Manual PIPESIM Básico v-2008

PIPESIM Básico v-2008 Manual del Participante

PIPESIM Básico v-2008

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Manual del Participante

Tabla de contenidos El contenido del presente manual ha sido dividido en los siguientes capítulos: Información de control ......................................................................................................................................... 3 Tabla de contenidos............................................................................................................................................. 5 Sobre este manual............................................................................................................................................... 7 CAPÍTULO I: PIPESIM........................................................................................................................................ 9 Tema 1: Aspectos generales ............................................................................................................................. 11 Tema 2: Módulos que Integran la Suite ............................................................................................................. 12 CAPÍTULO II: MODELO FÍSICO....................................................................................................................... 15 Tema 1: Ejecutar PIPEPIM ................................................................................................................................ 17 Tema 2: Nuevo Modelo de Pozo........................................................................................................................ 19 Tema 3: Definir Datos del Proyecto y Sistema de Unidades ............................................................................. 20 Tema 4: Construir Pozo ..................................................................................................................................... 23 Tema 5: Guardar Modelo................................................................................................................................... 56 CAPÍTULO III: MODELO DE FLUIDOS ............................................................................................................ 57 Tema 1: Black Oil............................................................................................................................................... 59 Tema 2: Compositional ...................................................................................................................................... 68 CAPÍTULO IV: CORRELACIONES DE FLUJO................................................................................................ 77 Tema 1: Definir Correlación de Flujo ................................................................................................................. 79 Tema 2: Carga de Pruebas Dinámicas (Flowing) .............................................................................................. 82 Tema 3: Cotejo de Correlaciones de Flujo......................................................................................................... 85 Tema 4: Motor de Cálculo (Engine Options)...................................................................................................... 90 CAPÍTULO V: OPERACIONES ESPECIALES................................................................................................. 97 Tema 1: Perfil de Presión y Temperatura .......................................................................................................... 99 Tema 2: Análisis Nodal .................................................................................................................................... 106 Tema 3: Curva de Rendimiento ....................................................................................................................... 112 Tema 4: Determinar IP con Vogel como Modelo de Afluencia......................................................................... 115 ANEXOS.......................................................................................................................................................... 117

Gerencia Operaciones de Datos


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Sobre este manual Objetivo

Preparar al participante en el uso y manejo básico de la aplicación especializada PIPESIM.

Audiencia

Dirigido al personal del área de optimización de producción y desarrollo de yacimientos.

Recomendaciones

El siguiente manual debe ser leído en forma secuencial para mantener actualizado al personal y aclarar cualquier duda que se presente.

Convenciones tipográficas

Descripción de la iconografía que encontrará en este manual.

Este icono

Le ayuda a identificar Información de destacada importancia dentro del contenido. Puntos de especial interés sobre el tema en desarrollo. Puntos de especial interés dentro de un tópico específico del tema. Información complementaria al tema en desarrollo. Ver presentación Ir a la aplicación PIPESIM



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Capítulo I: PIPESIM



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Tema 1: Aspectos generales Descripción

PIPESIM es un simulador de flujo multifásico en Flujo Continuo o Estacionario utilizado para el diseño, análisis y diagnóstico de los sistemas de producción de petróleo y gas. El software permite el modelado de flujo multifásico desde el yacimiento hasta el cabezal del pozo, examinando el comportamiento de las líneas de flujo y facilidades de superficie, diagnosticando así el sistema de producción. PIPESIM permite efectuar análisis de sensibilidad sobre cualquier variable del sistema y representar gráficamente tanto el flujo de entrada como el de salida en cualquier nodo del mismo. PIPESIM incluye todos los tipos de modelos de completación para pozos verticales, horizontales y fracturados, y posibilita el modelado de completaciones complejas de varias capas o lentes, utilizando diferentes parámetros de desempeño de yacimientos y descripciones de fluidos. La aplicación incorpora todas las correlaciones de flujo multifásico actuales, tanto empíricas como mecanísticas para permitir a los ingenieros ajustar los datos medidos de pozos a estas correlaciones, con el fin de identificar la más apropiada para el análisis. El modelado preciso del fluido producido también es crucial para comprender el comportamiento del sistema; por lo tanto, PIPESIM ofrece la posibilidad de elegir entre correlaciones de modelos de petróleo negro (Black Oil) o un rango de ecuaciones de estado para modelos composicionales.



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Tema 2: Módulos que Integran la Suite PIPESIM

Análisis del comportamiento del pozo (Well Performance Analysis) Este módulo permite el modelamiento conceptual y detallado de producción e inyección de gas. Los usuarios pueden definir un gran rango de tipos de completación de pozos incluyendo yacimientos de múltiples capas. Este módulo simula el flujo desde el yacimiento a través de la tubería de producción. La base de datos interna del PIPESIM incluye un rango de válvulas de gas lift y bombas (BES) las cuales pueden ser definidas dentro del tubing. Para un análisis eficiente, hay una serie de operaciones disponibles para ser utilizados como por ejemplo: análisis nodal, diseño de gas lift, optimización del sistema de gas lift y bombas BES, diseño del tubing, entre otros. Tuberías e instalaciones (Pipelines & Facilities Analysis) Permite modelar líneas de flujo verticales y horizontales hasta el punto final. Al detallar los objetos en las líneas de flujo, se puede introducir la topografía del terreno y equipos tales como bombas, compresores, intercambiadores de calor y separadores. Para estudios detallados de tuberías, este módulo predice las características de taponamiento, formación de hidratos y muchas otras variables críticas. En resumen, se pueden ejecutar las siguientes actividades: Flujo multifásico en líneas de flujo y tuberías. Generación de perfiles de presión y temperatura punto a punto. Calculo de coeficientes de transferencia de calor. Modelado del comportamiento de las líneas de flujo y equipos (análisis del sistema). Análisis de sensibilidad en el diseño de tuberías. Comparaciones entre la data medida y la calculada. Redes (Network Analysis) Permite combinar los modelos de tubería y pozos en un simulador de red. Este modulo determina una solución algorítmica a redes complejas que incluyen: sistemas de recolección / distribución con intersecciones, líneas paralelas, etc.



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También permite combinar sistemas de producción e inyección dentro del mismo modelo. El análisis de red puede ser corrido tanto con petróleo negro (Black Oil) como para fluido composicional (gas) e incluye mezclas de fluidos en puntos de conexión. Algunas de las características del modulo de redes son: Modelamiento de pozos de gas lift en redes complejas. Modelos de equipos de tuberías. Redes de recolección y distribución. Pozos Multilaterales (HoSim)

Planificación de Campo (FPT)

Pozos Multilaterales (Multilateral Wells, HoSim), está diseñado para modelar en detalle flujo multifásico en pozos horizontales y multilaterales. El software utiliza algoritmos para simular los pozos, permitiendo identificar la contribución de flujo de cada una de las zonas laterales. HoSim incluye un modelo de influjo para determinar el comportamiento del fluido en las cercanías del pozo y la productividad del mismo. Este módulo también permite incluir equipos tales como válvulas, separadores, bombas, entre otros. Planificación de campo (Field Planning Tool, FPT), integra los modelos de redes con los de yacimientos para simular el comportamiento del yacimiento a lo largo del tiempo. El FPT incluye un acoplamiento directo con ECLIPSE 100 (Black-Oil), ECLIPSE 300 (Composicional) y otros modelos de yacimientos. El programa cuenta con una interfaz para simular los cambios producidos en las operaciones a través del tiempo como consecuencia del desarrollo de eventos. Se presentan gráficamente informes detallados de la vida productiva del campo para las variables calculadas relacionadas con la producción, ya sea en su propio formato especial o a través de un proceso de exportación a un programa de hojas de cálculo externo. El sistema contiene un módulo que controla el modelo combinado de producción y yacimientos. Este módulo permite configurar la activación de la compleja lógica de eventos condicionales y temporales, representando operaciones de desarrollo de campos petroleros habituales.

GOAL (Optimización de Producción)

Optimización del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas (Production Optimization Provee soluciones de campo utilizando un algoritmo con el fin de identificar la mejor distribución del gas de inyección, para el proceso de levantamiento artificial por gas en todo el sistema de producción. Las restricciones complejas, tales como la capacidad de tratamiento del agua y el gas pueden incluirse en el modelo en cualquier etapa. El algoritmo de optimización está diseñado para ser utilizado en las operaciones diarias y para determinar las tasas de flujo óptimas del gas de inyección de varios pozos productores.



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Capítulo II: Modelo Físico



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Tema 1: Ejecutar PIPEPIM Procedimiento

Iniciar PIPESIM 2008 desde el menú de inicio (Inicio Schlumberger PIPESIM).

Programas

O a través del icono de acceso directo ubicado en el escritorio

Aparece la ventana emergente Tip of the Day donde se muestran ayudas o consejos sobre el uso de la aplicación.

Desactivar la ventana para que no se despliegue al ejecutar PIPESIM

Proximo consejo o tip

Cerrar



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Esta ventana puede ser desactivada (Show Tips on StartUp) para que no se muestre al inicio de cada sesión. Click en Close. Luego se despliega la ventana emergente Select a PIPESIM option.

Asistente para la construcción de modelos de pozos productores, inyectores o de instalaciones de superficies Modelo de pozo nuevo Abrir un modelo de pozo existente Red nueva

Abrir una red existente



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Tema 2: Nuevo Modelo de Pozo Procedimiento

En la ventana Select a Pipesim Option escoger NEW Single Branch Model o desde la aplicación File New Well Performance Analysis.

Las opciones disponibles son: Network: Para modelar sistemas de producción o inyección desde el yacimiento hasta punto final de entrega (red). Well Performance: Modelar o analizar pozos productores o inyectores con sistema de gas lift. Pipeline & Facilities: Modela tuberías y facilidades de superficie, así como equipos asociados a estas. Single Branch Wizard: Asistente para la construcción de modelos de pozos productores, inyectores o de instalaciones de superficies. Se presentan varias pantallas donde se incluye la información necesaria para la creación de modelos.



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Tema 3: Definir Datos del Proyecto y Sistema de Unidades Project Data

Se usa para definir la información general del proyecto o modelo a generar. Ir a Setup Project Data. En la ventana emergente Global Data se ingresa la información de interés. Estos datos se visualizan en los reportes y gráficos.

Units

Se dan 2 sistemas de unidades, el inglés y el internacional, adicionalmente se puede personalizar un sistema de unidades propio, que puede exportarse como una plantilla e importarse para aplicarlo a cada pozo. Ir a Setup Units

Exportar y editar el sistema de unidades

Definir como valores por defecto

Restaurar a los valores por defecto



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Preferences

Choose path: en esta ventana se define la ruta de los directorios de los programas externos que utiliza PIPESIM para visualizar los archivos que genera o para ejecutar algunas acciones. Asimismo, permite editar la ruta de localización de la base de datos. (Psim2000.mdb). Ir a Setup Preferences Choose Paths.

Se despliega la ventana emergente Program Paths.

Programas Externos

Base deDatos

El archivo Psim2000.mdb (Data Source) debe estar ubicado en el disco D para que pueda cargar información en la base de datos. Para ello se busca este archivo en el directorio C:\Archivos de programa\Schlumberger\common\data. Copiar la carpeta data y pegarla en la ruta siguiente: D:\Archivos de programa\Schlumberger\common. Luego seleccionar a través del botón Browse el nuevo archivo .mdb



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Base deDatos

Language: Ir a Setup Preferences Language Para editar el idioma del Inglés, ruso, español, portugués y chino.



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Tema 4: Construir Pozo Elementos

En el menú Tools se encuentran todos los elementos que permiten la construcción del modelo físico del pozo. Estos también se encuentran en la barra de herramientas.

Icono

Description

Descripción

Node

Nodo

Boundary Node

Nodo Frontera

Source

Fuente

Vertical Completion

Completación Vertical

Horizontal Completion

Completación Horizontal

Pump

Bomba



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Construcción del pozo

Multiphase Booster

Booster Multifásico

Separator

Separador

Compressor

Compresor

Expander

Extensor

Heat Exchanger

Intercambiador de Calor

Choke

Choke o estrangulador

Injection Point

Punto de Inyección

Equipment

Equipo

Multiplier/Adder

Multiplicador Adicional

Report

Reporte

Engine Keyword Tool

Herramienta Engine Keyword

Analysis Nodal Point

Punto de Análisis Nodal

Connector

Conector

Flowline

Línea de Flujo

Tubing

Tuberías

Riser

Riser

Para ello, se comienza a añadir cada uno de los componentes que este contiene: (yacimiento, tuberías, choke, línea de flujo). En la parte superior de la aplicación se encuentran todos los elementos necesarios para la construcción del modelo físico. Por ejemplo, con el mouse, se hace click en el icono de yacimiento vertical (Vertical Completion) y luego sobre la pantalla en blanco click nuevamente para posicionar el yacimiento.



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Igualmente para añadir los demás componentes del pozo, como por ejemplo las tuberías (Tubing), en este caso, es necesario que antes de colocarlo, se añada un punto a donde éste se conecta, dicho punto es un nodo (Node). Con el botón izquierdo del mouse se selecciona el tubing en los iconos superiores y se une el yacimiento con el nodo dejando presionado el botón del mouse hasta llegar al nodo.



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Luego se agrega el choke el cual va conectado al nodo por medio de un conector (Connector). Se coloca un nodo frontera (Boundary Node). Se une el choke con el nodo frontera a través de una Flowline que representa la línea de flujo. El recuadro en rojo sobre las figuras significa que a éstas le falta información, por lo que es necesario darle doble click en cada una de ellas y comenzar a introducir los datos.

Propiedades del Yacimiento (Modelo de Afluencia)

Se procede entonces a introducir los datos del yacimiento haciendo doble click para que aparezca la ventana Vertical Completion; los recuadros en rojo indican los datos obligatorios que se deben introducir. Esta ventana presenta las pestañas Properties, Fluid Model y General Properties Reservoir Data Campo

Descripción

Unidades

Static Pressure

Presión Estática del Yacimiento

psia, psig, bara, barg, atma, atmg, kPa a, kPa g, MPa a, MPa g, kg/cm2 a, kg/cm2 g, Pa a, Pa g, inH2O

Temperature

Temperatura del Yacimiento

F, C, K, R



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Completion Model

Campo

Descripción

Opciones

Model Type

Tipo de Modelo de Afluencia

Well PI, Seudo Stady State, Vogel, Fetkovich´s Equation, Jones´s Equation, Back Pressure Equation, Forchheirmer s Equation

Flow Control Valve

Válvulas de control de flujo en el fondo del pozo (pozos inteligentes)

FCV Properties

Propiedades de la válvula (ventana emergente Flow Control Valve)



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Tipos de Modelo de Afluencia:

Well PI: Este se utiliza cuando la presión del yacimiento es mayor que la presión de burbujeo (yacimientos subsaturados). Esta relacionado con el índice de productividad (I): Q = J(Pws - Pwf) (yacimientos de liquido) Q = J(Pws 2 - Pwf 2) (yacimientos de gas)

J= Índice de Productividad

Campo

Descripción

Unidades

Liq PI

Índice de Productividad para yacimientos de liquido

STB/d/psi, STB/d/kPa, entre otros otras

Gas PI

Índice de Productividad para yacimientos de gas

Use Vogel below bubble point

Corrección por debajo del punto de burbuja usando la ecuación de Vogel

Calcule/Graph

Para construir la curva de afluencia

mmscf/d/psi2, mmscf/d/ kPa 2, entre otras



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Para efectos del curso se utilizaran los datos del ejercicio 1

Seudo Steady State: Para yacimientos de petróleo o gas (yacimientos subsaturados). La ecuación del estado semi-estable (Darcy) viene dada por: Q = kh(Pws - Pwf)/(141.2m oB o((ln(Re/Rw)) - 0.75 + S + + DQ))) (yacimientos de petróleo) Q = kh(Pws 2 - Pwf 2)/(1422mTz o(ln(Re/Rw)) - 0.75 + + DQ))) (yacimientos de gas) Donde: S = daño DQ = daño asociado a la tasa K = permeabilidad de la formación h = espesor de la formación m = Viscosidad B = factor volumétrico Re = Radio de drenaje del pozo Rw = Radio del pozo T = Temperatura Z = Factor Z



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Campo

Descripción

Opciones

Basis of IPR Calculation

Sirve para indicar que los cálculos se realizarán para liquido o gas

Liquid, Gas

Al seleccionar la opción Liquid o Gas en Basis of IPR Calculation, la ventana anterior presenta campos adicionales en cada caso

Liquid



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Gas

Campo

Descripción

Unidades

Reservoir Thickness

Espesor del yacimiento

ft, miles

Wellbore Diameter

Diámetro del hoyo

inches; ft; miles

Campo

Descripción

Unidades

Reservoir Perm

Permeabilidad del Yacimiento

Md; darcy

Oil/Water Relative Permeability table

Tabla de permeabilidad relativas al petróleo y al agua

Permeability



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Reservoir Size/Shape Campo

Descripción

Unidades

Drainage Radius

Radio de Drenaje

ft; miles; m

Shape Factor

Factor de la Geometría del Yacimiento

Adimensional

Reservoir Area

Área del Yacimiento

ft2 , m2, acres, km2

Shape Factor: Identifica la ubicación física del pozo con respecto a los límites del yacimiento. Ver anexos o ayuda (help

) de PIPESIM.

Skin Mechanical Skin / Rate Dependent Skin Campo

Descripción

Unidades

Enter Skin

Adimensional

Calculate

Adimensional

Campo

Descripción

Opciones

Completion Options

Caracterización del Daño de formación

None, Open Hole, Open Hole Gravel Pack, Perforated, Gravel Packed and Perforated, Frac Pack

Opciones de completación para la caracterización del daño de formación:



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Para efectos del curso utilizar datos del ejercicio 3

Agregar print scream ejecicio 3

Vogel: Esta ecuación fue desarrollada para yacimientos saturados (Presión de Yacimiento menor que la presión de Burbuja) y está definida como sigue: Q = Qmax(1 - (1 - C)(Pwf/Pws) - C(Pwf/Pws) 2),



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Donde: Qmax es la máxima tasa que puede tener el pozo, C = coeficiente usado por Vogel (0.8) Pwf = presión de yacimiento Pws = presión de fondo fluyente

Campo

Descripción

Unidades

Abs. Open Flow Potential

Máxima tasa de liquido que el pozo podría aportar si la presión de fondo fluyente es igual a 0

STB/d, sm3/d

Vogel Coefficient

Coeficiente de Vogel (0.8)

Adimensional

Q

Tasa actual del pozo

STB/d, sm3/d

Pwf

Presión de Fondo Fluyente

psia, psig, bara, barg, entre otras

Pws

Presión Estática del Yacimiento

psia, psig, bara, barg, entre otras

Calculate AOFP

Para calcular el AOFP con los datos de Q, Vogel Coefficient, Pwf y Pws



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Para efectos de curso, los datos a utilizar son los del ejercicio 2:

Fetkovich´s Equation: Es un desarrollo de la Ec. de Vogel (ecuación alternativa) para tomar en cuenta los efectos de altas velocidades. Qo = Qmax (1 (Pwf / Pws)2)n Donde: Qmax es la tasa máxima de pozo. n = exponente de la ecuación de Fetkovich Campo

Descripción

Unidades

Open Flow Potential

Máxima tasa de liquido que el pozo podría aportar si la presión de fondo fluyente es igual a 0

STB/d, sm3/d, sm3/s

n exponent

exponente (un valor entre 0.5 y 1.0)

Adimensional

Calculate/Graph




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Jones´s Equation: Para yacimientos de gas y petróleo saturado. La ecuación de Jones viene dada por: Pws - Pwf = AQ 2 + BQ (yacimientos de petróleo saturado) Pws 2 - Pwf 2 = AQ 2 + BQ (yacimientos de gas) Donde: A es el coeficiente de turbulencia (debe ser mayor o igual a 0) B es el coeficiente laminar (debe ser mayor o igual a 0)



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Campo

Descripción

Opciones

Fluid Type

Tipo de fluido

Liquid, Gas

Campo

Descripción

Unidades

Coeficiente de turbulencia

psi/(STB/d)^2, bar/(sm3/d) ^2, Pa/(sm3/s) ^2

B (lam)

Coeficiente laminar

psi/STBd), bar/sm3/d, Pa/sm3/s

Calculate/Graph


A (turb)

Back Pressure Equation Desarrollada por Rawlins y Schellhardt en 1935. Esta diseñada para yacimientos de Gas Condensado, y viene dada por la ecuación: Q = C (Pws 2 - Pwf 2n)



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Donde: C = Constante (Intercepción en un grafico log-log para una tasa de flujo = 1) n = valor de la pendiente (para flujo laminar n=1 y 0.5 para flujo completamente turbulento. n es limitado a 0.5
Campo

Descripción

Unidades

Constant C

Constante

mmscf/d/psia^2n

Slope n

Coeficiente laminar

Adimensional

Calculate/Graph


Forchheimer s Equation: La ecuación de Forchheimer viene dada por: Pws2 - Pwf2 = FQ2 + AQ Donde: F = Coeficiente de turbulencia (=> a 0) A = Coeficiente laminar (=>a 0)



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Campo

Descripción

Unidades

F (turb)

Coeficiente de turbulencia

(psi/mmscf/d/)^2

A (lam)

Coeficiente laminar

psi2/mmscf/d/

Calculate/Graph


Fluid Model y General En Fluid Model se indica el fluido a usar y en General se edita el nombre de cada componente, formato de la caja de texto, activar o desactivar el elemento, asi como su ubicación en la pagina.



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Pestaña Fluid Model Pestaña General

La pestaña General aparece en todos los elementos de PIPESIM.

Propiedades de la tubería de producción

Una vez completados los datos correspondientes al yacimiento, se introduce la información de tuberías de producción. Para ello, doble click sobre el Tubing. En la ventana emergente Tubing se selecciona la opción Simple Model, se introducen los datos correspondientes a la tubería: número de tubos, diámetros internos/externos, tipo de método de producción (Gas Lift, ESP), entre otros. Es recomendable contar con un grafico del diagrama mecánico del pozo para así definir bien todas las tuberías y detalles de las mismas.



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Campo

Descripción

Opciones

Preferred Tubing Model

Modelo del diseño de tuberías

Detailed Model, Simple Model

Simple Model

Datos de Superficie Campo

Descripción

Datum MD

Profundidad medida del Datum

Ambient Temperature

Temperatura ambiente

Unidades ft, miles, m, km F, C, K, R

Válvula de Seguridad (SSV (Optional)) MD

Profundidad de la válvula de seguridad en la tubería

ft, miles, m, km

ID

Diámetro interno de la válvula de seguridad

Inches, ft, miles, mm, cm, m, km, 1/64in



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Datos de desvío Campo

Descripción

Unidades

Kick Off MD

Profundidad en la cual comienza a desviarse la tubería

ft, miles, m, km

Método de Levantamiento Campo

Descripción

Opciones

Artificial Lift (Optional)

Método de levantamiento

Gas Lift, ESP

Campo

Descripción

Unidades

Artificial Lift MD

Profundidad del equipo de levantamiento artificial

ft, miles, m, km

Properties

Propiedades del sistema de levantamiento (la ventana emergente varia si es Gas Lift o ESP)

Para efectos de este manual solo se explicará con detalle la ventana Gas Lift Properties.



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Gas Lift Properties

Campo

Injection Gas Rate

Descripción

Unidades

Tasa de Inyección de gas

mmscf/d, mscf/d, scf/d, mmsm3/d, msm3/d, sm3/d, 1.E3sm3/d, 1.E4m3/d, sm3s

Establecer GLR a

scf/STB, sm3/sm3

Increase GLR by

Aumentar GLR por ...

scf/STB, sm3/sm3

Surface Injection Gas Temperature

Temperatura en superficie del Gas de Inyección

Ste GLR to

Gas Specific Gravity

F, C, K, R

Gravedad Especifica del gas

Adimensional

Alhanati Stability Data (Optional): Data opcional

Campo

Descripción

Unidades

Valve Port Diameter

Diámetro del puerto de la válvula (orificio)

inches, ft, miles, mm, cm, m, km, 1/64

Presión en superficie del Gas de Inyección


Surface Inyection Gas Pressure



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Configuración de las tuberías (Tubing Sections)

Campo

Descripción

Unidades

Inner Diameter

Diámetro interno


Wall Tickness

Espesor de pared


Roughness

Rugosidad


Casing ID

Diámetro interno del revestidor

scf/STB, sm3/sm3

Campo

Descripción

Opciones

Flow Type

Tipo de flujo

Tubing, Annulus, Tubing+Annulus

La información de tuberías se obtiene a través de la opción de ayuda (Help ) de PIPESIM, dentro del tópico Tubing and Pipeline tables ; allí se consiguen todos los diámetros internos y externos de las tuberías. Para valores tipicos de riugosidad, ver anexos



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Detailed Model Este modelo se utiliza si: El pozo está muy desviado. Tiene más de 4 cambios en el tamaño de las tuberías. El gradiente geotérmico es conocido. El coeficiente de transferencia de calor global no es el mismo que el valor por defecto (0,2 Btu/hr/ft2) o varia a través de la profundidad total de la tubería. Si se necesita modelar más de una pieza de los equipos de tuberías, por ejemplo, múltiples puntos o válvulas de inyección. Si se quiere transformar el modelo simple en uno detallado, usar la opción Convert to Detailed Model Se despliega una ventana de advertencia. En esta se explica que si en la opción Detailed Model ya existe data cargada previamente, esta se perderá.

Si se ingresan datos diferentes en el modelo de tubería simple y en el modelo detallado, PIPESIM utilizará los datos del modelo de tubería seleccionado cuando se cierre la ventana de dialogo Tubing. Cuando se selecciona Detailed Model en la sección Preferred Tubing Model, la ventana Tubing presenta varias pestañas.



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Desviation Survey Se carga la información correspondiente al desvío del pozo. En el caso de ser un pozo vertical solo aparecen 2 puntos

Geothermal Survey Para cargar la información correspondiente al gradiente geotérmico y coeficiente de transferencia de calor.



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Tubing Configurations Configuración de las tuberías. En esta pestaña están los mismos campos de las ventanas de Tubing Sections.

Downhole Equipment Equipo de subsuelo. En esta sección se puede definir por ejemplo, las válvulas del sistema de gas lift (G/L Valve System) o el punto de inyección y propiedades del gas de inyección (ventana Gas Lift Properties)



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Para efectos de este curso no se discutirá en detalle la ventana Gas Lift Valve System (botón G/L Valve System).



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Propiedades del Choke (Estrangulador)

Un choke es un dispositivo que limita la velocidad de flujo a través del sistema.

La ventana emergente Choke tiene tres pestañas: Properties, Advanced Choke Data (Optional) y General. Properties



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Campo

Descripción

Opciones

Sub-critical correlation

Correlación usada cuando el flujo en el choke es sub-critico

Mechanistic, API14B, Ashford.

Critical correlation

Correlación usada cuando el flujo en el choke critica

Mechanistic, Gilbert, Ros, Achong, Baxendale , Ashford, Poetbeck., Omana, Pilehvari

Campo

Descripción

Unidades

Bean Size

Diámetro del Choke


Campo

Descripción

Opciones

Critical Pressure Ratio

Relación de presión, en la que el flujo a través del estrangulador se vuelve crítico

Valor o

Tolerance

Tolerancia de presión, para la identificación del caudal crítico

Calculate %, fract.

Advanced Choke Data Estos valores los calcula la aplicación, sin embargo, se pueden usar otros valores.



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Flow Coefficients (coeficientes de flujo) Campo

Descripción

Both phases

Rangos válidos de 0 a 1,3, por lo general 0,6. Se utiliza para calcular la caída de presión

Liquid phase

Coeficiente de la fase líquida de flujo. Normalmente se establece el valor de ambas fases. Para API14B esta establecido en 0.9.

Gas phase

Coeficiente de la fase de flujo de gas. Normalmente se establece el valor de ambas fases. Para API14B esta establecido en 0,85.

Campo

Descripción

Discharge Coeff.

Coeficiente de descarga. Por defecto = 0,6. Se utiliza para calcular el coeficiente de caudal. Relación de calor específico del fluido, normalmente se calcula, pero se puede establecer. Rangos válidos son 0,7 a 2,0, por lo general 1.26 para un gas natural y gas diatómico. Se utiliza para calcular la relación de presión crítica.

Cp/Cv

Y at critical point

Factor de expansión de gas en el flujo crítico. Se calcula normalmente, pero se puede establecer. Rangos válidos son de 0.5 a 1.0. Se utiliza para modificar la ecuación de la caída de presión para permitir la compresibilidad del gas.

Identification of Critical and Supercritical flow Definición de los parámetros que sirven identificar el flujo crítico y supercrítico Campo

Descripción

Flow rate

Caudal de flujo crítico

Pressure ratio

Relación de presión

Upstream velocity > sonic

Velocidad aguas arriba > sonica



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Downstream velocity < sonic

Velocidad aguas abajo < sónica

Adjust subcritical corr. Ajustar la correlación sub-critica para to match flowrate predicted que coincida con el caudal previsto por la by critical corr. correlación crítica Propiedades de la Línea de Flujo

Una vez completados los datos correspondientes al yacimiento y tuberías, se introduce los datos correspondientes a la línea de flujo, que conecta el cabezal del pozo con el múltiple de producción o separador. Para ello, doble click sobre el Flowline. En la ventana emergente Flowline se indica la longitud de la línea, así como su diámetro, espesor, rugosidad, entre otros. Esta ventana emergente tiene tres pestañas las cuales son: Properties, Heat Transfer y General.

Properties Campo

Descripción

Opciones

Preferred Pipe description

Descripción de la tubería

Simple, View, Detailed View

Campo

Descripción

Unidades

Rate of Ondulations

Este es un factor artificial que puede ser utilizado para introducir automáticamente algunas ondulaciones en la línea de flujo. El valor introducido es el cambio total en la elevación por cada 1.000 unidades (pies, metros, etc.) Así, una tasa de ondulaciones de 10 en una línea de flujo que es de 1.000 m de longitud tendría un máximo de 5 metros en 500 metros a lo largo de la línea de flujo.



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Horizontal Distance

La distancia horizontal cubierta por la línea de flujo completa, NO la longitud de la tubería

ft, miles, m, km

Elevation Difference

El cambio en la elevación entre el comienzo y el extremo de la línea de flujo. Introduzca un valor negativo para una línea de flujo hacia abajo y positivo cuando esta hacia arriba.

ft, miles, m, km

Inner Diameter

Diámetro interno.


Wall Thickness

Espesor de pared


Roughness

Rugosidad


Ambient Temperature

Temperatura del ambiente que rodea la tubería

F, C, K, R

Schematic

Grafico que muestra la distancia y elevaciones de la línea de flujo

Para efectos del curso, se trabajara con la opción Simple View. Heat Transfer Mode Campo

Descripción

Imput U value

El coeficiente global de transferencia de calor

Calculate U value

El coeficiente de transferencia de calor se calcula con los datos de la tubería y de conductividad.



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U Value (ONLY aplicable in simple description): valor de coeficiente de transferencia de calor Campo

Descripción

Insulated

Aislado

Coated

Revestido

Bare (in air)

Descubierto (en aire)

Bare (in water)

Descubierto (en agua)

User Specified

Especificada por el usuario (unidades: Btu/hrft2/F, W/m2//K)

Inside Film Coefficient: coeficiente de película interior Campo

Descripción

Incluye in U value

Incluido en el valor total de U

Calculate separately and add to U value

Calculado por separado y añadido al valor de U.



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El pozo se ve así finalmente:



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Tema 5: Guardar Modelo Procedimiento

Ir al menú File Save / Save As. Los modelos PIPESIM se almacenan en archivos de datos binarios con las siguientes extensiones (el nombre del archivo de base puede ser cualquier nombre de archivo válido); . bps - modelos de pozos . bpn - modelo de red. Ver anexos (Tipos de archivos)

En el menú File existen otras opciones para abrir y cerrar archivos, imprimir, salir de la aplicación, entre otros.

Archivo nuevo Abrir archivo existentes Cerrar archivo Guardar Guardar como Guardar todo Imprimir

Salir

Cuando se guarda los modelos, se muestra la siguiente ventana. Solo cambia el tipo de archivo a guardar de acuerdo al modelo (de pozo o de red).



Pág. 57


Capítulo III: Modelo de Fluidos



Pág. 59


Tema 1: Black Oil Descripción

Las propiedades de los fluidos se puede predecir por las correlaciones de petróleo negro (Black-Oil), que se han desarrollado correlacionando relaciones gas/petróleo de crudos vivos con diversas propiedades, tales como gravedad del crudo o del gas. La correlación seleccionada se utiliza para predecir la cantidad de gas disuelto en el petróleo a una presión y temperatura dada. Las correlaciones black oil se han desarrollado específicamente en sistemas de petróleo, gas y agua; por lo tanto son útiles para predecir el comportamiento del fluido a través de la tubería. Cuando se utiliza junto con las opciones de calibración, las correlaciones de black oil pueden predecir datos precisos sobre el comportamiento de las fases con un mínimo de datos de entrada. Son convenientes en los estudios de levantamiento de gas artificial (gas lift) donde los efectos de la variable RGL (relación gas-liquido) y el corte de agua están bajo estudio. Sin embargo, si se desea una predicción más exacta del comportamiento de fases en los sistemas de hidrocarburos livianos, se recomienda utilizar el modelo composicional, el cual es mas preciso. El black oil se utiliza en los siguientes tipos de fluidos: Agua, Gas Seco, Condensado y Petróleo Volátil

Carga de datos

Al activar la opción Black Oil as través de Setup ventana DEFAULT Black Oil Properties.

Black Oil se despliega la

Para efectos del curso se utilizan los datos del ejercicio 1



Pág. 60


Esta ventana presenta varias pestañas, las cuales son:

Black Oil Properties En esta pestaña se agrega la información del fluido. Las propiedades básicas a condiciones de tanque son: Campo

Descripción

Fluid Name

Nombre del Fluido

Optional Comment

Comentario adicional

Import

Importar modelo de fluido

Export

Exportar modelo de fluido

Stock Tank Properties: Campo

Description

Descripción

Unidades

WCut

Watercut

Corte de agua

%, fract.

GWR

Gas Water Ratio

Relación gas-agua

scf/sbbl o sm3/sm3

WGR

Water Gas Ratio

Relación agua-gas

sbbl/mmscf o sm3/mmsm3



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GLR

Gas Liquid Ratio

Relación gas-liquido

scf/STB, sm3/sm3

GOR

Gas Oil Ratio

Relación gas-petróleo (RGP)

scf/sbbl o sm3/sm3

LGR

Liquid Gas Ratio

Relación liquido-gas

OGR

Oil Gas Ratio

Relación petróleo-gas

Gas S.G.

Gas Specific Gravity

Gravedad especifica del gas

adimensional

Water S.G.

Water specific gravity

Gravedad especifica del agua

adimensional

API

American Petroleum Institute

medida de densidad que describe cuán pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua

API

DOD

Dead oil density

Densidad del fluido muerto

lb/ft3

Calibration Data at Bubble Point (Optional but Recommended): datos de calibración al punto de burbujeo. Campo

Descripción

Unidades

Pressure

presión


Temperature

temperatura

F, C, K, R

Sat. Gas

Saturación de gas

scf/ STB, sm3/sm3

Solution Gas Correlation: Campo

Descripción

Rs and Pb

Lasater, Standing, Vasquez and Beggs, Kartoatmodjo, Glasø, De Ghetto, Petrosky.



Pág. 62


No se explicará con detalle las pestaña Viscosity Data, Advanced Calibración Data (Multi Point Calibration), Contaminants y Termal Data

Viscosity Data Datos de viscosidad del fluido muerto obtenidas del laboratorio así como las correlaciones que se ajustan estos datos. También presenta correlaciones que determinan el efecto del agua en la viscosidad (formación de emulsiones).

Advanced Calibración Data En esta pestaña se introduce data proveniente de pruebas PVT. Esto permite calibrar el modelo de black oil y así predecir con mayor exactitud las propiedades del fluido. Si no se cuenta con esta información el simulador solo considerara los datos de gravedad el gas y crudo para calibrar la correlación, pero con menor precisión. Se tienen tres opciones:



Pág. 63


No Calibration: calibra con un mínimo de datos, los cuales son introducidos en la pestaña de Black Oil Properties (Calibration Data al Bubble Point).

Single Point Calibration: se introducen datos en 3 puntos; por arriba, en el punto y por debajo del punto de burbujeo. (Bubble Point). Los datos son:



Pág. 64


Correlation Campo

Description

Unidades

Pressure

Definir unidades de presión


Temperature

Definir unidades de temperatura

F, C, K, R

Above Bubble Point: Por arriba del punto de burbujeo Campo

Description

Descripción

OFVF

Oil formation volume factor

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo ó FVF)

Density

Density

Densidad

Compress

Gas Z (compressibility)

Compresibilidad del gas

Pressure

Presión

Temperature

Temperatura



Pág. 65


At Bubble Point: al punto de burbuja Campo

Descripción

Sat. Gas

Saturación de gas

Campo

Opciones

Correlaciones

Lasater, Standing, Vasquez and Beggs, Kartoatmodjo, Glasø, De Ghetto, Petrosky.

At or Below the Bubble Point: Al o por debajo del punto de burbujeo Campo

Description

Descripción

OFVF

Oil formation volume factor

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo ó FVF)

Live oil viscosity

Viscosidad del crudo a condiciones de yacimiento

Gas viscosity

Viscosidad del gas Compressibility

Gas Z

Compresibilidad del gas

Correlaciones Campo

Opciones

OFVF

Standing, Vasquez and Beggs, Kartoatmodjo.

Live oil viscosity

Chew and Connally, Kartoatmodjo, Khan, De Ghetto, Hossain, Petrosky, Elsharkawy, Beggs and Robinson.

Gas Z

Standing, Hall and Yarborough, or Robinson et al.

Generate Table: generar tablas Campo

Descripción

Plot PVT Data (Laboratory conditions - GOR = GSAT)

Generar tabla de datos y gráficos PVT a condiciones de Laboratorio. Relación GasPetróleo igual a la saturación de gas

Plot PVT Data (Reservoir conditions)

Generar tabla de datos y gráficos PVT a condiciones de yacimiento



Pág. 66


Multi Point Calibration: Con esta opción se puede incluir data de múltiples puntos por arriba y por debajo del punto de burbujeo, así como en el punto de burbujeo.

Contaminants: Permite agregar los diferentes contaminantes del gas (CO2, H2S, N2, H2 y CO) para realizar un seguimiento a través del sistema. Se Introduce la fracción molar de cada contaminante (<1) de la fase gaseosa en condiciones de tanque.



Pág. 67


Thermal Data: Permite al usuario introducir las siguientes propiedades térmicas: Capacidad calorífica, Conductividad para las 3 fases (gas, petróleo y agua).



Pág. 68


Tema 2: Compositional Descripción

Permite modelar el fluido utilizando paquetes de diseño de PVT, a través de una interfaz composicional como una alternativa al modelo Black Oil El modelado composicional del fluido es generalmente considerado el más preciso, pero también el más costoso en términos de tiempo y recursos informáticos. Se justifica por los problemas que afectan los fluidos volátiles que necesitan rigurosos cálculos de transferencia de calor. Sin embargo, a veces el modelo Black oil (no composicional) también puede dar resultados satisfactorios con los fluidos volátiles.

Carga de Datos

Para ingresar a la opción Compositional ir a Setup

Compositional

Se despliega la ventana Compositional Properties. Esta consta de varias pestañas.

Para efectos del curso ir al ejercicio 4.



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Component Selection Para agregar la información, se selecciona el nombre del componente de la lista del lado izquierdo (Component database), clic en Add. Al estar los componentes requeridos la tabla del lado derecho, indicar el número de moles que correspondan a cada componente.

Comentarios adicionales

Envolvente de fases, importar, exportar

Componentes acuosos

Nombre del Fluido Base de datos de componentes

Hidrocarburos (nombre y moles)

Moles totales

Normalizar, Agregar, Borrar, Borrar todo, Buscarordenar

Para efectos del curso:



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Options: PIPESIM actualmente tiene acceso a los siguientes paquetes de composicional. Package SIS Flash (por defecto). Esta opcion no genera envolvente Multiflash SIEP SPPTS (usuarios de Shell) El paquete SIS Flash es proporcionado por Schlumberger. Este es el mismo paquete PVT que se utiliza en otros productos tales como Schlumberger Eclipse composición, PVTI, VFPi, entre otros.

Options Campo

Equation of State (Ecuaciones de estado)

Package

Opciones

SIS Flash

2 Parameter Peng-Robinson, 3 Parameter Peng-Robinson, 2 Parameter PR Standard, 3 Parameter PR Standard

Multiflash

Standard Peng-Robinson, Standard SRK, SRK (Soave-Redlich-Kwong), PengRobinson, BWRS (Benedict-Webb-RubinStarling)



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Campo

Package

Opciones

Viscosity (Viscosidad)

SIS Flash Multiflash

Pedersen, LBC (Lohrenz-Bray-Clark)

Campo

Descripción

Bip Set

Parámetros de interacción binaria (BIP). Son factores de ajuste, que se utilizan para alterar las predicciones de un modelo hasta que las predicciones coincidan en la mayor medida posible con los datos experimentales.

Package

Opciones

SIS Flash

SIS Flash Default, User BIPs

Multiflash

OILGAS1, OILGAS2, OILGAS3, OILGAS4, User BIPs

Campo

Package

Opciones

Emulsión (Emulsiones)

Multiflash

None, Set to oil viscosity, Volume ratio, Woelflin

Petroleum Fractions: En esta ventana se agregan las fracciones pesadas del hidrocarburo que no aparecen en la base de datos (C7+ en adelante). Por defecto, para caracterizar estos componentes se requiere del punto de ebullición (BP), gravedad específica (SG) y el peso molecular (MW). Existen campos con información adicional tales como de temperatura crítica (TC), la presión crítica (PC) y el factor acéntrico.



Pág. 72


Para Multiflash o SPPTS Generalmente BP, MW, SG, y otros. Los datos mínimos requeridos son: M.W. y S.G. M.W. y B.P. B.P. y S.G. T.C., P.C. y Accentric Factor Para SIS Flash Generalmente BP, MW, SG, y otros. Los datos mínimos requeridos son: M.W. y S.G. M.W. y B.P. Propiedades adicionales Estas dependen del paquete para generar el composicional Para Multiflash o SPPTS: LV: Viscosidad del liquido. Valor de referencia utilizado para las operaciones de ajuste de viscosidad. Las unidades por defecto son Pa.s o N.s/m2.



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Para SIS Flash: VC: Critical Volume: Volumen Crítico Volume Shift : cambio de volumen Reference Density and Temperature: Referencia de densidad y temperatura Watson K factor: factor Watson K Omega A & B coefficients: coeficientes Omega A y B. Se indica el nombre del componente, se agregar los datos requeridos según el paquete PVT. Para adicionar esta información composición total se debe seleccionar la data y luego click en el botón Add to composition. Flash/Separation: Permite determinar las condiciones de la muestra a una presión y temperatura determinada (PT) o en varias etapas de separación (Separation). El botón Perform Flash ejecuta las operaciones para determinar las propiedades del fluido.



Pág. 74


Create PVT File: Genera una tabla de datos PVT de la cromatografía. Estos datos pueden ser exportados (botón Create PVT File).

Se debe tener cuidado al crear (y usar archivos PVT) para garantizar que los puntos seleccionados de P y T abarcan todo el rango de valores de funcionamiento y están correctamente espaciados dentro de los límites de la fase. GLR: Permite ajustar la composición a unas condiciones dadas de corte de agua (water cut) y GLR/GOR/LGR/OGR.



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Las pestañas Quality Lines, Experimental Matching y Salinity Analysis no serán explicadas en este manual.



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Capítulo IV: Correlaciones de Flujo



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Tema 1: Definir Correlación de Flujo Procedimiento

Las correlaciones de flujo multifásico en tuberías permiten estimar la presión requerida en el fondo del pozo para transportar un determinado caudal de producción hasta la estación de flujo en la superficie. En PIPESIM, para definir las correlaciones de flujo vertical y horizontal ir a Setup Flow Correlations.

Se despliega la ventana Global Data



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Vertical y Horizontal Flow (Multiphase): correlaciones multifásicas para flujo vertical y horizontal Campo

Descripción

Opciones

Source

Fuente de la correlación, ya sea para la correlación vertical u horizontal.

Bja, Tulsa, Shell Flow Correlations, Shell SRTCA, OLGA-S 2000 2-phase, OLGA-S 2000 3-phase, Shell SIEP, Segregated Flow GRE

Correlation

Correlación de flujo (dependen de la Source)

Duns & Ros, Orkiszewski, Hagedorn & Brown, Beggs & Brill Revised, Beggs & Brill Original, Mukherjee & Brill, Govier, Aziz y Forgasi, NoSlip, OLGAS, Ansari, BJA for Condensates, AGA & Flanigan, Oliemans, Gray, Gray Modified, Xiao, entre otras.

Friction Factor

Factor de fricción

Holdup Factor

Factor de colgamiento o resbalamiento

Los factores de fricción y colgamiento son usados generalmente como factores de calibración cuando no se puede obtener un buen ajuste de datos de campo por otros métodos. Ya que cambiar dichos factores afectan los resultados, esto debe hacerse con cuidado Vertical - Horizontal Flow Correlation Swap Angle Las correlaciones de flujo multifásico para predecir la pérdida de presión colgamiento se dividen en dos categorías: vertical y horizontal. Cada categoría muestra las correlaciones que son apropiados para ese tipo de flujo. Por defecto, la correlación vertical seleccionada se utiliza en la situación donde la línea / tubería esta entre los 45 grados del eje vertical. Fuera de este rango, es utilizada la correlación de flujo horizontal. Este ángulo se puede cambiar.



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Pozo

Línea de Flujo

Correlación Vertical Correlación Vertical

Correlación Horizontal




Correlación Vertical

Single Phase: correlaciones para una sola fase Campo

Opciones

Correlation

Moody (para liquido o gas), AGA (para gas), Panhandle 'A' (para gas), Panhandle 'B' (para gas), Hazen-Williams (para agua liquida), Weymouth (para gas), Cullender and Smith

Ver anexos o la ayuda (Help acerca de las correlaciones de flujo.

) de PIPESIM para información adicional



Pág. 82


Tema 2: Carga de Pruebas Dinámicas (Flowing) Procedimiento

Las pruebas dinámicas nos permiten evaluar la eficiencia del método de levantamiento, diagnosticar cambios inesperados de producción así como determinar la presión de fondo fluyente. Estos datos también nos ayudan a determinar la correlación de flujo que mejor simula el comportamiento del pozo. En PIPESIM ir a Data

Load/Add Measured Data

En la ventana emergente Survey Data cargar los datos de la prueba. Para ello click en el botón New. Si los datos están ya cargados, click en el botón Edit (después de seleccionar el pozo y fecha de la prueba a modificar).



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Well Name: nombre del pozo Survey Date: fecha de la prueba

Campo

Descripción

Unidades

Liquid Rate

Tase de liquido

STB/d, sm37d, sm3/s,

Water Cut

Corte de agua

%, fract.

GOR

Relación gas-petróleo

scf/sbbl o sm3/sm3

Production Pressure

Presión de producción


MD

Profundidad medida

ft, miles, m, km

Pressure

Presión


Temperature

Temperatura

F, C, K, R



Pág. 84


Los campos Liquid Rate, Water Cut, GOR y Production Test no son obligatorios.

Luego de copiar los datos de la prueba en los respectivos campos, clic en el botón Save Change.



Pág. 85


Tema 3: Cotejo de Correlaciones de Flujo Definición

Procedimiento

Esta opción permite al usuario cotejar los datos de prueba contra los de las correlaciones de flujo de flujo multifásico para un sistema en particular, permitiendo así determinar la correlación más adecuada del sistema. Ir a Operations

Flow Correlation Matching

Se despliega la ventana Flow Correlation Matching Calculated Variable En la ventana se selecciona la propiedad a calcular.



Pág. 86


Variable a calcular Presión de entrada. Presión de salida

Caudal

Otras variables

Campo

Unidades

Inlet Pressure


Outlet Pressure


Liquid Rate


Gas Rate


Mass Rate

lb/s, lb/h, kg/s, kg/h

Other variable

Flow Correlation Type Se selecciona el tipo de correlación para examinar - horizontal o vertical.



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Measured Data A través de esta opción, se visualizan los datos con los cuales se comparará las correlaciones de flujo

La ventana Measured Data es de solo lectura. Para seleccionar, agregar o editar un perfil cargado ir a Data Load/Add Measured Field Data



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Default Profile Plot Se selecciona el tipo de grafico a generar: Elevation vs Pressure: elevación versus presión. Elevation vs Temperatura: elevación versus temperatura. Pressure vs Total Distance: presión versus distancia total. Temperature vs Total Distance: temperatura versus distancia total.

Para generar los gráficos click en el botón Run Model



Pág. 89


Al generar el grafico se verifica cual correlación de flujo se ajusta mejor a los datos medidos (ventana Ps Plot pestaña Graphs).

Finalmente click en el botón OK (ventana Flow Correlation Matching)



Pág. 90


Tema 4: Motor de Cálculo (Engine Options) Definición

El Engine es un motor de calculo de PIPESIM permite la entrada de comandos. Este permite: Acceder a algunas funciones avanzadas Acceder a algunas funciones nuevas que todavía no tienen un mecanismo de entrada a través de la interfaz gráfica del usuario.

Procedimiento

Para acceder al Engine ir a Setup

Engine Options

En la ventana emergente Global Data for Pipesim Model escribir los comandos requeridos para ejecutar la operación deseada.

multicase

?beta = (ANSARI,DR,HBR, ORK, BBO, BBR)

optimize

?opt01=(0.2,5) ?opt02=(0.2,5) ?opt03=(0.01, 100) pmatch=1 tmatch=1

vcorr

type=?beta ffactor=?opt01 hfactor=?opt02

options

ufactor=?opt03



Pág. 91


multicase = correlaciones de flujo (se definen como beta y se colocan entre paréntesis las correlaciones a cotejar) optimize = limites de los factores de fricción, colgamiento y coeficiente de trasferencia de calor. Se correlacionan con P y T (pmatch=1 tmatch=1). opt01= ffactor entre 0.2 y 5 opt02 = hfactor entre 0.2 y 5 opt03 = ufactor entre 0.01 y 100 vcorr = parámetros a calcular de las correlaciones verticales (opt01, opt02) para cada una de las correlaciones (beta) options = determinar opt03. Click en Aceptar (ventana Global Data for Pipesim Model). Ir a nuevamente a Flow Correlation Matching y correr la operación (botón Run Model)



Pág. 92


Revisar en el grafico (ventana Ps Plot pestaña Graphs) cual correlación se acerca mejor a los datos del flowing.

Para ver mas detalladamente los perfiles generados, seleccionar el área del grafico a examinar con un click izquierdo sostenido del Mouse. Para volver al tamaño original Edit Refresh.



Pág. 93


En Edit Advanced Plot Setup se editan las propiedades del grafico (ventana emergente Editing).

A través del botón Output File se muestra los resultados de las operaciones ejecutadas y los valores calculados de los factores de fricción, colgamiento, y coeficiente de transferencia de calor.



Pág. 94


El reporte de salida es el siguiente:

En la parte final del reporte aparecen las operaciones ejecutadas. La que esta de primera en la lista es la que mejor se ajusta numéricamente a los datos medidos. Gerencia Operaciones de Datos


Pág. 95


Para visualizar los valores de los factores y coeficiente, con el numero del caso a revisar y se ubica dentro del reporte.

Se cambian la correlación de flujo y los valores de, FF, FH y U en las ventanas Global Data y Tubing (Pestaña Geothermal Survey).



Pág. 96


Desactivar el Engine Option borrando los comandos en la ventana. Luego click en Aceptar



Pág. 97


Capítulo V: Operaciones Especiales



Pág. 99


Tema 1: Perfil de Presión y Temperatura Descripción

En PIPESIM se pueden generar perfiles de presión y temperatura en función de la distancia a lo largo del sistema. Ambos perfiles son generados nodo a nodo. Usando estos perfiles, se puede calcular: Presión de entrada, dada la presión de salida y el caudal Presión de salida, dada la presión de entrada y caudal Caudal, dada presión de entrada y de salida Valor de otras variables, dada presión de entrada, de salida y caudal

Procedimiento

Ir a Operations

Pressure/Temperature Profile.

Se despliega la ventana emergente Pressure/Temperatura Profiles

.



Pág. 100


Calculated Variables Variable a calcular Presión de entrada. Presión de salida

Caudal

Otras variables

Campo

Unidades

Inlet Pressure


Outlet Pressure


Liquid Rate


Gas Rate


Mass Rate


Other variable



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Default Profile Plot Se selecciona el tipo de grafico a generar: Elevation vs Pressure: elevación versus presión. Elevation vs Temperatura: elevación versus temperatura. Pressure vs Total Distance: presión versus distancia total. Temperature vs Total Distance: temperatura versus distancia total. Sensitivite Data Campo

Descripción

Object

Componentes del modelo físico

Variable

Parámetros del componente

Values

Valores con los cuales se ejecutará la sensibilidad

Range

Definir rango de valores de la sensibilidad



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Measured Data A través de esta opción, se visualizan los datos con los cuales se comparará las correlaciones de flujo. Luego de agregar los datos requeridos, click en el botón Run Model para ejecutar la operación.

Visualizar resultados En la ventana Pressure/Temperatura Profiles se pueden visualizar otros archivos de salida resultados de la operación ejecutada.

Correr Modelo

Ver grafico generado Reporte de salida

Reporte de las operaciones Resumen)



Pág. 103


Summary File: resumen de las operaciones

Output File: reporte de salida.



Pág. 104


En el grafico (ventana Ps Plot) se puede ver el perfil generado gráficamente (pestaña Graphs) y los valores nodo a nodo (pestaña Data). Ventana Ps Plot (pestaña Graphs):

Ventana Ps Plot (pestaña Data):



Pág. 105


Para editar las variables visualizadas en el grafico así como las unidades de salida ir a Series.



Pág. 106


Tema 2: Análisis Nodal Definición

El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos. Consiste en dividir este sistema de producción en nodos de solución para calcular caídas de presión, así como gasto de los fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento. Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el diámetro óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga por el cual debe fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de flujo (aporte de hidrocarburos) y presión para diferentes condiciones de operación. El análisis nodal esta conformado por el comportamiento o aporte de fluidos desde el yacimiento (curva de oferta o inflow) y la curva de levantamientos de fluidos (llamada generalmente, curva de demanda, VLP u outflow). Las ecuaciones matemáticas para el cálculo del inflow se basan generalmente en modelos de índice de productividad, la ecuación de Darcy, Vogel, Jones y Forchheimer, mientras que la curva de levantamiento puede ser calculada con las correlaciones de Hagedorn & Brown, Beggs & Brill, Duns & Ros, entre otras. La intersección de estas dos en la gráfica de pwf (presión de fondo fluyente) vs. q (caudal) es la condición actual de operación del pozo en estudio. En este punto el diferencial de presión aguas arriba (entrada) y aguas abajo (salida) del nodo es cero. Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que a pesar de que la misma 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.



Pág. 107


Procedimiento

Se agrega el icono Nodal Analysis en el punto donde se va a ejecutar el análisis nodal.

Ir a Operations

Nodal Analysis. En la ventana emergente Nodal Analysis

Click en Limits para establecer los parámetros de límite del grafico.



Pág. 108


Campo

Opciones

Descripción

Unidades

Liquid Rate

Tasa de Liquido


Gas Rate

Tasa de Gas


Mass Rate

Tasa másica


Max Rate

Campo

Descripción

Number of points on each inflow curves (10 100)

Numero de nodos de la curva de oferta

Number of points on each outflow curves (20 100)

Numero de nodos de la curva de demanda



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Campo

Descripción

Limit the inflow curves to lie within the flowrate range of the outflow curves

Limitar la curva de oferta dentro de los limites del rango de caudal de la curva de demanda

Allow the inflow curves to extend to the AOFP

Permitir a la curva de oferta llegar hasta la tasa máxima (AOFP)

Limit the outflow curves to lie the pressure range of the inflow curves

Limitar a la curva de demanda dentro del rango de presión de la curva de oferta

Allow the outflow curves to extend to the supplied maximum flowrate

Permitir a la curva de demanda llegar hasta el caudal máximo dado

Campo

Descripción

Unidades

Max pressure for outflow curves

Máxima presión de la curva de demanda


Para generar el análisis, click en el botón Run Model.



Pág. 110


Para realizar sensibilidades de los diversos elementos que conforman el sistema, ir al área Inflow Sensitivity (sensibilidades de la curva de oferta) y Outflow Sensitivity (sensibilidades de la curva de demanda).

Para visualizar el análisis nodal en forma de reporte ir a Reports Report (Nodal análisis).

User

En la ventana emergente User Report se activa la información a visualizar en el reporte.



Pág. 111


Se despliega el reporte. Este tiene varias páginas. Cuando se hacen sensibilidades este reporte contiene menos información.



Pág. 112


Tema 3: Curva de Rendimiento Descripción

Procedimiento

Esta opción permite al usuario analizar los efectos del levantamiento artificial por gas en el pozo. las curvas rendimiento de la tasa de inyección de gas / velocidad de la bomba versus caudal bruto se pueden crear a partir de los datos del modelo. Las curvas de rendimiento también se pueden generar con diversas sensibilidades sobre diversos parámetros, como la presión en el cabezal del pozo, corte de agua, diámetro interno de tubería y de la línea de flujo. Ir a Operations

Artificial Lift Performance.

En la ventana emergente Artificial Lift Performance se define la presión de salida. En el botón Run Model se corre la operación. Campo

Descripción

Unidades

Oulet Pressure

Presión de salida


Sensibility Data: Para hacer sensibilidades Campo

Descripción

Object

Componentes del modelo físico

Variable

Parámetros del componente

Values

Valores con los cuales se ejecutará la sensibilidad

Range

Definir rango de valores de la sensibilidad



Pág. 113


Artificial Lift: Rango de los valores de caudal de inyección o velocidad de la bomba. Campo

Descripción

Gas Injection Rate

Tasa de Inyección de gas

ESP Speed

Velocidad de la bomba electrosumergible



Pág. 114


Las curvas generadas al hacer sensibilidades son:



Pág. 115


Tema 4: Determinar IP con Vogel como Modelo de Afluencia Procedimiento

Para determinar el valor del Índice de Productividad (IP) de requiere ejecutar un análisis de presión / temperatura. Al efectuar esta operación, se genera un archivo .plt. Este tipo de archivos se abre con la opción System Plot (icono en la barra de herramientas

).

Se despliega la ventana Ps Plot con el grafico System Outlet Pressure vs Stock-tank Liquid Flowrate at Outlet.

Ir a Series y seleccionar en el eje X (Select X Axis) el parámetro Average Liquid PI (a este parámetro lo antecede el nombre del icono que representa el yacimiento, por ejemplo Completion VertWell_1 ) Para efectos de curso ir al ejercicio 2



Pág. 116


En la pestaña Data de la ventana Ps Plot se puede ver el valor del Índice de Productividad.



Pág. 117


Anexos



Pág. 119


Tipos de Archivos Archivos de Entrada xxx.bps

Modelo de pozo o línea

xxx.bpn

Modelo de Red

xxx.pvt

Propiedades de fluido

Archivos de Salida xxx.out

Archivo de Salida

xxx.sum

Archivo de Resumen

xxx.plt

Grafico de trabajo (1 para cada trabajo)

xxx.plc

Grafico de Caso (1 para cada nodo)



Pág. 120


Shape Factors



Pág. 121


Valores Típicos de Rugosidad Rugosidad -Factores dependientes: (a) Tipo de material (b) Fluidos Corrosivos Hidratos Depositos de parafinas o asfaltenos Solidos presentes Velocidades erosivas (c) Cubrimientos (d) Años en servicio

Tipo de tuberías

Rugosidad

Plásticos, vidrios, entre otros

0.0

Tuberías o líneas nuevas

0.0006

Acero comercial

0.0018

Tuberías sucias (> 10 años)

0.009

Tuberías flexibles

Diam/250

PIPESIM (por defecto)

0.001

Pozo Nuevo

0.001

Pozo Viejo

0.003



Pág. 122


Correlaciones de Flujo



Pág. 123




Pág. 124




Pág. 125




Pág. 126




Pág. 127


Teclas de Accesos Rápidos Crear modelo de pozo

CTRL+W

Crear modelo de tubería

CTRL+B

Crear modelo de red

CTRL+N

Abrir modelo

CTRL+O

Guardar modelo

CTRL+S

Cerrar PIPESIM

ALT+F4

Correr Modelo

CTRL+G

Restaurar modelo (solo para modelos de red))

CTRL+R

Nueva ventana de modelo

CTRL+W

Cerrar ventana activa

CTRL+F4

Ir a la próxima ventana

CTRL+F6 o CTRL+TAB

Ir a la ventana previa

CTRL+SHIFT+F6 o CTRL+SHIFT+ TAB

Imprimir

CTRL+P

Acceso a la ayuda

F1

Acceso a menús desplegables

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Cortar

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Del

Seleccionar todo

CTRL+A

Buscar

CTRL+F

Tecla fijar

SHIFT

Acercar

SHIFT+Z

Alejar

SHIFT+X

Vista completa

SHIFT+F

Restaurar vista

SHIFT+R


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Manual PIPESIM Básico v-2008

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