INTRODUCCIÓN
Este manual esta enfocado para facilitar el trabajo de los ingenieros de producción que necesiten de la aplicación PIPESIM en el desarrollo de su trabajo del dia a dia. Uno de los problemas que tienen los usuarios a la hora de trabajar con una aplicación nueva, es la falta de información de la misma, misma, y más aún si no se tiene ningún tipo de adiestramiento. El objetivo de este manual es el de facilitar el entendimiento de la aplicación con los modelos típicos que se requieren a la hora estudiar un pozo y/o red de distribución o recolección de fluidos. De esta manera se construirán construirán paso a paso cada uno de éstos modelo típicos a la vez que se introducirán algunos conceptos los cuales son básicos y necesarios su comprensión y entendimiento.
Otro punto importante es la cantidad de ventajas que tiene contar con un manual de operaciones de este tipo, ya que son de bastante utilidad los tips que se encuentran en su contenido. A medida que vayamos avanzando en la creación de los modelos se explicará cada uno de los parámetros necesarios para su construcción.
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PIPESIM2000 PIPESIM2000
INTRODUCCIÓN
Este manual esta enfocado para facilitar el trabajo de los ingenieros de producción que necesiten de la aplicación PIPESIM en el desarrollo de su trabajo del dia a dia. Uno de los problemas que tienen los usuarios a la hora de trabajar con una aplicación nueva, es la falta de información de la misma, misma, y más aún si no se tiene ningún tipo de adiestramiento. El objetivo de este manual es el de facilitar el entendimiento de la aplicación con los modelos típicos que se requieren a la hora estudiar un pozo y/o red de distribución o recolección de fluidos. De esta manera se construirán construirán paso a paso cada uno de éstos modelo típicos a la vez que se introducirán algunos conceptos los cuales son básicos y necesarios su comprensión y entendimiento.
Otro punto importante es la cantidad de ventajas que tiene contar con un manual de operaciones de este tipo, ya que son de bastante utilidad los tips que se encuentran en su contenido. A medida que vayamos avanzando en la creación de los modelos se explicará cada uno de los parámetros necesarios para su construcción.
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PIPESIM2000 PIPESIM2000
CONTENIDO
1 - Módulos del PIPESIM …………………………… ……………………………….. ….. 3 3 2 - Creación de Pozo con Gas-Lift……………… Gas-Lift……………………….. ……….. 6 6 2.1 - Correlaciones de Fluidos……………………. 1515 2.2 - Análisis Nodal…………………………… Nodal………………………………. …. 1919 2.3 - Superposición de gráficas…………………… 2323 2.4 - Rendimiento de Gas-Lift……………… Gas-Lift……………………. ……. 2424 2.5 - System Analysis…………………… Analysis…………………………….. ……….. 2525 2.6 - Bombas BES…………………………… BES………………………………… …… 2525 3 - Modelo Composicional………………………… Composicional……………………………….. …….. 28 28 4 - Modelo de Red………………………………… Red………………………………………… ……… 31 31
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PIPESIM2000 PIPESIM2000
MÓDULOS DEL PIPESIM2000 El PIPESIM esta conformado por los siguientes módulos:
•
•
Pipeline & Facilities Well Performance Analysis
•
Network Analysis
•
Production Optimization (GOAL)
•
Field Planning (FPT)
•
Multi-lateral (HoSim)
PIPELINES & FACILITIES Este módulo permite modelar el flujo detallado desde el cabezal del pozo hasta su destino final. Un entendimiento detallado del sistema hidráulico es crítico para muchos diseños de tuberías de flujo y problemas de flujo en sistemas multifásicos complejos. Si es requerido, los pozos pueden ser armados dentro del mismo sistema o modelo para simular el flujo desde el yacimiento. Este módulo modela lineas de flujo verticales y horizontales y los procesa a través de equipos hasta el punto final. Los objetos detallados en las líneas de flujos de este módulo permite a los usuarios introducir la topología del terreno y una data detallada de transferencia de calor con cubiertas aislantes, y los usuarios pueden incluir equipos como: bombas, compresores, intercambiadores de calor y separadores. Para estudios detallados de tuberías este módulo predice las características de taponamiento, formación de hidratos y muchos otras variables críticas.
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WELL PERFORMANCE Este módulo es fundamental para los ingenieros de petróleo en el diseño y optimización de sistemas de producción. Esta diseñado para completar el flujo de trabajo de los ingenieros dando un análisis eficiente y rápido de flujo multifásico desde el yacimiento hasta su destino final.
Este módulo incluye modelos de completaciones detalladas (multiples
zonas), perfiles de tuberías, chokes en el cabezal y puede ser extendido hasta las tuberías de superficie. Es un 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 multiples 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 definidos dentro del tubing. Para un análisis eficiente, hay una serie de operaciones disponibles para ser utilizados. Ej. Análisis Nodal, diseño de Gas Lift, diseño del tubing, etc.
NETWORK Este módulo permite a los usuarios combinar los modelos de tubería y pozos en un simulador de red.
La red utiliza una solución algoritmica que permite construir redes
complejas que incluyen: recolección / sistema de distribución con intersecciones, líneas paralelas, etc. También permite combinar producción y sistemas de inyección dentro del mismo modelo. El análisis de red puede ser corrido tanto con Black Oil como para Fluido Composicional e incluye mezclas de fluidos en puntos de conexión. El módulo red también incluye el mismo proceso de equipos que el modelo simple de pozo.
GOAL El módulo de optimización de producción (GOAL) provee un gran campo de soluciones utilizando una optimización algoritmica para identificar la mejor distribución de Gas Lift o
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la fuerza de la bomba BES en todo el sistema. El GOAL permite incluir en cualquier punto fluidos complejos (ej. Capacidad para manejar agua y gas). La solución del GOAL esta diseñada para ser utilizado en las operaciones diarias y puede alocar el levantamiento artificial para optimizar campos en solo segundos. El GOAL se conecta con el módulo de Pozo (Performance Well).
FIELD PLANING TOOL (FPT) El modelo de red de PIPESIM puede ser integrado con los yacimientos y modelado a través de la vida del campo. El FPT es un programa ejecutivo, el cual controla las condiciones de borde, transferencia de data, convergencia, desarrollo de campo y post procesamiento tanto de yacimientos como modelo de superficie. El FTP incluye un acoplamiento directo con ECLIPSE 100 (Black-Oil), ECLIPSE 300 (Composicional) y otros modelos de yacimientos.
MULTILATERAL WELLS (HOSIM) Este módulo permite un desarrollo de los complejos modelos de pozos horizontales y multilaterales. El HOSIM utiliza una solución general de algoritmo para simular el sistema permitiendo identificar la contribución de flujo de cada una de las zonas laterales. El HOSIM incluye un modelo de influjo detallado para capturar el comportamiento en las cercanías del pozo y la productividad del mismo. Este módulo también permite incluir equipos tales como válvulas, separadores, bombas en el modelo y permitir un análisis de pozo.
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CREACION DE UN MODELO DE POZO SIMPLE (Gas Lift) Una vez dentro de la aplicación se oprime la opción: File / New
Hay varias opciones dentro de las cuales se encuentran:
New
Network
Well Performance Analysis Pipeline and Facilities Single Branch Wizard
En este caso crearemos un Well Performance Analysis que es el pozo simple. Porsteriormente comenzamos a añadirle cada uno de los componentes que contiene el pozo (yacimiento, tuberías, tipo de fluido, etc.).
En la parte superior de la aplicación se
encuentran todos los comandos necesarios para la construcción de nuestros modelos. Por ejemplo, con el mouse, le damos un click en el icono de yacimiento vertical y luego sobre la pantalla en blanco le damos otro click para posicionar el yacimiento:
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Click con el Mouse
Igualmente se hace para añadirle los demás componentes del pozo como por ejemplo el tubing. Es necesario antes de colocar el tubing, un punto a donde éste se conecta, este punto es un Nodo:
Nodo
Tubing
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Con el boton izquierdo del mouse se selecciona el tubing en los iconos superiores y se une el yacimiento con el nodo dejando presionado el boton del mouse hasta llegar al nodo.
El recuadro en rojo sobre las figuras significa que a éstas le faltan datos, por lo que es necesario darle docle click en cada una de ellas y comenzar a introducir los datos. Se procede entonces a introducir los datos del yacimiento:
Introducir datos
Con un doble click sobre el yacimiento aparece el recuadro de la figura y las zonas en rojo son los datos obligatorios que debemos introducir. Ej: Static pressure = 1600 psia (Presión Estática del Yac. ) Temperature = 210 °F Luego se encuentra la parte del Completion Model. Aqui hay varias opciones dentro de las que se encuentra:
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Well PI : Esta relacionado con el índice de productividad (I): Qo = I * (Pe – Pwf) Si el yacmiento se encuentra bajo el punto de burbujeo entonces: 2
2
Qo = I * (Pwf – Pb) + (I / 2*Pb)*(Pb – Pwf )
Vogel’s Equation:
Esta ecuación fue desarrollada para yacimientos saturados y esta
definida como sigue: 2
Qo = Qmax. (1 – (1 – C) (Pwf/Pe) – C (Pwf / Ps) ) donde:
Qmax es la máxima tasa que puede tener el pozo si no existe diferencial de presión entre la Pe y Pwf, es decir ∆P = 0
C = constante 0.8
Fetkovich´s Equation:
es un desarrollo de la Ec. de Vogel para tomar en cuenta los
ejectos de altas velocidades. La Ecuación queda a continuación: 2 n
Qo = Qmax (1 – (Pwf / Pe) ) Donde: Qmax es la tasa máxima de pozo.
n = al valor de la curva de Fetkovich según la ecuación de Arp.
Jones´s Equation: La ecuación de Jones viene dada por: 2
Pe – Pwf = AQo + BQo Donde: A es el coeficiente de turbulencia B es el coeficiente laminar Estos coeficiente deben satisfacer A>=0 y B>=0
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PIPESIM2000
Back Pressure Equation: Desarrollada por Rawlins y Schellhardt en 1935 luego de ser probada con mas de 500 pozos esta diseñada para yacimientos de Gas Condensado, y viene dada por la ecuación: 2
2 n
Qo = C (Pe – Pwf ) Donde:
C = indice de productividad del gas n = valor de la pendiente
Pseudo Steady State:
La ecuación del estado semi-estable (Darcy) viene dada por:
Q = kh(Pe-Pwf)/141µoβo(ln(Re/Rw)-0.75+s))) Donde: S = daño K = permeabilidad h = espesor µo = Viscosidad del petróleo βo = factor volumétrico del petróleo Re = Radio de drenaje del pozo Rw= Radio del pozo
Forchheirmer’s Equation: La ecuación de Forchheirmer viene dada por: 2
2
2
Pe – Pwf = Fqo + Aqo Donde: F = Coeficiente de turbulencia A = Coeficiente Laminar Estos coeficientes deben satisfacer F=>0 y A=>0
Para el ejemplo que estamos haciendo vamos a tomar la Ecuación de Vogel, donde se introducen los datos de Pws (Presión Estática del Yac.), la Pwf y la tasa a la cual esta produciendo el pozo. En este caso se coloca una Pwf cualquiera y se le da en la opción
Calculate AOFP para calcular una Tasa Máxima (Qmax):
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Una vez terminado de introducir los datos del yacimiento, pasamos a la tubería de producción. Doble click con el mouse sobre el tubing y seleccionamos la opción Single Model introducimos los datos correspondientes a la tubería; número de tubos, diámetros internos/externos, tipo de método de producción (Gas Lift, ESP ), etc;
Introducir datos
Single Model
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Es recomendable realizar un pequeño grafico del diagrama mecánico del pozo y asi definir bien todas las tuberías y detalles de las mismas. Por ejemplo, en el caso que estamos trabajando el diagrama sería este:
TUBERIA DE 2 7/8’’
6779 VALVULA GAS LIFT @ 6353
6817
CASING DE 7’’
Con esta información procedemos a colocarlo dentro de nuestro modelo de PIPESIM. Para obtener los diámetros internos de las tuberías en la opción de ayuda podremos conseguirlo:
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En la opción de contenido dentro de la ayuda se encuentra un tópico llamado Tipical &
default data y dentro de ella hay una que se llama Tubing Tables. Alli conseguimos todos los diámetros internos y externos de las tuberías.
Una vez terminado de introducir todos los datos del yacimiento y de la tubería necesitamos introducir ahora los datos del fluido. En la opción Setup se coloca el tipo de fluido que tenga nuestro sistema, puede ser Black Oil, Composicional, o se puede disponer de un PVT.
Nuestro ejemplo es un Black Oil y los datos son los siguientes: API = 28 RGP = 700 pc/bbl GE = 0.78 AyS = 55% Debemos colocarle un Nombre al fluido.
Y procedemos a llenar los datos:
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Si conocemos algunos datos de la viscosidad en la opción de Viscosity Data se pueden introducir y se tiene la opción de utilizar tanto correlaciones ya establecidas como datos calculados.
Una vez introducidos los datos del fluido ya tenemos nuestro modelo listo para ser corrido y validado. Generalmente se dispone de datos de pruebas fluyentes en los pozos, las cuales nos servirán para poder seleccionar una correlación del fluido que se ajuste a nuestro modelo. En este caso se introducen los datos de las pruebas en el modelo. En la opción Operation se selecciona Flow Correlation Matching
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Dentro de esta opción se introducen todos los puntos de las pruebas y se seleccionan algunas correlaciones del lado derecho para así hacer la corrida y seleccionar la que mejor se ajuste. También se coloca algunos datos de interés, por ejemplo la presión de entrada o de salida y la tasa de petróleo. Una (la que se seleccione) debe quedar como incógnita. Se presiona la opción Run Model: (antes de correr el modelo se debe guardar en disco).
Seleccionar las correlaciones
Introducir la data de pruebas
Luego la aplicación genera las gráficas de los puntos de las pruebas y las correlaciones seleccionadas, donde se puede observar y seleccionar la que mejor se ajuste a nuestro modelo.
Correlaciones
Nuestros puntos
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En la gráfica anterior se muestra un perfil profundidad y presión donde podemos apreciar nuestros puntos (las pruebas) y las correlaciones que seleccionamos en la opción de Flow Correlation Matching . La correlación que mejor se ajusta a nuestros puntos parecer ser la Duns & Ros, pero debemos verficar también un perfil profundidad temperatura. Para esto cambiamos el eje de presión y colocamos temperatura
Colocar temperatura
Con respecto a la gráfica de profundidad vs temperatura se puede apreciar que existe un desplazamiento de los puntos de las pruebas con respecto a las correlaciones. Esto quiere decir que la tranferencia de calor de la tubería del modelo, no se está reflejando como el de las correlaciones, por lo que es necesario colocarle un coeficiente térmico (U) un poco más elevado. Se procede como se muestra a continuación:
Click y luego ok
Doble click
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PIPESIM2000
Colocar un valor más grande. Ej 4
Luego de que se haya cambiado el valor U se corre el modelo nuevamente y se comparan ambas gráficas (Prof. vs Presión y Tempertatura) hasta que se consiga un valor de U donde las curvas esten un poco más ajustadas.
Para este nuevo valor de U la correlación que mejor se ajusta a los puntos de las pruebas se encuentra entre ANSARI y HAGEDORN & BROWN. De esta manera seleccionamos la correlación del fluido que tendrá nuestro modelo.
En este caso vamos a utilizar de
correlación de HAGEDORN & BROWN por lo que debemos colocarla en la opción Setup / Flow Correlation:
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PIPESIM2000
Colocar HAGEDORN & BROWN
Ahora la aplicación utilizará esta correlación para hacer todos los cálculos que se requieran, o que el usuario necesite. El siguiente paso es representar las condiciones reales del pozo dentro de nuetro modelo. Para ello es conveniete realizar un Análisis Nodal del pozo y asi estudiar el comportamiento de las curvas IPR donde se analizan las curvas de Oferta (lo que aporta el yacimiento) con la curva de Demanda (lo que puede aporta el pozo). De alli se saca la tasa máxima posible y las condiciones reales del pozo. Para ello anexamos un punto nodal en la parte donde se desee hacer el análisis, en este caso al comienzo del tubing.
Se coloca el punto nodal al final de la tubería y se une con el yacimiento utilizando un conector
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PIPESIM2000
Ahora con punto nodal al comienzo de la tubería se realiza una corrida con la opción Operation / Nodal Analysis:
Datos
Y se procede a colocar los parámetros que tiene el pozo: THP = 100 lpc API = 28° Tasa Max. = 621 bbl/d (viene del calculo de la Pwf de Ec. Vogel)
Y se corre el modelo para verificar la tasa actual que es de 520 bbl/d. (Run Model ) dando como resultado la siguiente gráfica:
Tasa actual del pozo 520 bbl/d aprox.
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PIPESIM2000
donde el cruce de las curvas de Oferta y Demanda es la tasa actual de pozo en este caso 520 bbl/d aproximadamente.
Ahora si tenemos nuestro pozo bien representado dentro del
modelo y podemos hacer diferentes sensibilidades de cualquier tipo.
En la opción de
Operations:
Operations
se encuentran distintas opciones que podemos utilizar para realizar cualquier tipo de sensibilidades, y las más utilizadas son las siguientes:
•
System Analysis: Para generar cualquier tipo de sensibilidades.
•
Pressure/Temperature Profile: Es un perfil para calcular cualquier dato que se desee.
•
Flow Correlation Matching : Para generar las correlaciones del fluido.
•
Nodal Analysis: Para realizar análisi nodales.
•
Artificial Lift Performance: Para optimizar la cantidad de Gas Lift a inyectar.
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PIPESIM2000
Un tipo de sensibilidad que se puede realizar dentro de la opción de análisis nodal por ejemplo es hacer distintas comparaciones de presión de cabezal 80, 100, 120 lpc, entonces dentro de la opción de Nodal Analysis:
Datos
Se genera de esta manera distintas gráficas de análisis nodal. Otra forma de comparar gráficas de un mismo pozo es la siguiente. Supongamos que este pozo en vez de estar inyectando gas-lift por la ultima válvula, lo esta inyectando por la penúltica, la cual se encuentra ubicada a 6200 pies, entonces se la cambia el valor de la profundidad de la válvula a 6200 pies:
Se coloca 6200’
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PIPESIM2000
se guarda este caso con otro nombre y luego se corre el análisis nodal. El PIPESIM cuando realiza alguna corrida genera una serie de archivos en el mismo directorio donde se encuentra el archivo del pozo (archivo de Pipsim), y uno de estos archivos lo vamos a utilizar para anexar la corrida de caso anterior. Una vez terminada la corrida se genera el gráfico:
Este es el resultado del análisis nodal del pozo con el punto de inyección a 6200 pies. Ahora le vamos a superponer la gráfica de pozo original. Para ello se selección la opción File / Append File y se busca el archivo original del primer modelo con extensión *.plt:
Append File
Se selecciona *.plt
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PIPESIM2000
El resultado es el siguiente una gráfica superpuesta sobre la otra:
Para eliminar la curva que se sobrepone sobre la del yacimiento se activa la opción Edit / Sort Values quedando de esta manera:
Es esta última gráfica se puede apreciar como varía la tasa del pozo con las mismas condiciones excepto la direrencia de altura en el punto de inyección de gas. 23
PIPESIM2000
Curva de rendimiento de Gas Lift Para generar la curva de rendimiento de gas lift seleccionamos la opción Operation / Artifitial Lift Performance y se colocan una serie de valores de inyección de gas:
Colocar valores de inyección de gas
Luego se le da en la opción de Run Model y se obtiene la gráfica de Qo vs Cantidad de inyección de gas lift:
Nótese que una vez alcanzado los 0.4 MMpc de inyección de gas se tiene la misma tasa de petróleo, 400 bbl/d aprox., es decir, que la tasa óptima en este caso es 0.4 MMpc
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System Analysis En esta sección de Operations se pueden hacer diferentes sensibilidades de los parámetros que tiene el pozo. Por ejemplo, podemos calcular la presión de cabezal con un rango de RGP en el pozo:
De esta manera se obtienen los resultados en la gráfica y optimizar el modelo del pozo.
Caso Bombas BES Si en el ejemplo anterior cambiamos el método de producción por una bomba electrosumergible debemos especificarlo en la configuración de la tubería:
Cambiar a ESP
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se procede a colocar la bomba en este caso pondremos una bomba tipo REDA, Modelo DN675, 65 hz y 200 etapas, con un separador de gas en el fondo de 90% de eficiencia. Ahora con este nuevo método de producción realizamos un análisis nodal y lo comparamos con la gráfica del método de gas lift.
∆
Qo = 100 bbl/d
Aquí se puede apreciar el incremento de la tasa que presenta el pozo con la bomba BES. Este incremento es de 100 bbl/d aprox. De esta manera se puede compara un mismo pozo tanto con método de gas lift, como para método de bombas BES.
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PIPILINES & FACILITIES (Modelo Composicional) A continuación se presentará un modelo de tubería que transporta un fluido composicional Gas, a través de una tubería como se describe en la figura:
FUENTE
TUBERIAS
El ejemplo costa de 3 tuberías (1 horizontal y 2 verticales) y una fuente donde se bombea el gas. Se desea saber la presión que debe tener el gas en la fuente para que llegue a su destino final a 930 lpc. La composición del gas es la siguiente:
Componente
Mol %
El C7+ tiene las siguientes propiedades: Nitrógeno Dioxido de Carbona Metano Etano
0.553 5.01 71.712 7.013
Propano
3.653
Isobutano
1.207
Butano
1.052
Isopentano
0.613
pentano
0.504
Hexano
0.931
C7+
7.752
Pto. Ebullición = 100.9 °C Gravedad Específica = 0.68 Peso Molecular = 114.72
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Una vez colocadas todas las tuberías y la fuente (con la ayuda de los iconos en la parte superior del menú), se procede a ingresar los componentes del gas:
COMPOSICIONAL
Se van seleccionando todos y cada uno de los componentes y se añaden a la parte derecha del menú. Para los componentes mas pesados se selecciona la pestaña Petroleum Fraction y se agrega el componente: en este caso C7+ junto con su PM, GE y PE.
SE COLOCAN LOS Y SE AÑADE
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PIPESIM2000
Una vez que los componentes esten completos junto con su %Mol. correspondiente se procede a normalizar y luego se selecciona la opción Phase Envelope para observar el diagrama de fase de la composición:
De esta manera tenemos nuestro fluido listo para el cálculo de la presión. Se procede entonces a correr el modelo con la opción Operations / Pressure/Temperature Profile:
SE REQUIERE DE 1500 LPC APROX.
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Si se requiere observar el estado de la composición en la tubería se le superpone el diagrama de fase al perfil de presión y distancia: Primero se cambia la variable de distancia por temperatura. En la opción Series:
SE CAMBIA A TEMPERATURA
Y luego en la opción File / Append File se añade la envolvente cuya extensión es *.env:
En esta gráfica se puede apreciar el estado de la composición en el diagrama de fases.
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MODELO DE RED En este ejemplo se creará un sistema de red sencillo.
Estará compuesto de un pozo
productor, una fuente de liquido y un llegadero. Se abre la aplicación en el módulo net y se procede a crear el pozo, las tuberías, la fuente y el llegadero.
UTILIZANDO LOS ICONOS
SE CREA LA RED
Y se introducen todos los datos tanto de las tuberías como de la fuente, el sumidero y el pozo. Con un doble click en el pozo la aplicación se posiciona en el módulo Well.
DOBLE CLICK SOBRE EL POZO PRODUCTOR
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De esta manera introducimos los datos del pozo (datos del yacimiento, tubing, método de levantamiento, fluido de producción, etc.). Igualmete procedemos con los datos de las tuberías que conforman la red, fuentes y sumideros. Una vez ya armada la red con todos sus datos, se procede a chequearla y luego a correrla.
SE CHEQUEA Y SE CORRE
Cuando la corrida ha finalizado se posiciona el mouse en cualquier punto de la red y se pueden observar los valores resultantes (presiones, volumenes, temperaturas, etc.).
RESULTADOS EN CADA PUNTO
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La forma de ver resultados gráficos es la siguiente: con el mouse se selecciona la tubería que se desea graficar y luego se oprime el icono en la parte superior Prolile Plot:
SE SELECCIONA Y SE OPRIME EL ICONO DE PROFILE PLOT
Y se obtiene la gráfica de presión vs distancia de tubería:
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También se pueden seleccionar varias tuberías a la vez y graficarlas: se seleccionan las tuberias con el mouse dejando la tecla Shift presionada:
CON LA TECLA SHIFT SE SELECCIONAN VARIAS TUBERIAS
Y se obtiene la gráfica con las tuberías seleccionadas.
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