA 2





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