Manual Wellflo Básico

WellFlo Básico v-3.8.9 Manual del Participante

WELLFLO Básico v-3.8.9

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Manual del Participante

Información de control Identificación

El siguiente manual tiene por nombre WellFlo Básico v-3.8.9

Creación, revisión y aprobación

El manual fue elaborado por las siguientes personas: Responsable

Fecha

Mayerling Estrada Morelba Chirinos Leandro Montiel

Julio 2012

Revisión

Luís Atencio

Octubre 2012

Aprobación

Luís Atencio

Enero 2012

Elaboración

Confidencialidad

Firma

Advertencia Esta obra es propiedad de Petróleos de Venezuela, S.A. y está protegida por derechos de Autor y COPYRIGHT. Está expresamente prohibida su reproducción parcial o total por cualquier medio y restringido su uso sin la autorización previa por escrito del titular. Cualquier violación de estas disposiciones es contraria a la ley e implica acciones civiles y penales a los infractores.

Gerencia Operaciones de Datos

WellFlo Básico v-3.8.9

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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: ASPECTOS GENERALES.................................................................................................. 9 Tema 1: FloSystem........................................................................................................................ 11 Tema 2: WellFlo............................................................................................................................. 14 CAPÍTULO II: MODELO FÍSICO ............................................................................................................. 15 Tema 1: Ejecutar WellFlo .......................................................................................................................... 17 Tema 2: Nuevo Modelo de Pozo .............................................................................................................. 19 Tema 3: Guardar Modelo .......................................................................................................................... 20 Tema 4: Definir Datos del Proyecto y Sistema de Flujo del Pozo........................................................ 21 Tema 5: Construir Pozo............................................................................................................................. 23 CAPÍTULO III: MODELO DE YACIMIENTO (RESERVOIR CONTROL) ................................................ 29 Tema 1: Definir Características del Yacimiento ............................................................................. 31 Tema 2: Parámetros de los Fluidos ............................................................................................... 48 CAPÍTULO IV: CARGA DE REGISTROS ............................................................................................... 69 Tema 1: Registro Fluyente (Flowing) ............................................................................................. 71 Tema 3: Carga de Data de Desviación. ......................................................................................... 75 CAPÍTULO V: ANÁLISIS Y COTEJO DE POZOS .................................................................................. 79 Tema 1: Calculo de Caídas de Presión (Pressure Drop) ............................................................... 81 Tema 2 Punto de Operación (Operating Point).............................................................................. 97 ANEXOS ................................................................................................................................................ 101



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Sobre este manual Objetivo

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

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.



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Capítulo I: Aspectos Generales



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Tema 1: FloSystem Descripción

FloSystem es una suite desarrollada por la empresa Edinburgh Petroleum Services Ltd. para ayudar a los Ingenieros de petróleo en el diseño, optimización y diagnóstico de pozos de petróleo y sistemas de producción Esta suite está compuesta por cinco aplicaciones:  WellFlo (incluye una sección adicional de Gas Lift)  WellFlo-ESP  PSP2 (Generador de archivos de Pseudo-presiones para WellFlo)  Well Data Manager  FieldFlo Cualquiera de estos programas se puede iniciar desde el grupo FloSystem. Para iniciar una sesión de trabajo, busque la opción FloSystem a través del menú de Windows Inicio / Todos los Programas.



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WellFlo 3.8.9

Es una aplicación que permite diseñar, modelar, optimizar e identificar problemas de pozos individuales de crudo y gas, ya sean de flujo natural o con levantamiento artificial (Gas Lift, Bombeo Electrosumergible).Esta aplicación utiliza técnicas de análisis para modelar el influjo del yacimiento y el desempeño de flujo de salida del pozo. Las aplicaciones específicas para las cuales este software puede ser usado incluye:  Diseño de configuración de pozo para máximo desempeño a lo largo de la vida útil del pozo.  Diseño de completación para maximizar el desempeño del pozo a lo largo de la vida útil del mismo.  Diseño de Levantamiento Artificial.  Predicción de temperaturas y presiones de flujo en pozos y líneas, así como en equipos de superficie para cálculo de diseño óptimo.  Monitoreo de reservorio, pozo y línea de flujo.  Generación de curvas de desempeño de levantamiento vertical para uso en simuladores de reservorio.

FieldFlo 3.8.9

Es un modelo de red diseñado específicamente para optimizar la asignación de tasa de inyección de gas en pozos con levantamiento artificial por gas en redes complejas. FieldFlo toma las curvas de desempeño de los pozos individuales generados por WellFlo como punto de partida. Posteriormente la red de pozos y múltiples se define en FieldFlo. WellFlo se utiliza para describir las tuberías que los conectan. Se puede realizar una serie de cálculos para estimar la distribución de gas óptimo para el campo y predecir el potencial de producción. Actualmente esta aplicación ha sido reemplazada por el Software ReO que ofrece soluciones de simulación y optimización para redes de superficie que incorporan prácticamente todos los equipos desde el pozo a la planta de procesamiento. La aplicación simula el comportamiento integral del sistema de producción y, simultáneamente, optimiza la producción respetando el modelo económico definido por el usuario, lo que generalmente proporciona aumentos sustanciales en la producción y/o reducciones en costos operativos.



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Multi-Phase PseudosPressure (PSP2) Generator

Crea un archivo de seudo presiones multifásicas versus presión para su uso en el cálculo de la IPR en WellFlo. El archivo de Multi-Fase Pseudo-Presión (*. PSP2), posteriormente puede importarse en WellFlo y se utiliza como base para los cálculos de la IPR del Yacimiento. A cada yacimiento dentro de WellFlo se le puede asignar su propio archivo de seudo-presión, y cada archivo de seudo-presión puede ser generado a partir de un conjunto diferente de datos PVT, por lo cual es posible modelar de forma precisa las variaciones en las propiedades de fluidos con la profundidad y sus efectos sobre la IPR.

Well Data Manager

Es una aplicación de hoja de cálculo (spreadsheet) que permite un acceso rápido y fácil a una gran cantidad de modelos bien guardados en un directorio determinado. Well Data Manager tiene tres modos de funcionamiento:  Well Data Manager – permite mostrar el comportamiento y actualizar parámetros seleccionados de los modelos de pozos.  Layer Data Manager – igual que el anterior pero la selección de parámetros y el comportamiento es de de las capas (layer o yacimiento)  VFP Table Generation – permite generar tablas VFP en formato de Eclipse para un determinado rango de parámetros de producción de un conjunto de modelos de pozos de varios directorios.



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Tema 2: WellFlo Descripción

WellFlo es un software de análisis nodal, que permite modelar pozos que fluyen naturalmente o producen por métodos de levantamiento artificial (Gas Lift Continuo y Bombeo Electrosumergible). El modelado WellFlo puede ser aplicado para diseñar, optimizar e identificar problemas de pozos individuales de crudo y gas. Esta aplicación es una herramienta que utiliza técnicas de análisis para modelar flujo multifásico desde el yacimiento hasta el separador, examinando el comportamiento de las líneas de flujo y facilidades de superficie, diagnosticando así el sistema de producción. También, tiene la capacidad de hacer análisis de sensibilidad a un gran rango de variables para determinar su efecto en el sistema de producción. Posee correlaciones, ecuaciones de estado y modelos para el PVT, IPR, flujo vertical y horizontal, temperaturas y flujo a través de estranguladores. Además, incluye completaciones de pozos verticales, inclinados u horizontales, así como las opciones de flujo Tubular, Anular o Tubular/Anular. Pozo de producción con/sin Tubería, o sólo Tubería (todo tipo de fluido); Inyección (gas o agua), además ofrece la posibilidad de elegir entre correlaciones de modelos de petróleo negro (Black Oil), Gas Seco, Condensado o Petróleo Volátil. Conjuntamente, 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. Permite la selección óptima del sistema BES (Bomba, Motor, Cable, separador), utilizando una base de datos completa de curvas de desempeño de bombas, que permiten asegurar que los cálculos ejecutados por el software sean rigurosamente precisos, de la misma manera permite al Ingeniero optimizador el diseño y diagnóstico de Gas Lift.



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Capítulo II: Modelo Físico



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Tema 1: Ejecutar WellFlo Procedimiento

Iniciar WellFlo 3.8.9 desde el menú de inicio (Inicio  Programas  WellFlo).

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

Aparece una ventana de dialogo que permite seleccionar el Método Producción que deseo evaluar: Gas Lift o Bombeo Electrosumergible.

Para efectos de este manual se usará el método de producción Gas Lift.



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Inmediatamente aparece la pantalla principal del Software WellFlo 3.8.9, en la cual se muestra el modelo que representa el pozo, el cual puede ser visualizado de dos formas, como icono o como texto, de acuerdo a lo seleccionado a través del menú View. Icono

Nodo Final Árbol o Cabezal

Yacimiento Casing

Texto

Árbol o Cabezal

Nodo Final

Yacimiento

Casing



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Tema 2: Nuevo Modelo de Pozo Procedimiento

En la pantalla principal WellFlo seleccionar: File  New

A partir de aquí es posible construir todo el sistema subsuelo –superficie del pozo.



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Tema 3: Guardar Modelo Procedimiento

Ir al menú File  Save / Save As. Los modelos WellFlo se almacenan en archivos de extensión *.wlf. (El nombre del archivo de base puede ser cualquier nombre de archivo válido).El archivo *.wlf solo debe ser llamado desde la aplicación. Cuando se guardan los modelos, se muestra la ventana File Open.

El nombre del pozo debe especificarse de la siguiente manera: nombre del pozo.wfl, para ser visualizado por la aplicación. En el menú File existen otras opciones para abrir y cerrar archivos, imprimir, salir de la aplicación, entre otros.

Abrir un archivo

existente Salvar

Salvar

como Carga de Registro Fluyente

Programar Pagina

Imprimir Configuración de Impresora

Apertura rápida de modelos

Salir

Trabajados



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Tema 4: Definir Datos del Proyecto y Sistema de Flujo del Pozo. Datos generales (General Data)

Se usa para definir la información general del proyecto o modelo a generar. Ir a Data Preparation  General Data.

A través de la ventana de dialogo General Data Section se carga la información general del pozo. Estos datos son visualizados en reportes y gráficos.

Campo Company Well Platform Objetive Field Location Analyst Date History Notes

Descripción Nombre de la Empresa Nombre del Pozo Plataforma asociada al modelo de Pozo Objetivo de análisis del Pozo Campo asociado al Pozo Ubicación Geográfica del Pozo Nombre del Usuario Fecha de elaboración del análisis Información Histórica



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Tipo de pozo y flujo (Well and Flow Type)

Se usa para definir el sistema de flujo del pozo. Ir a Data Preparation  Well and Flow Type.

En la ventana Select Well and Flow Type se selecciona la información del tipo de flujo (Flow Type) y de tipo de pozo (Well Type) que se requiera simular.

Tipo de Flujo (Flow Type) Tubular Annular Tubular+Annular

Descripción Tubular Anular Tubular +Anular



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Tema 5: Construir Pozo. Descripción

Existen dos formas básicas de construir el modelo físico del pozo (subsuelosuperficie): A través del menú Edit (Forma Manual) y a través de Data Preparation (Forma Automática).

Forma Manual

En el menú Edit se encuentran todos los elementos que permiten la construcción del modelo físico del pozo de forma manual, seleccionando los iconos que definen el modelo que se quiere simular.

Cada equipo de subsuelo-superficie es adicionado al esquema de completación del pozo de manera manual e individualmente. Al seleccionar cada equipo a través del menú Edit, el puntero del mouse cambia a una llave inglesa, luego haciendo click en la pantalla principal de WellFlo se agrega de forma automática en el lugar correspondiente dentro de la completación mecánica del pozo.

Enseguida se despliega una ventana de dialogo donde se colocan los datos requeridos de cada uno de los elementos que constituyen el modelo, tanto los de subsuelo, como los de superficie. Las ventanas varían de acuerdo al elemento seleccionado.



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

Elementos: Icono

Description

Descripción

Manifold

Múltiple

Choke

Estrangulador o reductor

Surface EPS

Bomba Electro Sumergible (Superficie)

Flowline

Línea de flujo

Bend

Codo

Riser

Tubería vertical (Flujo Ascendente)

Downcomer

Tubería vertical (Flujo Descendente)

Gas Inyector

Inyector de gas

Wellhead Gauge

Medidor de temperatura

Sub-sea Safety Valve

Válvula de seguridad de subsuelo.

Restriction

Restricción

Tubing

Tubería de producción

Casing

Revestidor

Gas Lift Valve

Válvula de gas lift

ESP

Bomba Electro Sumergible (Sub-suelo)



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Forma Automática



Data Preparation (Well Data):

En el menú Data Preparation se define los elementos que conforman la completación mecánica del pozo, así como los equipos de superficie. Para definir la data de subsuelo del pozo ir a Data Preparation  Equipment Data  Well Data.

A continuación, agregar los equipos de subsuelo que requiere el pozo, tales como Tubing, Casing, Restriction y/o Sss Valve; con sus profundidades, diámetros, peso, rugosidad y temperatura (ventana de dialogo Well Equipment Data). Las profundidades medidas (MD), se agregan desde el cabezal del pozo hasta el punto medio de las perforaciones o desde el punto medio de las perforaciones al cabezal.

Ver anexos (Información de diámetros internos y externos de tuberías, y rugosidad) Campo MD OD Weight ID Roughness Casing (ID) Temperature Type Name

Descripción Profundidad Medida Diámetro Externo Peso Diámetro Interno Rugosidad Diámetro Interno del Revestidor Temperatura Tipo de accesorio Nombre

Unidades Ft in Lbs/ft in in in Degrees ºF (Casing, tub, SssV, restriction) ---



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

Data Preparation (Gas Lift Data):

En el menú Data Preparation  Gas Lift Data, se encuentran todos los elementos necesarios para construir el sistema de levantamiento artificial por gas (LAG), según el diseño preestablecido del pozo.

Para ello se carga la cantidad de válvulas existentes en el diseño de levantamiento artificial, considerando profundidades, temperatura, fabricante, modelo, asiento y presión de calibración de la válvula (ventana de dialogo Gas Lift Data).

Ver anexos tipos y dimensiones de mandriles de gas lift. y características de los mandriles mas comunmente usados. Campo MD TVD Temperature Manufacturer Valve Model Name Status Port Size TRO pressure

Descripción Profundidad Medida Profundidad Medida Temperatura Fabricante Modelo de la válvula Nombre de la válvula Situación de la válvula Asiento de la válvula Test Rack Opening Pressure (Presión de Calibración de la válvula)

Unidades ft in Degrees ºF ------Active/inactive (64th in) Psia



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

Gas-lift Parameters (Parámetros del LAG)

Campo Casing Head Pressure Injection Gas Gravity Valve Dif. pressure Gas lift Injection rate Lift Gas/Liquid ratio



Descripción Presión de cabezal del Revestidor, Presión de Operación

Unidades

Gravedad del Gas de Inyección

Adim

Diferencial de Presión de la Válvula.

Psi MMSCF/da y

Tasa de Inyección de Gas. Relación Gas liquido (opcional)

Psia

SCF/STB

Deepest point gas Inyección (punto más profundo de inyección de gas)

Esta opción se utiliza cuando se esta elaborando el Diseño de Levantamiento Artificial, en lugar de utilizar un diseño ya especificado.. La información se utilizan cuando en el módulo de Analysis están las opciones Deepest Injection Point (Operating Point), Deepest Injection Point (Pressure Drop) o Gas-Lift Design Valve Positioning, donde WellFlo utiliza para los cálculos la profundidad de la valvula de gas lift en vez de profundidades especificas. Los campos en la tabla inferior indican el punto mas profundo en el pozo en el cual se puede insertar la válvula de gas lift. Campo Use tubing shoe

Max MD Injection

Descripción Este campo limita la válvula de gas lift a estar a la profundidad del final del primer nodo de tubería que esta sobre el layer mas somero Indica el límite de profundidad (MD) para las válvulas en el pozo. Este valor esta entre el cabezal del pozo y la profundidad del Tubing Shoe

Unidades ---

Ft



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

Data Preparation (Surface Data):

Para definir los datos de superficie del pozo, ir a Data Preparation  Equipment Data  Surface Data.

De acuerdo a las características físicas del pozo, se edita la data de superficie, agregando el codo, Choke, Downcomer, linea de flujo,, múltiple y Riser; conjuntamente con sus longitudes, diámetros, peso, rugosidad y temperatura (ventana de dialogo Surface Equipment Data).

Ver anexos (Información de diámetros internos y externos de tuberías y reductores) Campo Lwh OD Weight ID Roughness Insult. Dia Temperature

Descripción Longitud desde el cabezal Diámetro Externo Peso Diámetro Interno Rugosidad Diámetro del aislante Temperatura

Type

Tipo de accesorio

Name

Nombre

Unidades Ft in Lbs/ft in in in Degrees ºF Choke, Flowline, entre otros. ----



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Capítulo III: Modelo de Yacimiento (Reservoir Control)


Tema 1: Definir Características del Yacimiento Descripción

En el menú Data Preparation  Reservoir Control, se muestran todos los elementos necesarios para editar el modelo de afluencia, según las características y propiedades que tenga el yacimiento o capa de interés.

Procedimiento

En la ventana de dialogo Reservoir Control del menú Data Preparation, o haciendo click en el icono de yacimiento en la pantalla principal de WellFlo se introducen los datos de yacimiento, seleccionando cada una de las secciones que se describen a continuación.



Fluid Type (Tipo de Fluido):

La selección del tipo de fluido aplica para todas las capas o layers que conforman el yacimiento. Las propiedades del Black Oil, Water y Dry Gas son modeladas usando correlaciones, mientras que las propiedades del Condensate y Volatile Oil son modeladas usando ecuaciones de estado de cuatro componentes (EoS) desarrolladas por EPS.


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Campo Black oil Water Dry Gas Condensate Volatile Oil

Descripción Petróleo Negro Agua Gas Seco Condensado Petróleo volátil

Ver anexos (Clasificación de los Fluidos) 

Black Oil (o Water): se selecciona Oil (petróleo) como el fluido para un pozo productor o Water (agua) como el fluido para un pozo inyector. Se usa cuando el Gas-Oil Ratios – GORs (relación gas petróleo –RGP) es menor a 2000 scf/STB (con o sin agua) y opcionalmente para RGP mayor a 200000 scf/STB. Aunque la categoría de Black Oil en WellFlo acepta un RGP de hasta 200000 scf/STB., ninguna de las correlaciones de Black Oil ha sido validada para RGP mayores a 2000 – 2500 scf/STB. Para un modelamiento mas adecuado de las propiedades del crudo con RGP mayor a 2000 SCF/stb, es mas apropiado usar la opción de Volatile Oil. Como las presiones y temperaturas aumentan, las correlaciones de Black Oil usualmente predicen un aumento de la cantidad de gas en solución, sin embargo, nunca modelan la evaporación de las fracciones más ligeras del petróleo en el gas. Para RGP mayor que 20000 scf/STB y especialmente en condiciones extremas, la ecuación de estado de condensado genera un modelo mas realista. Un límite de alto RGP se ha permitido para así incluir capas de gas que se mezclan con capas de petróleo. La capa de gas se puede representar como una capa de crudo con un RGP muy alto Gerencia Operaciones de Datos


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La opción Water solo esta disponible cuando se selecciona Injection Well en la ventana de dialogo Well and Flow Type. 

Dry Gas (gas seco): esta opción se usa en pozos productores (por ejemplo. Producción de gas seco con o sin agua) o en pozos inyectores. Las opciones de Dry Gas y Water solo están disponibles cuando se selecciona Injection Well en la ventana de dialogo Well and Flow Type



Condensate (condensado): esta opción se usa solo en pozos productores. Se utiliza para condensados retrógrados y gases húmedos (con o sin agua). El rango de relación condensado-gas (CondensateGas Ratio – relación condensado gas -CGR) es de 5 a 500 STB/MMscf. Un sistema de Condensate puede ser clasificado como un depósito de gas con una relación gas / petróleo (RGP) entre 5000 a 69000 scf / STB y / o relación condensado / gas (CGR) entre 14.5 - 200 STB / MMpc (aun cuando sistemas de gas condensado pueden existir fuera de estos rangos). La gravedad API del condensado a condiciones de tanque puede variar entre menos de 30 ° a más de 80 °, pero se genera centralmente entre 40 - 65 °.



Volatile Oil (petróleo volátil): este es solo para pozos productores. El rango de RGP es de 2000 a 200000 scf/STB. Este fluido usa la misma ecuación de estado que la opción de condensado, pero permite la entrada de relaciones en términos de Black Oil como por ejemplo, RGP y WCT (corte de agua- %AyS). en vez de en términos de Gas como por ejemplo, CGR (Relación condensado gas) y WGR (Relación agua gas). Un sistema de Volatile Oil puede ser clasificado como un yacimiento con una relación gas / petróleo (RGP) que varia de 1500 a 3500 scf / STB, Gravedad API del petróleo superior a 40 - 45 grados y factor volumétrico del petróleo (Bo) superior a 2.0 rb / stb.

Si no existe seguridad, si el sistema de hidrocarburos califica como un condensado o un petróleo volátil, utilice cualquiera de los dos, los resultados serán idénticos.



Entry Model (Modelo de Entrada)

La selección de cualquiera de las opciones aplica para todas las capas (layers) del yacimiento, sin embargo se pueden especificar diferentes parámetros para cada una de estas capas. El modelo de entrada seleccionado afecta el método por el cual J y F (para petróleo y agua) o B y F (para gas y condensado) son calculados, y por Gerencia Operaciones de Datos


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lo tanto el IPR o IIR, donde: J = Índice de productividad (PI) o Índice de Inyectividad (II) – representa flujo Darcy (laminar), incorpora el factor de daño (S), se utiliza para pozos de producción de petróleo o inyección de agua. B = Coeficiente de Flujo de Darcy – incorpora el factor de daño (skin) Darcy (S), se utiliza para pozos de gas o condensado o de inyección de gas. F = Coeficiente de Flujo No-Darcy (turbulento), incorpora factor de daño (skin) No Darcy (D), el cual también se conoce como el Coeficiente Skin Dependiente de la Tasa (Rate-Dependent Skin Coefficient).

Hay 3 opciones en Entry Model: Campo Layer Parameters Test Point Data Manual



Descripción Parámetros del yacimiento Datos de prueba Manualmente

Layer Parameters: Este modelo de entrada de datos, es utilizado cuando se disponga de información suficiente y confiable del yacimiento. Todo pozo nuevo debe ser simulado inicialmente por Parámetros de Yacimientos, debido a que no se cuenta con información de Producción. El índice de productividad (Productivity Index - PI) y coeficientes de flujo (Flow Coefficients) pueden ser calculados usando datos petrofísicos y de completación en la ecuación teórica de influjo semi – estable (theoretical semi-steady-state inflow equation) para la geometría de la capa (Layer Geometry) seleccionada. Este modelo también permite la opción de IPR tabulado (Tabulated IPR). El análisis Skin solo esta disponible para esta opción y se puede usar para estimar los factores Skin de sus componentes



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 Layer parameters: Parámetros de Yacimiento Campo Layer pressure Layer temperature Relative inyectivity Effective Permeability Layer thickness Mid-perf depth (MD)

Descripción Presión del yacimiento

Unidades Ft

Temperatura del yacimiento

Degrees ºF

Inyectividad relativa

Porcentaje

Permeabilidad efectiva

md

Espesor de la capa Profundidad en el medio de las perforaciones

Ft Ft

 Drainage area Geometry: Geometría del área de drenaje

Campo Pseudo-radial flow (default) Pseudo-linear flow Constant pressure boundary Configure

Descripción Flujo pseudo-radial Flujo pseudo-lineal Limite de presión constante Configurar (Circular, Rectangular o Wedge-shaped)



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 Completion Skin Factor: Factor de daño por completación Campo Total Darcy Skin (S) Total Non-Darcy Skin (D)

Descripción Daño total (mecánico)

Unidades ---

Daño debido al flujo no Darcy

1/STB/day

Ver anexos (Conceptos Basicos Factor Skin)  Calculated Values (Total liquid): Valores calculados Campo Productivity Index (J) Non-Darcy flow Coef (f) Abs. Open Flor (AOF)

Descripción Índice de productividad

Unidades STB/day/psi

Coeficiente de flujo no Darcy

Psi/(lbs/day)2

Capacidad de aporte del yacimiento

STB/day

 Wellbore radius: Radio del pozo.  IPR Model: En esta sección se muestra el modelo de afluencia seleccionado para construir la IPR.  Skin analysis: Permite introducir el tipo de completación y el valor del daño asociado (S) al pozo.  Relative Permeability: Se utiliza para cargar valores paramétricos o tabulados según la disponibilidad de la data.  Choose IPR: Se utiliza para acceder al tipo de correlación que se ajuste al modelo del yacimiento (Straight Line, Vogel, entre otros), el cual se vera reflejado en la ventana IPR Model.  Calculate: Permite calcular el Índice de Productividad Productivity Index (J) en STB/day/psi, la capacidad de aporte del yacimiento (AOF) en STB/day y el coeficiente de Flujo No Darcy (F) del yacimiento.



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

Test Point Data: es un modelo de entrada de datos a través del cual se puede calcular el índice de productividad (Productivity Index - PI) y coeficientes de flujo (Flow Coefficient/s) por medio de medidas de presión de fondo fluyente (Pwf) (Bottom Hole Flowing PressuresBHFPs) y tasas de flujo.

 Layer parameters: Parámetros de yacimiento Campo Layer pressure Layer temperature Relative inyectivity Mid-perf depth (MD)

Descripción Presión del yacimiento Temperatura del yacimiento Inyectividad relativa Profundidad en el medio de las perforaciones

Unidades Ft Degrees ºF Porcentaje Ft

 Test Point Data (Total Liquid): Datos de Producción Campo Test Pressure 1 Test Flow Rate 1 Incluye Non-Darcy Effects

Descripción Presión de fondo fluyente 1 Tasa de producción 1 Permite incluir o excluir los efectos No-Darcy en los cálculos. No aplica para crudo, solo gas y condensado

Unidades Psia STB/day ----



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Calculated Values: Valores calculados Campo Productivity Index (J) Non-Darcy flow Coef (f) Abs. Open Flow

Descripción

Unidades

Índice de productividad

STB/day/psi

Coeficiente de flujo no Darcy

Psi/(lbs/day)2

Capacidad de aporte del yacimiento

STB/day

 IPR Model: En esta sección se muestra el modelo de afluencia seleccionado para construir la IPR.  Relative Permeability: Se utiliza para cargar valores paramétricos o tabulados según la disponibilidad de la data.  Choose IPR: Se utiliza para acceder al tipo de correlación que se ajuste al modelo del yacimiento (Straight Line, Vogel, entre otros), el cual se vera reflejado en la ventana IPR Model.  Calculate: Permite calcular el Índice de Productividad Productivity Index (J) en STB/day/psi, la capacidad de aporte del yacimiento (AOF) en STB/day y el coeficiente de Flujo No Darcy (F) del yacimiento. 

Manual: Debe ser utilizado como modelo de entrada de datos cuando se conozca el Índice de productividad del pozo. El índice de productividad (Productivity Index - PI) y coeficientes de flujo (Flow Coefficient/s) pueden ser ingresados directamente (por ejemplo J (para petróleo o agua), o B (para gas o condensado) y F.



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 Layer parameters: Parámetros de yacimiento Campo Layer pressure Layer temperatura Relative inyectivity Mid-perf depth (MD)

Descripción Presión del yacimiento

Unidades Ft

Temperatura del yacimiento

Degrees ºF

Inyectividad relativa

Porcentaje

Profundidad en el medio de las perforaciones

md

 Manual data (Total liquid): Data Manual Campo Productivity Index (J) Non Darcy flow Coef Incluye non-Darcy Effects

Descripción Índice de productividad Coeficiente de flujo no Darcy Permite incluir o excluir los efectos no-Darcy en los cálculos. No aplica para crudo, solo gas y condensado

Unidades STB/day/psi Psi/(lbs/day)2 -------

 Calculated Values (Total Liquid): Valores calculados Campo Abs. Open Flow

Descripción Capacidad de aporte del yacimiento

Unidades STB/day



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

IPR Model (Modelo IPR):

Esta sección permite la selección del modelo IPR (Choose IPR). Dependiendo del tipo de fluido actual (Fluid Type) en la sección de Reservoir Control, los modelos disponibles para pozos productores son: 

Black Oil:  Straight Line (línea recta): usa el índice de productividad (J) constante, asumiendo que la curva de afluencia es directamente proporcional a la declinación de todas las presiones.  Vogel: Esta curva puede ser considerada como una solución general de la ecuación de flujo para un yacimiento con empuje por gas en solución y presión de yacimiento por debajo del punto de burbujeo. Utiliza un índice de productividad de línea recta (J), por encima del punto de burbuja y la relación de Vogel por debajo (donde se ha desarrollado gas intersticial). La ecuación de Vogel usa coeficientes de 0.2 y 0.8. Se puede “forzar” un coeficiente diferente, ingresando un valor en el coeficiente P en la ecuación de Vogel para reemplazar el valor por defecto de 0.2. El segundo coeficiente en la ecuación automáticamente se tomará como 1 menos el valor que ingresamos. En los modelos de Straight Line y Vogel, cuando la opción de Layer Parameters es usada para calcular un (J) teórico, las propiedades requeridas del fluido son calculadas en Layer Pressure y los datos de permeabilidad relativa son involucrados: si el corte de agua especificado es cero, (J) es calculado usando el punto final de la permeabilidad relativa kro (Swi) (=1.0 convencionalmente), por un corte de agua diferente de cero, es usado kro (Sw) y krw (Sw).  Fetkovich: Representa la IPR no lineal resultante del flujo de gas y el flujo de dos fases. El exponente n varía entre 0.5 y 1.0. Esta ecuación referida usualmente como ecuación de “backpressure” normalizada”, generalmente ha sido aceptada para pozos de gas. La misma no ha sido utilizada ampliamente para pozos de petróleo, a pesar de que Fetkovich (1973) confirmó su aplicación general para pozos de petróleo. Este es el método empírico C y n disponible para petróleo. Este requiere la entrada manual de un coeficiente C y un exponente n, a través de la ventana de dialogo Inflow Performance Fetkovich, la cual se despliega seleccionando Model, Calculate o Plot. Con la opción de Test Point Data Entry, se puede ingresar dos valores de una prueba dinámica (fluyente) (por ejemplo, con la casilla Include Non-Darcy Effects habilitada) Los coeficientes C y n son mostrados en la caja de descripción bajo el grafico IPR (IPR Plot).



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 Normalized Pseudo Pressure: incorpora las propiedades del fluido de cada fase fluyente (petróleo, gas (debajo de Pb) y agua (si se ha especificado una zona con corte de agua distinto de cero) y las permeabilidades relativas (kro, krg, krw) de cada fase en la apropiada saturación, en el rango de presiones desde la atmosférica hasta la del yacimiento. El valor de J es calculado a la presión de yacimiento.  Normalized Pseudo-Pressure (external): esta opción habilita el botón Import; el cual se utiliza para importar pseudos presiones normalizadas (Normalized Pseudo-Pressure), las cuales se generaron externamente, y están en un archivo formato *.psp o *.psp2.



Dry Gas:  p2-form: provee un método directo para el cálculo de curvas de entregabilidad de la fase de gas (Single-Phase Gas Deliverability Curves). Solo esta disponible para solo la fase de gas (Relación agua gas - WGR = 0). La aproximación p2 ajusta mejor para presiones por debajo de 2000 psia.  Back Pressure: es el modelo empírico de Fetkovich de C y n; solo esta disponible para una fase de gas (Relación agua gas WGR = 0). Las opciones de p2-form y Back Pressure (C y n) no están disponibles si se ha especificado una WGR distinto de cero en la ventana de dialogo Gas Fluid Parameters.  Normalized Pseudo Pressure: incorpora las propiedades del fluido de cada fase - gas y agua si se ha especificado un valor de WGR (Relación AyS on agua gas) distinto de cero - y las permeabilidades relativas (krg, krw) de cada fase en la apropiada saturación, en el rango de presiones desde la atmosférica hasta la del yacimiento. El valor de J es calculado a la presión de yacimiento. El valor de B es calculado a la presión de yacimiento.  Normalized Pseudo Pressure (external): esta opción habilita el botón Import; el cual se utiliza para importar pseudos presiones normalizadas (Normalized Pseudo-Pressure), las cuales se generaron externamente, y están en un archivo formato *.psp o *.psp2.



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

Condensate:  Normalized Pseudo Pressure: incorpora las propiedades del fluido de cada fase fluyente – gas y petróleo si esta por debajo del punto de rocío, y agua si se ha especificado un valor de WGR (Relación agua gas) distinto de cero - y las permeabilidades relativas (krg, kro, krw) de cada fase en la apropiada saturación, en el rango de presiones desde la atmosférica hasta la del yacimiento. El valor de B es calculado a la presión de yacimiento.  Normalized Pseudo Pressure (external): esta opción habilita el botón Import; el cual se utiliza para importar pseudos presiones normalizadas (Normalized Pseudo-Pressure), las cuales se generaron externamente, y están en un archivo formato *.psp o *.psp2.



Volatile Oil:  Normalized Pseudo Pressure: incorpora las propiedades del fluido de cada fase fluyente – petróleo, gas (debajo de Pb) y agua si se ha especificado un valor de corte de agua distinto de cero - y las permeabilidades relativas (kro, krg, krw) de cada fase en la apropiada saturación, en el rango de presiones desde la atmosférica hasta la del yacimiento. : El valor de J es calculado a la presión de yacimiento.  Normalized Pseudo Pressure (external): esta opción habilita el botón Import; el cual se utiliza para importar pseudos presiones normalizadas (Normalized Pseudo-Pressure), las cuales se generaron externamente, y están en un archivo formato *.psp o *.psp2.



Opción Tabular IPR: Si se selecciona la opción Layer Parameters, se habilita el modelo Tabulated IPR para cualquier tipo de fluido en un pozo productor. Esta opción permite definir el IPR como una tabla de con 21 valores de presión/tasa. La tabla contiene 21 valores entre la presión atmosférica y la de yacimiento. Estos valores iniciales no son importantes si los usuarios van a ingresar un set de datos nuevo. Sin embargo, los usuarios pueden usarlos como punto de partida para su IPR. Los valores representan el modelo actual para el cálculo de IPR (o el modelo de Straight Line que



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esta por defecto si no se ha cambiado por otro modelo). Si se desea comenzar con cualquiera de los otros modelos, se selecciona antes de escoger la opción Tabulated, luego click en el botón Calculate Luego, seleccionar el botón Model Data o doble clic en la opción Tabulated para que se muestre la ventana de dialogo Tabulated Inflow (Oil/Volatile Oil) o Tabulated Inflow (Gas/Condensate), una vez que estas ventanas son desplegadas, la tabla puede ser editada 

Modelos para el cálculo de IIR (Inyectores): La descripción de los modelos de cálculo para el IPR también aplica para el cálculo de IIR en pozos inyectores, con las siguientes diferencias:  Water: solo están disponibles los modelos de Straight Line, Normalized Pseudo-Pressure y Normalized Pseudo Pressure (external).  Gas: las opciones Normalized Pseudo-Pressure y Normalized Pseudo Pressure (external) son las únicas disponibles. Para la generación de las curves IIR, el IIR es calculado para presiones por encima de la de yacimiento, usando J y F (Water), o B y F (Gas) hasta la presión de fractura de la formación (Formation Parting Pressure). A tasas altas de inyección, la curva de IIR se aplana (de hecho a un valor de J muy alto o uno de B muy pequeño), hasta aproximarse al efecto de fractura de la formación. El valor mostrado por debajo del AOF es la tasa crítica de inyección para la fractura de la formación, y corresponde a la presión de fractura del yacimiento.



Botones de Funciones (Function Buttons):  Calculate (calcular): calcula el AOF y los coeficientes de flujo para el modelo de IPR (o IIR) seleccionado.  Plot (graficar): grafica la curva de IPR (o IIR), o para añadir una grafica IPR o IIR ya existente.  Model Data (datos del modelo): esta disponible solo para los modelos de Fetkovich, Back Pressure, o Tabulated Models. Se selecciona este botón o doble click en el nombre del modelo para que se despliegue la ventana de dialogo Fetkovich/Back Pressure IPR Data, Tabulated IPR Data (Oil o Volatile Oil) o Tabulated IPR Data (Gas o Condensate).



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Ver anexos (Modelos de Afluencia).



Well Orientation (orientación del pozo):

La opción seleccionada aplica para todas las capas del yacimiento. Esta categoría incluye pozos inclinados. En ángulos mayores a 75°, la categoría horizontal puede se la mas apropiada. De hecho, esta inclinación relacionada con la capa, es importante para los cálculos de IPR. Así un pozo inclinado 60° con respecto a la vertical en una capa con buzamiento de 30° podría efectivamente ser horizontal para propósitos de afluencia. La diferencia en el cálculo de IPR (Índice de Productividad)/ IIR (Índice de Inyectividad ) entre un pozo vertical y horizontal es tomada en cuenta para la definición de algunos componentes de daño (Skin)

Campo Vertical Horizontal Segmented

Descripción Selecciona la completación como vertical para cálculos de daño Selecciona la completación como horizontal para cálculos de daño Esta opción solo esta disponible para orientación horizontal y es usada para dividir una capa horizontal en segmento. Solo aplica para Layer Parameters

La orientación del pozo aquí seleccionada no tiene implicaciones más allá del cálculo del Skin, y no impone ninguna restricción en la descripción del pozo (Well Description), como por ejemplo, el ángulo de desviación de casing para Análisis Nodal. Dependiendo del tipo de Fluido (Black Oil, Condensate, Dry Gas, Volatile Oil) Gerencia Operaciones de Datos


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y Modelo de Entrada de Datos (Layer Parameters, Test Point Data, Manual), la ventana de carga de datos de Yacimiento (Edit Layer) requerida, será diferente. Ver anexos (Modelo de Yacimientos)



Layer Control (Control de las capas)

Esta sección tiene como propósito especificar las capas o unidades que contribuyen al IPR / IIR y acceder a la configuración del IPR / IIR de una capa o unidad seleccionada Se puede especificar un máximo de 36 capas o layers, cada una con un nombre específico y el estatus de activo o inactivo. El área de List Field muestra el nombre de las capas definidas para el yacimiento en conjunto con el estatus actual de la misma.

Campo Active Inactive Add Layer Edit Layer Copy Layer Delete Layer

Descripción Layer Activo Layer Inactivo Agregar Layer Editar Layer Copiar Layer Borrar Layer



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

Display Composite IPR

Al hacer click en el botón Display Composite IPR se despliega una ventana emergente. Aquí se puede graficar producción total del yacimiento versus presión y opcionnalmente relaciones de fluidos versus producción. Esta ventana aparece cuando el tipo de fluido es Black Oil, Water o Volatile Oil. Al activar esta opción, se combinan todos los IPR de los diversos layers en una IPR compuesta, incluyendo los efectos de perdida de presión entre las capas a diversas profundidades y los efectos de flujo transversal (si aplica). Esto se muestra en el grafico como Composite Performance at Layer X (donde x es el nombre de la capa activa menos profunda) excepto cuando todas las capas estan a la misma profundidad y son mostradas como Reservoir Performance (comportamiento del yacimiento)

.



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

Additional Curves: dependiendo del fluido seleccionado las opciones disponibles son: Productor Black oil - Volatile

Productor Dry Gas

Productor Condensate

Campo None: Water-Cut: Gas/Oil Ratio Water Gas Ratio Condensate Gas Ratio

Inyector Water - Dry Gas

Descripción No se selecciona ninguna Relación de fluidos para graficar Grafica corte de agua versus producción Grafica relación gas/petróleo versus producción Grafica relación agua/gas versus producción Grafica relación condensado/gas versus producción



Plot Phase Components: al seleccionar esta opción, se grafica la fase de petróleo y agua producida versus presión.



Plot Layer IPR Curves: al seleccionar esta opción, se grafica la contribución de cada layer en la curva compuesta de IPR.



Include Measured Data: al seleccionar esta opción, se grafica datos de presiones medidas versus tasa de flujo los cuales fueron cargados a través del menú File  Load Measured Data.



Plot button: genera la grafica de IPR compuesta. Gerencia Operaciones de Datos


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Tema 2: Parámetros de los Fluidos Descripción

Un análisis PVT es un grupo de pruebas de laboratorio que se realizan a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas, en que se evalúan las propiedades de los fluidos. La importancia de disponer de un PVT, radica en poder determinar las reservas de hidrocarburos, la simulación y estudio de yacimientos y el diseño de facilidades de superficie. WellFlo permite modelar 4 tipos diferentes de fluidos:  Black Oil (Crudo Negro)  Dry Gas (Gas Seco)  Condensate (Condensado)  Volatile Oil (Petróleo Volátil) El petróleo negro y el gas seco son modelados por correlaciones. El petróleo volátil y gas condensado por medio de seudos ecuaciones de estado. La selección del tipo de fluido se hace según la RGP y gravedad API.  Black Oil: RGP < 2000 Scf/day; API < 40°  Volatile Oil 2000 < RGP < 200000 Scf/day; API > 45°  Gas Condensate 5 < CGR < 500 STB/MMSCF; API 40° – 45° Los parámetros de fluido cambian según el tipo seleccionado. Existen dos formas básicas de caracterizar las propiedades del fluido, insertando los datos de forma manual o importándolos a través de un archivo externo con extensión *.pvt

Forma manual

En el menú Data Preparation  Reservoir Control  Fluid Parameters, se despliega la ventana de diálogo Oil fluid parameters, Gas fluid parameters, Condensate fluid parameters, Volatile Oil fluid parameter o Water fluid parameters, (dependiendo del tipo de fluido).



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

Produced fluid data: Datos de fluidos producidos. Los campos de esta sección se utilizan para introducir los datos básicos de producción. La gravedad específica del petróleo y Gravedad API, así como, la salinidad del agua (NaCl equivalente) y gravedad específica del agua, son de color azul, lo que indica que son pares enlazados de campos (es decir, el cambio de una actualiza automáticamente el otro del par, por lo que los datos siguen siendo coherentes). El campo restante es para la gravedad específica de gas en condiciones estándar.



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Campo Oil API gravity Oil specific gravity Gas specific gravity Water Salinity Water specific gravity

Descripción Gravedad API del petróleo

Unidades Degrees API

Gravedad especifica del petróleo

---

Gravedad especifica del gas

---

Salinidad del agua

PPM

Gravedad especifica del agua

---

Tabla de propiedades según el tipo de fluido:

Propiedades Oil API gravity Oil specific gravity Gas specific gravity Water salinity Water specific gravity

Tipo de Fluido(Fluid Type) Black Oil Dry Gas Condensate Volatile Oil

x x x x x

----x x x

x x x x x

x x x x x

Las gravedades específicas del crudo varían entre 0.73 a ligeramente por encima de 1.0. El rango usual de la gravedad API comienza con la densidad de agua a 10 ° y asciende en crudos volátiles y líquidos condensados alrededor de 60-70 °. Los valores típicos de gravedad especifica de mezclas de gases de hidrocarburos oscilan entre 0.65 (gas seco) a 0.95 (gas húmedo). Traducir del: inglés La salinidad de las aguas de los poros en yacimientos típicamente aumenta en un 6 a 160 g / L (6000 a 160000 ppm) por Km. de profundidad. La salinidad del agua de mar es de aproximadamente 35 g / L (35000 ppm). Se encuentran salinidades mucho más altas en las salmueras de campos petrolíferos. Salinidades típicas para yacimientos de petróleo y gas son 30 g / L (30000 ppm) para areniscas y 90 g / L (90000 ppm) para carbonatos.



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

Injected fluid data: Datos de fluidos inyectados.

Fluid Type Injected fluid data Water salinity Water specific gravity Gas specific gravity



Water

Dry Gas

x x ---

----x

Correlations: En esta sección se utiliza la correlación que mas se ajuste al modelo que se esta trabajando, de acuerdo a estudios previos de la Unidad de Producción. Los parámetros varían de acuerdo al tipo de fluido.



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Tabla de correlaciones o ecuación de estado disponibles según el tipo de fluido Tipo de Fluido (Fluid Type) Inyectado Producido (Produced) (Injected) Black Oil

Dry Gas

Condensate

Macary

--x x x x x x

---------------

x -------------

x -------------

---------------

---------------

Beal + Chew and Connally

x

---

---

---

---

---

Beggs and Robinson

x

---

---

---

---

---

ASTM + Chew and Connally

x

---

---

---

---

---

ASTM + Beggs and Robinson

x

---

---

---

---

---

Carr, Kobayashi and Burrows

x

x

---

---

---

x

Lee, González and Eakin

x x x

x x x

--x x

--x x

--x x

x -----

Correlaciones (Correlation) EPS internal equation of state Glasø Lasater Pb, Rs, Bo

Standing Vazquez-Beggs Petrosky-Farshad

µo

µg

Basic

σw

Advanced

Volatile Dry Water Oil Gas

Ver anexos (Definición de las propiedades del petróleo negro) 

Layer Data: Se procede a seleccionar el yacimiento o capa que se esta trabajando, y se editan los datos requeridos.



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Campo

Descripción

Unidades

Layer Name

Nombre de la capa

-

Prod. GOR

Relación Gas Petróleo

SCF/STB

Water cut

Corte de agua

per cent

Water/gas

Relación Agua Gas

STB/MMSCF

Prod. CGR

Relación Condensado Gas

STB/MMSCF

WGR

Relación Agua Gas Copiar datos a la capa seleccionada de la capa previa

STB/MMSCF

Copy Previous Data

---

Campos disponibles según el tipo de fluidos Fluid Type Produced Layer data

Black Oil Dry Gas Condensate Volatile Oil Water

Layer Name Prod. GOR Water cut Water/gas Prod. CGR WGR



Injected

x x x -------

x ----x -----

x ------x x

x x x -------

x -----------

Dry Gas

x -----------

Inorganics: permite incluir las impurezas inorgánicas del gas seco.



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Campo

Descripción

Unidades

H2S

Sulfuro de Hidrógeno

Fracción molar

CO2

Dióxido de carbono

Fracción molar

N2

Nitrógeno

Fracción molar

En esta fase se debe recopilar la información PVT disponible, considerando la evaluación del campo y pozos asociados a yacimientos con PVT. Tablas con datos de prueba PVT T RGP API Ggas Salinidad del Agua Pb Rsi

=297ºf =1000 scf/stb =27.4 =0.7 =6000 rpm =3763 psi =902 scf/stb

Editar la Gravedad del Petróleo (API), la Gravedad Especifica del Gas (SG gas), RGP, %AyS y la Salinidad (opcional) en la ventana Oil Fluid Parameters. <<



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La selección de las correlaciones para ajustar PVT Black Oil, se hace considerando el rango de aplicación de las mismas. Una vez seleccionada, la correlación que mejor represente el comportamiento del pozo, será la utilizada para caracterizar el fluido del pozo. Tabla con rangos de aplicabilidad de correlaciones de propiedades PVT Propiedades PVT (Pb) Presion al punto de burbuja (psia)

Standing

Lasater

Vazquez Beggs

Glaso

Petrosky Farshad

Macary

130 - 7000

48 - 5780

15 - 6055

165 - 7142

1574 - 6523

1200 - 4600

---

1.028 - 2.226

1.087 - 2.588

1.1178 - 1.622

1.2 - 2.0

20 - 1425

3 - 2905

0.0 - 2199

90 - 2637

217 - 1406

200 - 1200

100 - 258

82 - 272

75 - 294

80 - 280

114 - 288

180 - 290

16.5 - 63.8

17.9 - 51.1

15.3 - 59.5

22.3 - 48.1

16.3 - 45.0

25 - 40

0.59 - 0.95

0.574 - 1.22 0.511 - 1.351

0.65 - 1.276

0.5781 - 0.85

0.7 - 1.0

(Bo) Factor volumetrico del petroleo al 1.024 - 2.15 punto de burbuja (rb/stb) (GOR o Rs) Relacion Gas Petroleo (scf/stb) Temperatura del Yacimiento (°F) Gravedad del crudo (°API) (Gravedad especifica del gas (aire=1) Presion del separador (psia) Temperatura del separador (°F)

265 -465

15 - 605

60 - 565

415

---

---

100

36 - 106

76 - 150

125

---

---



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

Function Buttons (botones de Funciones): Esta sección contiene tres botones de función a traves de los cuales se despliegan ventanas de dialogo.

Campo

Descripción

Despliega la ventana Oil Correlation Check que se utiliza para examinar los resultados de las correlaciones Check seleccionadas. Los valores que se generan en esta ventana son con el propósito de verificar los datos, y no se utilizarán posteriormente Despliega la ventana Oil o Gas Correlation Matching dialog; se usa para ajustar las correlaciones del Black Oil Match (o gas) con los datos medidos. Aparece un asterisco en el nombre de la correlación que ya ha sido ajustada. Despliega la ventana Emulsion Viscosity Correction; se usa para ingresar una tabla de Multiplicadores de viscosidad en función del corte Emulsion Viscosity de agua que operan con la viscosidad cruda de la mezcla crudo/agua que se generan en la sección de PVT. El botón sólo está habilitado para Black Oil y Volatile Oil

Calibración PVT

Para ajustar PVT Petróleo Negro se tienen dos opciones: 1.-Fijando Presión de Burbuja. 2.-Fijando Gas en Solución Rs. Utilizando como método de ajuste los siguientes:  Anchored: Considera el Rsi=0 a condiciones estándar de Presión y Temperatura. P= 14.7 lpc y T= 60 ºF.  Free: No tiene restricciones y representa un mejor match del crudo.



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Procedimiento fijando Presión de Burbuja

Estas opciones solo están disponibles para la presión del punto de burbuja y la solución RGP en la sección de Match Property. Ir a la ventana Match del menú Data Preparation  Transfer Reservoir Data  Load Fluid Properties  Fluid Properties Only.

Para efecto de este Manual trabajaremos con la forma de ajuste de PVT Anchored para calibrar Pb y Rsi. El procedimiento para la calibración de la presión de burbuja (Pb), gas en solución (Rsi) y factor volumétrico del petróleo (Bo), consiste en fijar cada una de estas propiedades de siguiente manera:



Fijando Presión de Burbuja (Pb):

Es siempre la opción inicial para ajustar PVT. Seguidamente debe ajustarse los valores de Rsi y Bo. En la ventana Match Oil Fluid Properties seleccionar la propiedad a calibrar, en este caso la presión de burbuja, introducir la temperatura de yacimiento según el rango de temperatura establecido e indicar el valor de Presión de Burbuja (Pb) justo al lado de la temperatura de yacimiento (Tyac) como lo indica la figura anexa, para finalmente seleccionar la opción Calculate.



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Campo Match Property Zero Values Tuning Parameters Reset tuning Observed Values Calculated Values Match Calculate Best Fit Copy Plot

Descripción Permite seleccionar la propiedad PVT a calibrar (Pb, Rsi, Bo, μo, μgas, zfactor) Borrar valores en la celda de valores observados Permite mostrar los coeficientes de ajuste Utilizado luego de realizar el ajuste, permite seleccionar una nueva correlación y realizar los cálculos nuevamente. Permite editar valores de presión y temperatura para el cálculo. Muestra los valores, después que el botón calcular y Best Fit han sido seleccionados Indicador de calidad. Match=1 indica un ajuste perfecto. Permite observar el efecto de los coeficientes de ajuste actual en los valores observados por el usuario. Permite realizar un mejor ajuste de los valores observados por el usuario Permite transferir los datos observados y calculados a otro tipo de archivo. Representa gráficamente los valores observados y calculados.

Inmediatamente el software realizara los cálculos internos correspondientes y generara el valor de presión de burbuja según datos pre-establecidos.



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Nótese que el valor de Pb calculado es de 3640.138 psia con un match de un 93% con la correlación Glaso. Posteriormente click en la opción Best Fit para generar el mejor ajuste de Pb.

De esta manera observe que la nueva Pb se acerca al valor real.



Ajuste de Gas en Solución (Rsi)

Se introduce los valores de presiones a considerar según la Pyac a condiciones actuales en la pestaña de Observed Values-Pressure. Se agregan los valores de Rsi, deacuerdo a datos PVT, al lado de la temperatura de yacimiento, tal y como se muestra en la figura anexa. Gerencia Operaciones de Datos


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Oprimir la opción Calculate para que la aplicación realice los cálculos correspondientes.

Nótese que por ejemplo, en la ventana anterior con la correlación seleccionada se alcanzó un Match de 38%, es decir un valor de Rsi calculado de 667.9 scf/stb. Click en la opción Best Fit para generar un mejor ajuste del Rsi.



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Posteriormente oprima la opción Plot de la ventana Match Oil Properties, para visualizar los valores calculados y observados en función al Rsi. Este grafico será observado siempre y cuando exista una columna de valores que permitan su construcción en WellFlo.



Ajuste de Factor Volumétrico del Petróleo (Bo).

Introducir los valores de presiones a considerar según la Pyac a condiciones actuales en el área Observed Values-Pressure. Coloque los valores de Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) al lado de la Temperatura de yacimiento tal como se muestra en la figura anexa.



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Oprimir la opción Calculate para que software realice los cálculos correspondientes.

Se observa que el valor calculado de Bo=1.49764 bls/stbl, a la presión de burbuja y temperatura de yacimiento, usando la correlación Glaso. Finalmente oprima la opción Best Fit para generar un mejor ajuste del Bo.



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Para visualizar valores observados y calculados para el Bo, click en Plot.

Ensaye con todas las correlaciones disponibles por la aplicación y compute los resultados a través de la opción Match para conocer la correlación que mejor represente las propiedades del Fluido.



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Procedimiento Fijando Gas en Solución (Rs):

Ir a la ventana Match del menú Data Preparation  Transfer Reservoir Data  Load Fluid Properties  Fluid Properties Only. Presione la opción Match.

Seguidamente en la ventana Match Property seleccionar Solution GOR. Agregar presiones y valores de Rs a la temperatura de yacimiento tal y como se muestra en la figura anexa.

Una vez indicado la opción calculate y Best fit, aparecerá una ventana que permite el ajuste simultaneo del Rs considerando el valor observado de Pb, dando un peso mediante el uso de un factor. Este factor varía de 0.01 a 1000 donde valores cercanos a 0.01 indican que el ajuste al Rs no ponderara al valor de Pb especificado; mientras factor cercano a 1000 ajustara el Rs buscando ajustar a su vez, tanto como sea posible, el valor observado de Pb.



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Si se selecciona la opción Si, aparcera la siguiente ventana donde podremos indicar el valor del factor para ajustar la Pb en relación al Rs.

Posteriormente calibrar Presión de burbuja (Pb) y Factor volumétrico del petróleo (Bo) tal y como se realizo en pasos anteriores. 

Ajuste de Pb:



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

Ajuste de Bo:

Una vez finalizado la calibración del PVT cambiar los valores de RGP y %AyS a condiciones de prueba por valores de RGP y %AyS en producción. Para exportar el PVT Calibrado ir al menú Data Preparation  Transfer Reservoir Data  Save Fluid Properties.

Procedimiento Importando PVT



Cargando la data PVT desde otro modelo de Pozo existente, a través de Data Preparation  Transfer Reservoir DataLoad Fluid PropertiesFluid Properties Only. Las Propiedades del Fluido se almacenan como un archivo con extensión *.PVT (binario) o *.PVX (ASCII), que contienen todos los datos relativos a las propiedades del Fluido en el Yacimiento.

En el menú Data Preparation  Transfer Reservoir Data, existen otras opciones para salvar las Propiedades del Fluido, así como cargar y salvar



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Propiedades del Yacimiento. Las Propiedades del Yacimiento generan archivos con extensión *. Derechos de la propiedad intelectual (binario) o *.IPX (ASCII). Posteriormente aparecerá la ventana Windows que permitirá seleccionar el archivo *.pvt o *.pvx que será cargado al modelo de pozo en desarrollando.

Inmediatamente aparece la ventana emergente que indica la ruta de donde se esta cargando el PVT. Al oprimir la opción Aceptar se completa el proceso de carga de las propiedades del fluido.



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Capítulo IV: Carga de Registros



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Tema 1: Registro Fluyente (Flowing) Descripción

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. Ver anexos (Registros de Presión y Temperatura Fluyentes).

Procedimiento

Crear un archivo Excel con la data obtenida de un registro fluyente (Profundidad, Presión y Temperatura). Profundidad 0 500 1000 1500 2000 2500 2921 3021 3500 4000 4500 5050 5151 5500 6000 6307 6407 6600 7000 7098 7248 7400

Presión 62.8 118 160.1 207.4 261.1 314.4 359.4 369.9 425.8 486.8 544 606.6 616.9 654.9 712.5 748.1 758.4 780 830.5 867.3 927.5 988.3

Temperatura 83.4 86.7 92 97.7 103.8 108.9 114.3 115.6 121 126.7 133.1 139.5 146 146 152.7 157.2 158.5 160.8 167.1 168.5 169.6 170.7

Luego estos valores de presión y temperatura se copian en un archivo *.txt



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Posteriormente se guarda el archivo, con extensión *dvp, para que pueda ser reconocido por la aplicación.



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Ir al menú File  Load Measured Data  Depth (MD) versus pressure (and temp).

Nombre Depth (MD) versus Pressure (and Temp)… Depth (TVD) versus Pressure (and Temp)… Flor rate versus Pressure Variable versus liquid rate Variable versus gas rate Variable versus pressure

Descripción Permite cargar archivos ASCII (.*DVP). Archivos de datos que contienen valores de presión y temperatura en función de la profundidad medida (MD). Permite cargar archivos ASCII (.*DVP). Archivos de datos que contienen valores de presión y temperatura en función de la profundidad vertical verdadera (TVD). Carga archivos ASCII (.*RVP). Archivos de datos que contienen columnas de flujo versus datos de presión. Carga archivos ASCII (.*XVR). Archivos de datos que contienen las columnas de una variable de sensibilidad frente a los datos de flujo. Carga archivos ASCII (.*XVR). Archivos de datos que contienen las columnas de una variable de sensibilidad frente a los datos de flujo. Carga archivos ASCII (.*XVR). Archivos de datos que contienen las columnas de una variable de sensibilidad frente a la presión.



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Se muestra la ventana Load Measured Depth versus Pressure Data, donde se selecciona el archivo creado con extensión *.dvp para cargarlo al pozo.

En la ventana Load trae vertical depth versus pressure/temp se muestra cuantos valores se han leídos desde el archivo.



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Tema 3: Carga de Data de Desviación. Registro de desviación

Es la medición por medio de instrumentos, del ángulo de inclinación y dirección en cierto punto del hoyo. Ver anexos (Conceptos básicos desvios).

Procedimiento (Desvío de pozo)

En el menú Data Preparation  Deviation Data  Well Data se introduce la data de desviación del pozo.

Se considerara un pozo desviado aquel que presente un ángulo de desviación mayor a 10º. Se despliega la ventana de dialogo Well Deviation Data, que permite cargar los datos de profundidad medida (MD), profundidad vertical verdadera (TVD) y ángulo de inclinación, así como insertar una fila, borrar una fila, copiar y pegar.



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Una vez cargada la data de desviación, esta se visualiza de la siguiente manera.

La data de desviación será obtenida a través de registros de Pozos o pueden ser localizados luego de su almacenamiento en Finder a través del visualizador Web channels, en el caso de poseer clave de usuario.



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Procedimiento (Desvío de líneas de superficie)

En el menú Data Preparation  Deviation Data  Surface Data se procede a introducir la data de desviación de superficie del pozo.

La carga de la data se realiza a través de la ventana emergente Surface Deviation Data; se introduce las longitudes, elevación y ángulo de inclinación de las líneas de superficie del pozo.

Click en OK para finalizar la carga de data de desviación.



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Capítulo V: Análisis y Cotejo de Pozos



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Tema 1: Calculo de Caídas de Presión (Pressure Drop) Definición

Esta opción le permite el cálculo de la caída de presión a lo largo del sistema subsuelo-superficie, a partir de un caudal y presión de nodo especificada. A través del menú Pressure Drop, es posible la construcción de la curva de demanda del pozo, de igual manera la construcción del perfil de presión y temperatura, calcular la presión de fondo fluyente, presión estática, conocer si el modelo coteja con datos operacionales, así como también graficar otras variables vs. profundidad. En la ventana emergente Nodal Analysis Control. Pressure Drop Mode se define un conjunto de condiciones fijas, para tasas dadas, se ejecutan los cálculos de caídas de presión desde el “Star Solution” hasta “Solution Node”. Si el nodo solución son las perforaciones, usa correlaciones de flujo multifásico para predecir la Pwf; si el nodo solución es el yacimiento, usa las correlaciones hasta las perforaciones, luego la IPR a través del yacimiento/completación para predecir la presión estática. Los cálculos descendentes comienzan desde el tope del componente seleccionado como el Start Node y finalizan en la base del componente seleccionado como Solution Node. Los cálculos ascendentes comienzan desde la base del componente seleccionado como Start Node y finalizan en el tope del componente seleccionado como Solution Node.

No es posible poner el nodo solución en el medio de una serie de válvulas de gas-Lift, debe estar por encima o por debajo de todas las válvulas. Los cálculos de abajo hacia arriba no son posibles a través de un Choke o estrangulador en flujo critico (la presión aguas abajo es indefinida), por lo tanto, el nodo solución debe estar ubicado del lado aguas arriba del estrangulador, para cálculos de Inflow/Outflow y de presiones de abajo hacia arriba. En yacimientos de varias capas con diferentes puntos medios de perforaciones, el nodo solución debe estar por encima de la capa superior para cálculos de Inflow/Outflow y de presión vs. profundidad de arriba hacia abajo. Para cálculos de presión vs. profundidad de abajo hacia arriba, el nodo se puede colocar en cualquier lugar. Procedimiento

Ir al menú Analysis  Pressure Drop donde se despliega la ventana Nodal Analysis Control. Pressure Drop Mode.



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

Calculation nodes: Nodos de Cálculo

En esta sección se eligen los nodos para el cálculo de caídas de presión. En este curso realizaremos análisis nodal desde el cabezal hasta las Perforaciones.

Campo Start node Solution node Start node pressure



Descripción Nodo inicio Nodo solución

Unidades -----

Presión del nodo inicio

psia

Temperatura Model: Modelo de Temperatura



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Se selecciona el modelo de cálculo de la temperatura a utilizar.

Campo Manual Calculated Calibrated

Coupled

Descripción Utilizar las temperaturas definidas por el usuario en cada nodo componente e interpola entre ellas. Calcula el perfil de temperatura para cada caudal a partir de un modelo simple de cálculo de perdidas de calor. Ajusta el modelo a datos de temperaturas medidas a una tasa conocida, aplicando un factor de ajuste desde el yacimiento hasta el cabezal y otro desde el cabezal hasta el nodo de salida Calcula el perfil de temperatura de manera incremental, basado en los datos utilizados por el modelo calculado, así como las variaciones en presión y temperatura, los efectos gravitacionales, cinéticos y de Joule-Thonson, convección interna en los fluidos del pozo y por convección forzada causada por el movimiento del medio externo (donde el agua del mar o de aire están involucrados).

De acuerdo al modelo de cálculo de temperatura seleccionado, es necesario conocer datos adicionales. Para el caso de modelo de temperatura Calculated será necesario indicar: Campo T Seawater T Atmosphere

Descripción Temperatura del agua Temperatura del ambiente

Para el caso de modelo de temperatura Calibrated es necesario especificar:



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Campo T Seawater T Atmosphere T Wellhead T Outlet Node Q liquid/gas

Descripción Temperatura del agua Temperatura del ambiente Temperatura del cabezal Temperatura del nodo de salida Tasa a la cual fue medida la temperatura en el cabezal o en el nodo de salida

En el modelo de temperatura Couped indicar.

Campo T Seawater T Atmosphere T Start Node: Relaxation Distance Factor

Descripción Temperatura del agua Temperatura del ambiente Temperatura del nodo de entrada Multiplicador de Relaxation Distance calculada por el modelo Coupled Temperature Model para ejecutar un ajuste manual del perfil de temperature generado por este modelo.

La opción Gas in Annulus se activa si el anular esta parcial o completamente lleno de gas. Al estar activa esta poción, se habilita Gas to MD. Esto permite definir la profundidad del gas en el anular (si esta poción no se activa, WellFlo asume que todo el anular esta lleno de gas). Por ejemplo, si se conoce con exactitud que el pozo esta inyectando por la ultima válvula, activar la opción Gas in Annulus, posteriormente indicar la profundidad del válvula en la opción Gas to MD Luego se edita la (s) tasa de flujo para realizar análisis nodal; a través de la ventana Edit Flow rates; es posible registrar hasta un máximo de 21 valores de tasas de flujo, como también establecer rangos de tasas o de AOF a través de la opción Fill. Otra forma de establecer las tasas de flujo para el análisis nodal es a través de la opción Auto-Range, que permite establecer rangos de tasas de flujo por defecto.



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Campo Auto-Range Edit Rates

Descripción Establece rangos de tasas de flujo por defecto, con esta opción es posible mostrar hasta un máximo de 11 valores. Permite editar los caudales para el análisis nodal. Edita hasta un máximo de 21 valores.

Unidades STB/day STB/day

Posteriormente se inicia el proceso de cotejo del pozo. Para el ajuste, los factores que generalmente se consideran son:  Correlación de flujo  RGP / %AyS  L Factor 

Sensibilidad con correlaciones de flujo:

Utilizando las opciones demarcadas en el siguiente cuadro de color rojo se procede a realizar sensibilidades con las correlaciones de flujo vertical. Los criterios de selección van a depender de las características del campo y/o pruebas (Registros Fluyentes) que certifiquen las correlaciones que mas se ajusten al modelo de pozo. Para cualquier método de cálculo que considera caídas de presión en las lineas, se deben seleccionar correlaciones de flujo. Las correlaciones están disponibles para: Well y Riser, Deep Well, Pipeline, Downcomer, Choke Ver anexos (Correlaciones de Flujo).



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Activar la opción Sensitivities, en la ventana de dialogo Nodal AnálisisSensitivity Variables, seleccionar Sensitivity Case 1, seguidamente en el área Sensitivity groups activar la opción Flow Correlation. En el área Group variables se muestra las variables con las cuales se pueden realizar sensibilidades; seleccionar la variable Well and riser flow correlation, que me permite conocer las correlaciones de flujo vertical que mas se ajustan al modelo de pozo, según las condiciones preestablecidas.

A través de la ventana Nodal Analysis-Sensitivity Variables es posible realizar diferentes sensibilidades con elementos como: gas lift, choke, presión y temperatura, correlaciones de Flujo, entre otros.



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A través de este software es posible realizar hasta dos sensibilidades simultáneas. Click en el botón Select, para seleccionar las correlaciones de flujo vertical a evaluar. Se puede elegir un máximo de 10 correlaciones,

Una vez seleccionadas las correlaciones de flujo vertical cerrar la ventana Nodal Analysis- Sensitivity Values y activar la opción Use sensitivity 1.

Oprimir el botón Calculate, para comenzar con los cálculos correspondientes. Se muestra una ventana emergente que indicara los cálculos que el software realiza de manera interna.



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Seguidamente aparece un resumen en la ventana Nodal Análisis Calculations, que le informa el resultado de los cálculos, tales como: ¿cuantos casos de sensibilidad se llevaron a cabo?, ¿Cuantos fueron exitosos? y ¿cuantos fallidos?

Para ver los resultados, click en el botón Results. Seleccionar Plot en la ventana View Nodal Analysis Result.



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Data Source Campo

Descripción

Current Nodal Analysis

Analizar los resultados de la ejecución actual de análisis nodal, es decir, la última ejecución realizada durante la sesión actual.

Previously Saved File

Analizar los resultados de una corrida de análisis nodal guardada previamente

Files

Muestra una lista y permite seleccionar todos los archivos * CLC en el directorio actual.

Directories Plot

Seleccionar un nuevo directorio Generar grafico del análisis nodal (ventana Plot Options)

Report

Generar informe de resultados

Open

Abrir un archivo guardado previamente

Save as

Guardar archivo *CLC

En la ventana View Nodal Analysis Result también se muestra información adicional de las sensibilidades ejecutadas



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Campo

Descripción

Number of cases run

Muestra el número total de casos ejecutados de sensibilidades (es decir, el número de variables de Sensibilidad 1 + número de variables para la sensibilidad 2).

Sens 1 / Sens 2 Number of flow rates Current directory Source name

Muestra la variable asignada a cada sensibilidad. Muestra el número de caudales especificados en este archivo Muestra la ruta del directorio actual Muestra el nombre del archivo renombrado (si lo hay)

Adicionalmente en esta sección de la ventana se muestra los comentarios de texto introducidos por el usuario en la ventana de dialogo Save Results to File cuando se guarda el archivo *. CLC . Botón Plot Se despliega la ventana Plot Options.



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Para visualizar la data medida o registro fluyente, seleccionar la opción Measured data a través de la ventana Plot Options. En la sección Type of plot (tipo de grafico) se tiene:

Campo

Descripción

Inflow/Outflow Curve

Curva de Oferta y Demanda

Performance Analysis

Curva de Presión vs. Profundidad

Pressure/Depth Plot:

Curva de Rendimiento

Gas-Lift Diagnosis

Curva de Diagnostico de Gas Lift

ESP Performance:

Curva de Rendimiento ESP

ESP Gassiness

Curvas de presión de admisión ESP versus relación Vapor / líquido In-Situ (diagnosticar problemas en las bombas de gas).



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Se selecciona la opción Pressure/depth plot para identificar la correlación de flujo multifásico que mas se ajusta al modelo de pozo, tomando como referencia la prueba fluyente cargada previamente. En la sección Incluye in display se tiene: Campo

Descripción

Sensitivity variable 1

Muestra el valor para la variable de la sensibilidad 1 (o seleccione todos los valores a representar todos los valores de la sensibilidad All Values to Plot)

Sensitivity variable 2

Muestra el valor para la variable de la sensibilidad 2 (o seleccione todos los valores a representar todos los valores de la sensibilidad All Values to Plot)

Liquid flow rates

Para el grafico presión/profundidad muestra la tase de flujo (o se selecciona All Values para graficar todos los valores)

ESP current

Bomba actual (si el pozo l atiene)

Pressure drop over completion

Si los cálculos de análisis nodal incluyen el yacimiento, y se ha calculado el IPR mediante Layer Parameters, la caída de presión sobre la completación (por ejemplo caída de presión por Skin), será graficada.

Measured data

Data cargada previamente (presión vs. tasa, presión vs. MD, presión vs. TVD)

Use as x-axis

Muestra la sensibilidad 1 o 2 en el eje x (solo para gráficos Performance Analysis )

En la sección Depth format las opciones son:

Campo

Descripción

True vertical depth

Muestra profundidad vertical verdadera (TVD) en el eje Y (gráficos Pressure-Depth).

Measured depth

Muestra profundidad medida (MD) en el eje Y (gráficos PressureDepth).

En la sección Y-axis las opciones son:



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Campo

Descripción

Operating pt pressure

Seleccione esta opción para visualizar la presión de operación en el eje Y (gráficos Performance Analysis).

Operating pt rate

Seleccione esta opción para visualizar la tasa de operación en el eje Y (gráficos Performance Analysis).

Finalmente se observa en el grafico, la correlación que mas se ajusta, deacuerdo al registro fluyente del pozo.

Una vez seleccionada la correlación que mejor represente el comportamiento de producción del pozo, Ir a la ventana Nodal Analysis Correlations  Well and riser correlation, seleccionar la correlación de flujo multifásico vertical.



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Desactivar la sensibilidad 1 y oprimir el botón Calculate, para conocer la presión de fondo fluyente del pozo (Pwf).



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Es posible que el pozo no coteje (ajuste de tasa y presión real) simplemente con la selección de la correlación que mas se ajuste, por tal motivo es posible realizar sensibilidades con el RGP y %AyS del pozo, y como última opción realizar sensibilidades con el L Factor (Factor de Corrección de Correlaciones), sabiendo que este valor oscila entre 0.9 y 1.1. Otras Sensibilidades con la aplicación 

Sensibilidad con RGP

A través del menú Análisis Pressure Drop  Sensitivity Variables  Sensitivity group  Fluid Ratios  Group variables  Produced GOR, se puede identificar el valor optimo de RGP que permite representar las condiciones reales del pozo y de esa manera alcanzar el cotejo del mismo con condiciones operaciones.



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

Sensibilidad con %AyS:

A través del menú Análisis Pressure Drop  Sensitivity Variables  Sensitivity group  Fluid Ratios  Group variables  Water cut, se puede determinar el valor optimo de %AyS que permite representar las condiciones reales del pozo.



Sensibilidad con L Factor (factor de corrección de correlaciones):



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Tema 2 Punto de Operación (Operating Point) Descripción

En Analysis Operating Point es posible realizar sensibilidades pero no de ajuste, este debe realizarse a través del menú Analysis Pressure Drop, en Analysis Operating Point, solo se visualiza lo que pudiera ocurrir al realizar sensibilidades con correlaciones, presión y temperatura, tuberías, RGP, %AyS, Gas Lift, entre otros, así como generar curvas IPR basadas en datos de yacimiento, generar curvas de demanda para un rango de tasas especificas y buscar el punto de intersección entre la curva IPR y la de demanda. Analysis Operating Point nos dice, si el pozo requiere sistema de Levantamiento, tasa y Pwf esperados, si el tamaño de la tubería es adecuado, si los fundamentos asumidos son validos, ¿Cómo responderá el pozo al Gas Lift? y ¿Cómo el cambio de condiciones afectará el comportamiento del pozo?

Procedimiento

Una vez cotejado el pozo (Analysis Pressure Drop) ir al menú Analysis  Operating Point y seleccionar los nodos para el análisis nodal.



Calculation nodes: Nodos de Calculo Campo Top node Bottom node Solution node Top node pressure

Descripción Nodo superior Nodo inferior Nodo solución Presión nodo superior

Unidades ------psia



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Seleccionado en el menú Pressure Drop el modelo de temperatura, la tasa (s) de liquido, identificadas las correlaciones de flujo multifásico, y el modelo de pozo cotejado, click en el botón Calculate de la ventana Nodal Análisis Control. Operating Point.

Se despliega la ventana emergente Nodal Analysis Calculations indicando la tasa de líquido y presión a la cual esta operando el pozo, según el análisis nodal.



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Luego para construir la curva de oferta y demanda del pozo ir al menú Analysis  Operating Point results  plot  Inflow/Outflow curves.

Construcción de la Curva de Rendimiento A través del Menú Análisis Operating Point seleccionar la opción Sensitivities indique la sensibilidad a ejecutar en Case Preparation (Sensitivity case 1 o Sensitivity case 2), seleccione Sensitivity Groups (Artificial Lift) y en la ventana Group variables (Lift gas inyection rate), tal como se muestra en la figura anexa.



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Posteriormente seleccione la opción Edit y establezca un rango de tasas de inyección para la construcción de la Curva de Rendimiento del pozo.

Finalmente en la ventana Operating Point activar la sensibilidad (Use Sensitivity 2) calculate  Results Plot Performance análisis, y observaremos la Curva de Rendimiento, donde es posible evaluar las condiciones de operación del pozo: Sobre-inyectado, Sub- inyectado u Optimizado.



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ANEXOS



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TABLA DE TUBERÍAS Y LÍNEAS DE FLUJO Tuberías (Tubing) y Revestidores (Casing) Diámetro Nominal Weight lb/ft (Nominal Bore)

OD in

ID in

WT in

1 1/4in

3.02

1.660

1.278

0.191

1 1/4in

2.3

1.660

1.379

0.140

1 1/4in

2.33

1.660

1.379

0.140

1 1/4in

2.4

1.660

1.379

0.140

1 1/4in

2.1

1.660

1.410

0.125

2 3/8in

7.7

2.375

1.703

0.336

2 3/8in

6.2

2.375

1.853

0.261

2 3/8in

5.8

2.375

1.867

2 3/8in

5.95

2.375

2 3/8in

5.3

2 3/8in

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90

Tubing

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90

Tubing

0.254

C-75,L-80,N-80,C-90,P-105

Tubing

1.867

0.254

C-75,L-80,N-80,C-90,P-105

Tubing

2.375

1.939

0.218

4.6

2.375

1.995

0.190

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90,P-105

Tubing

2 3/8in

4.7

2.375

1.995

0.190

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90,P-105

Tubing

2 3/8in

4

2.375

2.041

0.167

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90

Tubing

2 7/8in

11

2.875

2.065

0.405

2 7/8in

10.7

2.875

2.091

0.392

2 7/8in

9.5

2.875

2.195

0.340

2 7/8in

8.6

2.875

2.259

0.308

C-75,L-80,N-80,C-90,P-105

Tubing

2 7/8in

8.7

2.875

2.259

0.308

C-75,L-80,N-80,C-90,P-106

Tubing

2 7/8in

7.8

2.875

2.323

0.276

C-75,L-80,N-80,C-90,P-105

Tubing

2 7/8in

7.9

2.875

2.323

0.276

C-75,L-80,N-80,C-90,P-106

Tubing

2 7/8in

6.4

2.875

2.441

0.217

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90,P-105

Tubing

2 7/8in

6.5

2.875

2.441

0.217

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90,P-105

Tubing

3 1/2in

16.7

3.500

2.480

0.510



Pág. 104


3 1/2in

15.8

3.500

2.548

0.476

3 1/2in

12.7

3.500

2.750

0.375

C-75,L-80,N-80,C-90,P-105

Tubing

3 1/2in

12.95

3.500

2.750

0.375

C-75,L-80,N-80,C-90,P-106

Tubing

3 1/2in

12.8

3.500

2.764

0.368

3 1/2in

9.2

3.500

2.992

0.254

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90,P-105

Tubing

3 1/2in

9.3

3.500

2.992

0.254

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90,P-105

Tubing

3 1/2in

10.2

3.500

2.992

0.254

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90

Tubing

3 1/2in

7.7

3.500

3.068

0.216

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90

Tubing

4 in

13.4

4.000

3.340

0.330

4 in

11.6

4.000

3.428

0.286

4 in

11

4.000

3.476

0.262

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90

Tubing

4 in

9.5

4.000

3.548

0.226

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90

Tubing

4 1/2 in

19.2

4.500

3.640

0.430

4 1/2 in

19.1

4.500

3.626

0.437

Q-125*,V-150*

Casing

4 1/2 in

16.6

4.500

3.750

0.375

Q-125*,V-150*

Casing

4 1/2 in

15.1

4.500

3.826

0.337

HC-95*,P-110,Q-125,V-150*

Casing

4 1/2 in

15.5

4.500

3.826

0.337

4 1/2 in

13.5

4.500

3.920

0.290

4 1/2 in

12.6

4.500

3.958

0.271

J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110 H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90

Tubing

4 1/2 in

12.75

4.500

3.958

0.271

H-40,J-55,C-75,L-80,N-80,C-90

Tubing

4 1/2 in

11.6

4.500

4.000

0.250

Casing

4 1/2 in

10.5

4.500

4.052

0.224

J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110 J-55,K-55

4 1/2 in

9.5

4.500

4.090

0.205

H-40,J-55,K-55

Casing

5 in

24.2

5.000

4.000

0.500

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,P110,Q125

Casing

5 in

23.2

5.000

4.044

0.478

Casing

5 in

21.4

5.000

4.126

0.437

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125,V150* C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,P110

5 in

20.8

5.000

4.156

0.422

Casing

Casing



Pág. 105


5 in

20.3

5.000

4.184

0.408

5 in

18

5.000

4.276

0.362

5 in

15

5.000

4.408

0.296

5 in

13

5.000

4.494

0.253

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HCCasing 95*,P110,Q125,V150* J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC-95*, Casing P110,Q125,V150* J-55,K-55 Casing

5 in

11.5

5.000

4.560

0.220

J-55,K-55

Casing

5 1/2in

35

5.500

4.200

0.650

C-90

Casing

5 1/2in

26.8

5.500

4.500

0.500

Q-125*,V-150*

Casing

5 1/2in

26

5.500

4.548

0.476

C-90

Casing

5 1/2in

23

5.500

4.670

0.415

Casing

5 1/2in

20

5.500

4.778

0.361

5 1/2in

17

5.500

4.892

0.304

5 1/2in

15.5

5.500

4.950

0.275

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125,V150* C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125*,V150* J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125* J-55,K-55

5 1/2in

14

5.500

5.012

0.244

H-40,J-55,K-55

Casing

5 1/2in

13

5.500

5.044

0.228

6 in

26

6.000

5.132

0.434

6 in

23

6.000

5.240

0.380

6 in

20

6.000

5.352

0.324

6 in

18

6.000

5.424

0.288

6 in

15

6.000

5.675

0.163

6 5/8 in

32

6.625

5.524

0.550

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,P110,Q125*,V150* Casing

6 5/8 in

28

6.625

5.791

0.417

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,P110,Q125*,V150* Casing

6 5/8 in

24

6.625

5.921

0.352

Casing

6 5/8 in

20

6.625

6.049

0.288

J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C95,P110,Q125*,V150* H-40,J-55,K-55

6 5/8 in

17

6.625

6.135

0.245

7 in

42.7

7.000

5.750

0.625

Q125*,V150*

Casing

7 in

38

7.000

5.920

0.540

Casing

7 in

35

7.000

6.004

0.498

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125,V150* C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125,V150*

Casing Casing Casing

Casing

Casing



Pág. 106


7 in

32

7.000

6.094

0.453

Casing

0.317

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125*,V150* C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125*,V150* J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110 J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC-95*

7 in

29

7.000

6.184

0.408

7 in

26

7.000

6.276

0.362

7 in

23

7.000

6.366

7 in

20

7.000

6.456

0.272

H-40,J-55,K-55

Casing

7 in

17

7.000

6.538

0.231

H-40

Casing

7 5/8 in

47.1

7.625

6.375

0.625

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,P110,Q125

Casing

7 5/8 in

45.3

7.625

6.435

0.595

Casing

7 5/8 in

39

7.625

6.625

0.500

7 5/8 in

33.7

7.625

6.765

0.430

7 5/8 in

29.7

7.625

6.875

0.375

7 5/8 in

26.4

7.625

6.969

0.328

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125,V150* C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125,V150* C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125*,V150* C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125*,V150* J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC-95*

7 5/8 in

24

7.625

7.025

0.300

H40

Casing

7 5/8 in

20

7.625

7.125

0.250

8 5/8 in

49

8.625

7.511

0.557

Casing

8 5/8 in

44

8.625

7.625

0.500

8 5/8 in

40

8.625

7.725

0.450

8 5/8 in

36

8.625

7.825

0.400

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125,V150* C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125*,V150* C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125* J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC-95*

8 5/8 in

32

8.625

7.921

0.352

H-40,J-55,K-55

Casing

8 5/8 in

28

8.625

8.017

0.304

H-40

Casing

8 5/8 in

24

8.625

8.097

0.264

J-55,K-55

Casing

9 5/8 in

71.8

9.625

8.125

0.750

9 5/8 in

70.3

9.625

8.157

0.734

V150*

Casing

9 5/8 in

61.1

9.625

8.375

0.625

HC-95*,Q125*,V150*

Casing

9 5/8 in

58.4

9.625

8.435

0.595

HC-95*,Q125*,V150*

Casing

9 5/8 in

53.5

9.625

8.535

0.545

Casing

9 5/8 in

47

9.625

8.681

0.472

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125,V150* C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P110,Q125


Casing Casing Casing Casing


Casing



Pág. 107


9 5/8 in

43.5

9.625

8.755

0.435

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC-95*,P110

Casing

9 5/8 in

40

9.625

8.835

0.395

J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC-95*

Casing

9 5/8 in

36

9.625

8.921

0.352

H-40,J-55,K-55

Casing

9 5/8 in

32.3

9.625

9.001

0.312

H-40

Casing

9 5/8 in

29.3

9.625

9.063

0.281

10 3/4 in

79.2

10.750 9.282

0.734

Q125*,V150*

Casing

10 3/4 in

73.2

10.750 9.406

0.672

Q125*,V150*

Casing

10 3/4 in

71.1

10.750 9.450

0.650

HC-95*,Q125*,V150*

Casing

10 3/4 in

65.7

10.750 9.560

0.595

HC-95*,P-110,Q125,V150*

Casing

10 3/4 in

60.7

10.750 9.660

0.545

HC-95*,P-110,Q125,V150

Casing

10 3/4 in

55.5

10.750 9.760

0.495

L-80,N-80,C-90,C-95,HC-95*,P-110,Q125*

Casing

10 3/4 in

51

10.750 9.850

0.450

Casing

10 3/4 in

45.5

10.750 9.950

0.400

J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P-110 H-40,J-55,K-54

10 3/4 in

40.5

10.750 10.050 0.350

H-40,J-55,K-55

Casing

10 3/4 in

32.75

10.750 10.192 0.279

H-40

Casing

11 3/4 in

66.7

3.915

11 3/4 in

60

3.522

11 3/4 in

11.750 10.656 Q-125*,V-150*

Casing

Casing Casing

54

11.750 10.772 J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC95*,P-110,Q-125 11.750 10.880 0.435 J-55,K-55

11 3/4 in

47

11.750 11.000 0.375

J-55,K-55

Casing

11 3/4 in

42

11.750 11.084 0.333

H-40

Casing

11 3/4 in

38

11.750 11.150 0.300

13 3/8 in

100.3

13.375 11.907 0.734

V-150*

Casing

13 3/8 in

98

13.375 11.937 0.719

13 3/8 in

92.5

13.375 12.031 0.672

Q-125*

Casing

13 3/8 in

86

13.375 12.125 0.625

HC-95*

Casing

13 3/8 in

85

13.375 12.159 0.608

13 3/8 in

77

13.375 12.275 0.550

Casing



Pág. 108


13 3/8 in

71

13.375 12.281 0.547

Q-125*

Casing

13 3/8 in

72

13.375 12.347 0.514

Casing

13 3/8 in

68

13.375 12.415 0.480

C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,HC-95*,P-110,Q125 J-55,K-55,C-75,L-80,N-80,C-90,C-95,P-110

13 3/8 in

61

13.375 12.515 0.430

J-55,K-55

Casing

13 3/8 in

54.5

13.375 12.615 0.380

J-55,K-55

Casing

13 3/8 in

48

13.375 12.715 0.330

H-40

Casing

16 in

109

16.000 14.688 0.656

16 in

84

16.000 15.010 0.495

J-55,K-55

Casing

16 in

75

16.000 15.214 0.393

J-55,K-55

Casing

16 in

65

16.000 15.250 0.375

H-40

Casing

16 in

55

16.000 15.376 0.312

18 5/8 in

87.5

18.625 17.755 0.435

H-40,J-55,K-55

Casing

20 in

133

20.000 18.730 0.635

J-55,K-55

Casing

20 in

106.5

20.000 19.000 0.500

J-55,K-55

Casing

20 in

94

20.000 19.124 0.438

H-40,J-55,K-55

Casing

Casing

Líneas Diámetro nominal Schedule OD in

IDin

Wall Thickness in

1/8in

Sch 80

0.406

0.217

0.094

1/8in

Sch 40

0.406

0.268

0.069

1/4in

Sch 80

0.539

0.303

0.118

1/4in

Sch 40

0.539

0.362

0.089

3/8in

Sch 80

0.673

0.421

0.126

3/8in

Sch 40

0.673

0.492

0.091

1/2in

XXS

0.839

0.252

0.293

1/2in

Sch 160

0.839

0.461

0.189

1/2in

Sch 80

0.839

0.543

0.148



Pág. 109


1/2in

Sch 40

0.839

0.622

0.108

3/4in

XXS

1.051

0.437

0.307

3/4in

Sch 160

1.051

0.614

0.219

3/4in

Sch 80

1.051

0.744

0.154

3/4in

Sch 40

1.051

0.827

0.112

1in

XXS

1.315

0.599

0.358

1in

Sch 160

1.315

0.815

0.250

1in

Sch 80

1.315

0.957

0.179

1in

Sch 40

1.315

1.049

0.133

1 1/4in

XXS

1.661

0.898

0.382

1 1/4in

Sch 160

1.661

1.161

0.250

1 1/4in

Sch 80

1.661

1.280

0.191

1 1/4in

Sch 40

1.661

1.382

0.140

1 1/2in

XXS

1.902

1.102

0.400

1 1/2in

Sch 160

1.902

1.339

0.281

1 1/2in

Sch 80

1.902

1.500

0.201

1 1/2in

Sch 40

1.902

1.610

0.146

2in

XXS

2.375

1.503

0.436

2in

Sch 160

2.375

1.687

0.344

2in

Sch 80

2.375

1.939

0.218

2in

Sch 40

2.375

2.067

0.154

2 1/2in

XXS

2.874

1.772

0.551

2 1/2in

Sch 160

2.874

2.469

0.203

2 1/2in

Sch 80

2.874

2.323

0.276

2 1/2in

Sch 40

2.874

2.126

0.374

3in

XXS

3.500

2.300

0.600

3in

Sch 160

3.500

2.624

0.438



Pág. 110


3in

Sch 80

3.500

2.900

0.300

3in

Sch 40

3.500

3.068

0.216

4in

XXS

4.500

2.728

0.886

4in

Sch 160

4.500

3.438

0.531

4in

Sch 120

4.500

3.622

0.439

4in

Sch 80

4.500

3.826

0.337

4in

Sch 40

4.500

4.026

0.237

5in

XXS

5.563

4.063

0.750

5in

Sch 160

5.563

4.311

0.626

5in

Sch 120

5.563

4.563

0.500

5in

Sch 80

5.563

4.815

0.374

5in

Sch 40

5.563

5.047

0.258

6in

XXS

6.625

4.897

0.864

6in

Sch 160

6.625

5.187

0.719

6in

Sch 120

6.625

5.504

0.561

6in

Sch 80

6.625

5.761

0.432

6in

Sch 40

6.625

6.211

0.280

8in

Sch 160

8.626

6.815

0.906

8in

XXS

8.626

6.878

0.874

8in

Sch 140

8.626

7.004

0.811

8in

Sch 120

8.626

7.189

0.719

8in

Sch 100

8.626

7.437

0.594

8in

Sch 80

8.626

7.626

0.500

8in

Sch 60

8.626

7.815

0.406

8in

Sch 40

8.626

7.980

0.323

8in

Sch 30

8.626

8.071

0.278

8in

Sch 20

8.626

8.126

0.250



Pág. 111


10in

Sch 160 10.748 8.496

1.126

10in

Sch 140 10.748 8.748

1.000

10in

Sch 120 10.748 9.059

0.844

10in

Sch 100 10.748 9.311

0.719

10in

Sch 80

10.748 9.559

0.594

10in

Sch 60

10.748 9.748

0.500

10in

Sch 40

10.748 10.020

0.364

10in

Sch 30

10.748 10.134

0.307

10in

Sch 20

10.748 10.248

0.250

12in

Sch 160 12.752 10.126

1.313

12in

Sch 140 12.752 10.500

1.126

12in

Sch 120 12.752 10.752

1.000

12in

Sch 100 12.752 11.063

0.844

12in

Sch 80

12.752 11.378

0.687

12in

Sch 60

12.752 11.630

0.561

12in

Sch 40

12.752 11.941

0.406

12in

Sch 30

12.752 12.091

0.331

12in

Sch 20

12.752 12.252

0.250

14in

Sch 160 14.000 11.189

1.406

14in

Sch 140 14.000 11.500

1.250

14in

Sch 120 14.000 11.811

1.094

14in

Sch 100 14.000 12.126

0.937

14in

Sch 80

14.000 12.500

0.750

14in

Sch 60

14.000 12.811

0.594

14in

Sch 40

14.000 13.122

0.439

14in

Sch 30

14.000 13.252

0.374

14in

Sch 20

14.000 13.378

0.311



Pág. 112


14in

Sch 10

14.000 13.500

0.250

16in

Sch 160 16.000 12.811

1.594

16in

Sch 140 16.000 13.126

1.437

16in

Sch 120 16.000 13.563

1.219

16in

Sch 100 16.000 13.937

1.031

16in

Sch 80

16.000 14.311

0.844

16in

Sch 60

16.000 14.689

0.656

16in

Sch 40

16.000 15.000

0.500

16in

Sch 30

16.000 15.252

0.374

16in

Sch 20

16.000 15.378

0.311

16in

Sch 10

16.000 15.500

0.250

18in

Sch 160 18.000 14.437

1.781

18in

Sch 140 18.000 14.874

1.563

18in

Sch 120 18.000 15.252

1.374

18in

Sch 100 18.000 15.689

1.156

18in

Sch 80

18.000 16.126

0.937

18in

Sch 60

18.000 16.500

0.750

18in

Sch 40

18.000 16.878

0.561

18in

Sch 30

18.000 17.122

0.439

18in

Sch 20

18.000 17.378

0.311

18in

Sch 10

18.000 17.500

0.250

20in

Sch 160 20.000 16.063

1.969

20in

Sch 140 20.000 16.500

1.750

20in

Sch 120 20.000 17.000

1.500

20in

Sch 100 20.000 16.650

1.675

20in

Sch 80

20.000 17.937

1.031

20in

Sch 60

20.000 18.378

0.811



Pág. 113


20in

Sch 40

20.000 18.811

0.594

20in

Sch 30

20.000 19.000

0.500

20in

Sch 20

20.000 19.252

0.374

20in

Sch 10

20.000 19.500

0.250

24in

Sch 160 24.000 19.311

2.344

24in

Sch 140 24.000 19.874

2.063

24in

Sch 120 24.000 20.378

1.811

24in

Sch 100 24.000 20.937

1.531

24in

Sch 80

24.000 21.563

1.219

24in

Sch 60

24.000 22.063

0.969

24in

Sch 40

24.000 22.622

0.689

24in

Sch 30

24.000 22.878

0.561

24in

Sch 20

24.000 23.252

0.374

24in

Sch 10

24.000 23.500

0.250

30in

Sch 30

30.000 28.748

0.626

30in

Sch 20

30.000 29.000

0.500

30in

Sch 10

30.000 29.378

0.311



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RUGOSIDAD DE LA TUBERÍA  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

WellFlo (por defecto)

0.00120

Pozo Nuevo

0.001

Pozo Viejo

0.003



Pág. 115


NOMENCLATURAS DE LAS VÁLVULAS DE GAS LIFT



Pág. 116




Pág. 117


TIPOS Y DIMENSIONES DE MANDRILES DE GAS LIFT



Pág. 118


CARACTERÍSTICAS DE LOS MANDRILES MAS COMUNMENTE USADOS



Pág. 119




Pág. 120


REDUCTORES

BASE 1/32" 6 8 12 14 16 18 20 22 24 26 28 32 33 34 36 40 44 48 56 64 96

BASE 1/64" 12 16 24 28 32 36 40 44 48 52 56 64 66 68 72 80 88 96 112 128 192

REDUCTOR 3/16" 1/4" 3/8" 7/16" 1/2" 9/16" 5/8" 11/16" 3/4" 13/16" 7/8" 1" 1 1/32" 1 1/16" 1 1/8" 1 1/4" 1 1/8" 1 1/2" 1 3/4" 2" L.A



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MODELO DE YACIMIENTO Reservoir Control Edit Layer

Layer Parameters

Drainage area geometry

Configure

Skin Analysis

Layer Parameters Pressure Temperature Relative Injectivity Effective permeability Thickness (TVD) Mid-per depth (MD) Wellbore radius Pseudo-radial flow (default) Pseudo-linear flow Constant pressure boundary Circular Rectangular Wedge-shaped Completion Open Hole Open Hole with Gravel Pack Cased Hole Cased Hole with Gravel Pack Fractured Frac-and-Pack Open Hole Frac-and-Pack Cased Hole Well Test Result Total Darcy skin (S) Use calculated skin Include non-Darcy effects

Entry Model Test Point Data Pressure

Manual Pressure

Temperature

Temperature

Relative Injectivity

Relative Injectivity

Mid-per depth (MD)

Mid-per depth (MD)

Test Pressure 1 Test Flow Rate 1 Include non-Darcy effects (Test Pressure 2, Test Flow Rate 2)

Test point Data (total liquid)

Manual Data (total liquid) Relative Permeability

Black Oil

Parametric Relative Data Table Relative Permeability Data Straight Line Calculate, Plot Calculate, Plot, Vogel Coefficient of P in Vogel Equation Fetkovich Calculate, Plot Norm. Pseudo Calculate, Plot, Pressure Export Calculate, Plot, Tabulated Model Data

Norm. Pseudo Pressure

Straight Line

Calculate, Plot


Calculate, Plot, Coefficient of P in Vogel Equation Calculate, Plot, Model Data Calculate, Plot, Export

Norm. Pseudo Pressure (external)

Calculate, Plot, Import

Vogel Fetkovich

Calculate, Plot, Export Calculate, Plot Calculate, Plot, Model Data Calculate, Plot, Model Data


Calculate, Plot, Export



p2 form

Calculate, Plot

p2 form

Calculate, Plot

Back pressure

Calculate, Plot

Back pressure

Calculate, Plot, Model Data













Tabulated

Calculate, Plot, Model Data








Calculate, Plot, Export Calculate, Plot, Model Data









Norm. Pseudo Pressure p2 form

Tabulated

Volatile Oil

Vogel

Calculate, Plot Calculate, Plot, Coefficient of P in Vogel Equation Calculate, Plot, Export Calculate, Plot, Import


Dry Gas

Condensate

Straight Line



Back pressure Choose IPR

Parametric Relative Data Table Relative Permeability Data

Productivity Index (J) Non-Darcy flow coeff (Include non-Darcy effects (F)) Parametric Relative Data Table Relative Permeability Data

Tabulated Norm. Pseudo Pressure (external)




Pág. 122


CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS

(Bradley H.B. (Editor); (1987). "Petroleum Engineering Handbook", Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX., USA).



Pág. 123


CONCEPTOS BÁSICOS FACTOR SKIN Factor de daño o Skin El daño de formación se mide mediante un coeficiente denotado por “S”. Este daño puede tener diversos valores, que pueden llegar a ser muy grandes. El concepto de factor S (Skin) se originó del trabajo de Hurst y Van Everdingen (1949). Ellos propusieron el factor S como una medida para cuantificar el flujo no ideal. En tal sentido, Factor de Daño o Skin es la suma de todas las condiciones no ideales que afectan al flujo. Matemáticamente el efecto Skin es adimensional. Factor S se llama a todo impedimento físico que restringe el paso libre del fluido y por lo tanto impone una caída de presión adicional en el sistema, el daño de formación se denota con S (skin) El efecto Skin es de composición variable. En general, algún fenómeno que cause una distorsión de la línea de flujo de la normal o cualquier restricción al flujo podrían resultar en un factor S de valor positivo. El Factor Skin tiene diversos valores, de acuerdo a la severidad del daño:   

S>0: Pozo dañado. En este caso, existen restricciones adicionales al flujo hacia el pozo. S=0: Pozo sin daño. El daño es nulo, no existen restricciones de flujo hacia el pozo. S<0: Pozo estimulado. El pozo estará produciendo más de lo esperado, este valor puede tener que ver con alguna estimulación provocada por fracturación hidráulica o estimulación ácida.

Un factor S positivo puede ser originado por causas mecánicas como la completación parcial (el espesor perforado es menor que el espesor total de la formación) e inadecuado numero de perforaciones en el cañoneo (ocasionando distorsiones en la línea de flujo), por cambios de fases (reducción de la permeabilidad del fluido principal), turbulencia y, por supuesto, daño de la permeabilidad natural del yacimiento. Un efecto Skin negativo denota que la caída de presión en la cercanía del pozo es menos que la que debería ser con respecto a la normal. El efecto S negativo o una contribución negativa al factor s total puede ser resultado de una estimulación matricial (la permeabilidad de la zona cercana al pozo excede su valor natural), fracturamiento hidráulico o una zona cercana al pozo altamente inclinada. El factor Skin total puede escribirse de la siguiente forma: S = Sd + Sc+θ + Sp + SG + ∑ Spseudo Donde: Sd: Sc+θ: Sp :

Skin Causado por el Daño de Formación. Skin Causado por la Completación parcial e Inclinación. Skin Causado por Número Inadecuado de Tiros por Pie (cañoneo). Gerencia Operaciones de Datos


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S G: ∑ Spseudo:

Skin Causado por Empaque con Grava Sumatoria de Seudos Skins (efectos dependientes de las fases y de la tasa de flujo)

Obviamente es de extrema importancia cuantificar los componentes del factor S para evaluar la efectividad de un tratamiento de estimulación. De hecho, los efectos debido a la completación parcial e inclinación, número inadecuado de tiros por pie o por el empaque con grava pueden confundirse por el efecto Skin causado por el daño de formación, los cuales no son minimizados con tratamientos de estimulación. Se sabe que el daño afecta solo a una zona en las inmediaciones del pozo, que no está muy bien definida, en la cual la permeabilidad se va afectada. Esta zona tiene un radio medido desde el centro del pozo que puede ser estimado mediante perfiles como el microlaterolog o el perfil de proximidad. El daño de la formación se determina mediante ensayos, pero de no tener los datos precisos puede ser estimado mediante la relación de permeabilidades y radios del skin y la formación.

S=

k - 1 kskin

ln

rskin rw

Donde: K:

Permeabilidad media de la formación productiva

K skin:

Permeabilidad media de la zona afectada por el daño (skin)

r skin:

Radio desde el centro del pozo al borde externo del skin

rw:

Radio del pozo

Como se trata de relaciones, la ecuación es independiente de las unidades que se utilicen, siempre que sean las mismas. Coeficiente Non Darcy En muchos casos (no cercano al pozo), el patrón de flujo es gobernado por la ley de Darcy la cual describe una relacion lineal entre el gradiente de presión y la velocidad

Donde: u = velocidad superficial K= permeabilidad



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p = presion µ = viscosidad x = dimension en direccion x Forchheimer encontró que el gradiente requerido para mantener una cierta tasa de flujo a través del medio poroso es mayor que el que predice la ley de Darcy. El agregó el termino non Darcy a la ley de Darcy para tomar en cuenta esta discrepancia.

ρ = densidad del fluido β = coeficiente non Darcy El término non-Darcy es la multiplicación del coeficiente non Darcy, la densidad del fluido, y velocidad al cuadrado. Uno de los aspectos más importantes para determinar el efecto non Darcy es calcular el coeficiente non Darcy con la mayor precisión posible. El coeficiente non Darcy en los pozos generalmente se determina mediante el análisis de los resultados de pruebas de presion multi tasa, pero en muchos casos esta data no esta disponible, por lo cual se usan correlaciones de la literatura Flujo Non Darcy Flujo que se aparta de la ley de Darcy, el cual asume que el flujo en la formación es laminar. El flujo non Darcy se observa en pozos de gas con altas tasas, cuando la velocidad del flujo que converge en las cercanias del pozo excede el número de Reynolds para flujo laminar, por lo cual este resulta ser flujo turbulento. Como el flujo turbulento ocurre la mayoría de las veces en las cercanias de pozos de formaciones productoras, el efecto del flujo Non Darcy es un factor de daño que depende de la tasa (rate-dependent skin effect.) Flujo laminar Es uno de los dos tipos principales de flujo en fluido. Se llama flujo laminar o corriente laminar, al movimiento de un fluido cuando éste es ordenado, estratificado, suave. En un flujo laminar el fluido se mueve en láminas paralelas sin entremezclarse y cada partícula de fluido sigue una trayectoria suave, llamada línea de corriente. En flujos laminares el mecanismo de transporte lateral es exclusivamente molecular. El flujo laminar es típico de fluidos a velocidades bajas o viscosidades altas, mientras fluidos de viscosidad baja, velocidad alta o grandes caudales suelen ser turbulentos. El número de Reynolds es un Gerencia Operaciones de Datos


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parámetro adimensional importante en las ecuaciones que describen en que condiciones el flujo será laminar o turbulento. En el caso de fluido que se mueve en un tubo de sección circular, el flujo persistente será laminar por debajo de un número de Reynolds crítico de aproximadamente 2040. Para números de Reynolds más altos el flujo turbulento puede sostenerse de forma indefinida. Sin embargo, el número de Reynolds que delimita flujo turbulento y laminar depende de la geometría del sistema y además la transición de flujo laminar a turbulento es en general sensible a ruido e imperfecciones en el sistema.2 Flujo turbulento En mecánica de fluidos, se llama flujo turbulento o corriente turbulenta al movimiento de un fluido que se da en forma caótica, en que las partículas se mueven desordenadamente y las trayectorias de las partículas se encuentran formando pequeños remolinos aperiódicos,(no coordinados) como por ejemplo el agua en un canal de gran pendiente. Debido a esto, la trayectoria de una partícula se puede predecir hasta una cierta escala, a partir de la cual la trayectoria de la misma es impredecible, más precisamente caótica. Número de Reynolds El número de Reynolds (Re) es un número adimensional utilizado en mecánica de fluidos, diseño de reactores y fenómenos de transporte para caracterizar el movimiento de un fluido. El número de Reynolds relaciona la densidad, viscosidad, velocidad y dimensión típica de un flujo en una expresión adimensional, que interviene en numerosos problemas de dinámica de fluidos. Dicho número o combinación adimensional aparece en muchos casos relacionado con el hecho de que el flujo pueda considerarse laminar (número de Reynolds pequeño) o turbulento (número de Reynolds grande). Para un fluido que circula por el interior de una tubería circular recta, el número de Reynolds viene dado por:

o equivalentemente por:

Donde: : densidad del fluido : velocidad característica del fluido : diámetro de la tubería a través de la cual circula el fluido o longitud característica del sistema : viscosidad dinámica del fluido



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: viscosidad cinemática del fluido

El número de Reynolds permite predecir el carácter turbulento o laminar en ciertos casos. En conductos o tuberías (en otros sistemas, varía el Reynolds límite): Si el número de Reynolds es menor de 2000 el flujo será laminar y si es mayor de 4000 el flujo será turbulento. El mecanismo y muchas de las razones por las cuales un flujo es laminar o turbulento es todavía hoy objeto de especulación. Según otros autores: 

Para valores de el flujo se mantiene estacionario y se comporta como si estuviera formado por láminas delgadas, que interactúan sólo en función de los esfuerzos tangenciales existentes. Por eso a este flujo se le llama flujo laminar. El colorante introducido en el flujo se mueve siguiendo una delgada línea paralela a las paredes del tubo.



Para valores de la lìnea del colorante pierde estabilidad formando pequeñas ondulaciones variables en el tiempo, manteniéndose sin embargo delgada. Este régimen se denomina de transición.



Para valores de , después de un pequeño tramo inicial con oscilaciones variables, el colorante tiende a difundirse en todo el flujo. Este régimen es llamado turbulento, es decir caracterizado por un movimiento desordenado, no estacionario y tridimensional.

Experimentalmente se ha encontrado que en tubos de sección circular cuando el número de Reynolds pasa de 2400 se inicia la turbulencia en la zona central del tubo, sin embargo este límite es muy variable y depende de las condiciones de quietud del conjunto. Para números de Reynolds mayores de 4000 el flujo es turbulento. Al descender la velocidad se encuentra que para números de Reynolds menores de 2100 el flujo es siempre laminar, y cualquier turbulencia es que se produzca es eliminada por la acción de la viscosidad. El paso de flujo laminar a turbulento es un fenómeno gradual, inicialmente se produce turbulencia en la zona central del tubo donde la velocidad es mayor, pero queda una corona de flujo laminar entre las paredes del tubo y el núcleo central turbulento. Al aumentar la velocidad media, el espesor de la corona laminar disminuye gradualmente hasta desaparecer totalmente. Esta última condición se consigue a altas velocidades cuando se obtiene turbulencia total en el flujo. Para flujo entre placas paralelas, si se toma como dimensión característica el espaciamiento de éstas, el número de Reynolds máximo que garantiza flujo laminar es 1000. Para canales rectangulares anchos con dimensión característica la profundidad, este límite es de 500; y para esferas con el diámetro como dimensión característica el límite es la unidad.



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MODELOS DE AFLUENCIA Ecuación “Straight Line” Este se utiliza cuando la presión del yacimiento es mayor que la presión de burbujeo (yacimientos subsaturados). Está relacionado con el índice de productividad (I): Q = J(Pws - Pwf) (yacimientos de liquido) Q = J(Pws 2 - Pwf 2) (yacimientos de gas) Donde: J= Índice de Productividad Q = Tasa de flujo Ecuación “Seudo Steady State” Para yacimientos de petróleo o gas (yacimientos subsaturados). La ecuación del estado semiestable (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 Ecuación de Vogel M. V. Vogel (1968) desarrolló un estudio sobre IPR para yacimientos con empuje por gas en solución derivando ecuaciones que describían los perfiles de presión y saturación de gas desde el agujero del pozo hasta las fronteras del yacimiento. Con estas ecuaciones consideró variaciones en las caídas de presión y en las propiedades roca – fluido, hasta obtener una relación adimensional para el



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índice de productividad. 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), Donde: Qmax es la máxima tasa que puede tener el pozo, C = coeficiente usado por Vogel (0.8) Pws = presión de yacimiento Pwf = presión de fondo fluyente Ecuación de Fetkovich Es un desarrollo de la ecuación de Vogel (ecuación alternativa) para tomar en cuenta los efectos de altas velocidades. M.J. Fetkovich (1973) demostró que los pozos de aceite y los pozos de gas que producen por debajo de la presión de saturación o punto de burbuja, se comportaban de manera similar en términos del índice de productividad, por lo que desarrolló la siguiente correlación: Q = C (Pws2- Pwf2)n Donde: C = coeficiente de la ecuación de Fetkovich n = exponente de la ecuación de Fetkovich ((un valor entre 0.5 y 1.0) Para aplicar el método de Fetkovitch, es necesario determinar los valores de C y de n. Estos coeficientes se obtienen a través de una prueba de presión – producción de un pozo, donde se miden las tasas aportadas por tres diferentes diámetros de estrangulador con sus correspondientes presiones de fondo fluyentes, así como la presión de fondo estática con el pozo cerrado. En escala log – log se grafican los valores de presión contra tasa, obteniendo una línea recta. El valor de C es la ordenada al origen y el valor de n es la pendiente de dicha recta. El potencial del pozo o tasa máxima teórico se obtiene intersectando el valor de la Pws con la recta obtenida, para encontrar su correspondiente valor de tasa.



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Ecuación de Back Pressure 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) 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


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DEFINICIÓN DE LAS PROPIEDADES DEL PETRÓLEO NEGRO



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REGISTROS DE PRESIÓN Y TEMPERATURA FLUYENTES Este tipo de registro es la forma más exacta de determinar el comportamiento de presión y temperatura fluyente en función de la profundidad para un pozo de Levantamiento Artificial por Gas. Los sensores o elementos registradores de la presión y temperatura son bajados con el pozo abierto a producción, realizando paradas encima y debajo de cada válvula de Levantamiento Artificial por Gas y en otras profundidades de acuerdo al criterio del programador del registro. Con este registro puede determinarse la siguiente información: 1.

Profundidad del punto o puntos de inyección de gas.

2.

Condición de cada válvula de gas-lift.

3.

Presión fluyente en el fondo, frente a las perforaciones.

4.

Presión fluyente en el cabezal del pozo.

5.

Índice de productividad del pozo, si se dispone de una presión estática y de los resultados de la prueba de flujo del pozo tomada durante la corrida del registro

6.

Nivel de líquido.

7.

Localizar fuga en la tubería dentro del rango de paradas.

8.

Tener una base de referencia del comportamiento normal del pozo para identificar problemas futuros.

9.

Provee información valiosa de temperatura para considerarla en futuros rediseños de la instalación de Bombeo Neumático, especialmente cuando se utilizan válvulas operadas por presión de inyección.

CONDICIONES. 

El pozo debe ser productor.



Para la realización, se cierra el pozo y la línea de producción y se abre la válvula principal.



Se arma los lubricadores y se inicia registro abriendo la línea de producción. Se pone el pozo a producir hasta que estabilice la presión en el cabezal y se comienza a realizar las paradas.

PROCEDIMIENTO PARA CORRER UN REGISTRO DE P Y T FLUYENTE A continuación se presenta algunas recomendaciones del API para correr los registros de P y T fluyentes: 1. Antes de bajar las herramientas, coloque el pozo en prueba y asegúrese que se encuentre produciendo al separador de prueba a una tasa estabilizada.



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2. La prueba completa deberá incluir: disco de gas de la estación y disco de gas de levantamiento, registro de dos presiones THP/CHP, medidas de producción de petróleo y agua, porcentaje de %AyS, etc. 3. Bajar los elementos registradores de presión y temperatura con una o, preferiblemente, dos barras de peso. 4. Registre la presión en el cabezal por 15 minutos. Baje los instrumentos haciendo paradas de 15 minutos de duración, 15 pies por encima y 15 pies debajo de cada una de las válvulas de Bombeo Neumático. 5.

Deje los instrumentos registrando la P y T en el fondo del pozo, por lo menos 30 minutos.

6. Si se desea una presión estática, cierre el gas y una vez muerto el pozo, ciérrelo y deje los instrumentos en el fondo hasta que la presión estabilice. Nota: Si la tubería tiene fugas, realice una o más paradas entre válvulas de tal forma que pueda localizarse la fuga.



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CONCEPTOS BÁSICOS DESVÍOS  Profundidad Medida (MD): es la distancia o longitud del hoyo. Representa la distancia de la trayectoria del pozo o la medición de la tubería en el hoyo.  Profundidad Vertical Verdadera (“True Vertical Depth”): es la proyección de la profundidad medida en la vertical. Representa la distancia vertical de cualquier punto del hoyo al sistema de referencia.  Desvío: es la distancia horizontal de cualquier punto del hoyo al eje vertical de referencia, también se le conoce como desplazamiento o desviación horizontal. Medición completa de la inclinación y el azimut de una ubicación en un pozo (típicamente, la profundidad total al momento de la medición).  Punto de arranque (“Kickoff Point, KOP”): es la profundidad del hoyo en la cual se coloca la herramienta de deflexión inicial y se comienza el desvío.  Ángulo de inclinación: es el ángulo formado del pozo con respecto a la vertical.  Dirección u orientación: ángulo fuera del Norte o Sur (hacia el Este u Oeste), que muestra la orientación y el desplazamiento.  Azimuth: ángulo desde el Norte, en dirección de las agujas del reloj, de la desviación del hoyo.  Registro: es la medición por medio de instrumentos, del ángulo de inclinación y dirección en cierto punto del hoyo.  Coordenadas: son las distancias en las direcciones N-S y E-O de un punto dado.  Rumbo: es la intersección entre el estrato y un plano horizontal, medido desde el plano N-S.  Buzamiento: es el ángulo entre el plano de estratificación de la formación y el plano horizontal, medido en un plano perpendicular al rumbo.  “ Pata de Perro”: cualquier cambio severo de ángulo y trayectoria del pozo.  Multishot survey: técnica para determinar la desviación de un pozo. La herramienta multishot proporciona una mayor precisión que la herramienta single-shot. Se utiliza en pozos muy desviados

MD = longitud de la trayectoria del pozo TVD = profundidad vertical independientede la trayectoria del pozo

Pozo



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CORRELACIONES DE FLUJO

Correlaciones de flujo multifasico en tuberias verticales: Los estudios realizados en el comportamiento de flujo multifásico en tuberías verticales tienen como objetivo predecir el gradiente de presión a través de la tubería de producción, debido a la importancia que tienen para la industria petrolera. Las correlaciones realizadas mediante técnicas de laboratorio y/o datos de campo poseen sus limitaciones al ser aplicadas en condiciones diferentes a la de su deducción. Los factores más importantes tomados en cuenta son: el cálculo de la densidad de la mezcla, el factor de entrampamiento de líquido (Holp Up), regímenes de flujo, factor de fricción, entre otros. Existen muchas correlaciones para predecir los gradientes de presión durante el flujo multifásico en tuberías verticales, WellFlo tiene doce correlaciones de caída de presión disponibles. Seis se derivan de teorias estandar, cuatro han sido modificadas de varias formas (correlaciones de Duns y Ros, Beggs y Brill, y Hagedorn y Brown), una es un híbrido (Dukler-Eaton-Flanigan), y otra es un modelo mecanicista (EPS mecanicistas). Hay tres fuentes de caída de presión:  Gradiente hidrostático: proviene de la densidad de la columna de fluido multifásico. Se calcula del conocimiento del Liquid Hold-Up (porción del área de flujo ocupada por líquido) y la densidad de las fases. Es proporcional al coseno de la desviación, que es cero en una tubería horizontal. La mayoría de las correlaciones utilizan patrones de flujo para identificar el tipo de flujo, de esta forma se determina la correlación adecuada a este patrón para el calculo de Hold-Up.  Gradiente de fricción: proviene de la fricción de los fluidos en las paredes de la tubería. Es calculado de una manera específica para cada correlación, pero generalmente utiliza el concepto de un diagrama de Factor de Fricción (como Moody) para calcular el factor de fricción como una función del número de Reynolds y la rugosidad de la tubería. El factor de fricción se utiliza para calcular el gradiente de presión por fricción. Para el flujo anular, la rugosidad de la tubería especificada para la pared interior se aplica a la pared exterior de la tubería y la pared interna del casing.  Gradiente de aceleración: proviene del incremento de la energía cinética de los fluidos que se expanden y aceleran a medida que disminuye la presión. A menudo, este término es despreciable, pero siempre se incluye en las correlaciones. Todas las correlaciones de WellFlo usan el término aceleración propuesto por Beggs y Brill, basado en las velocidades de las fases en cada segmento computacional. Las correlaciones disponibles son:



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Duns and Ros

Hagedorn and Brown (modified)

Duns and Ros (modified)

Fancher and Brown

Beggs and Brill

Orkiszewski

Beggs and Brill (no-slip)

Gray

Beggs and Brill (modified)

Dukler-Eaton-Flanigan

Hagedorn and Brown

EPS Mechanistic

PATRONES DE FLUJO  Burbuja (Bubble): burbujas de gas dispersas en el liquido.  Tapon (Slug): coalescencia de las burbujas de gas entre las cuales existe liquido disperso.  Transición (churn): las burbujas de gas se hacen inestables y colapsan, creando un patrón altamente turbulento con ambas fases dispersas.  Neblina: fase continua el gas. Liquido envuelve a la fase gaseosa, con existencia de gotas de liquido inmersas en el. VERTICALES

Flujo Monofásico

–

Flujo Burbuja

–

Flujo Tapón

–

Flujo Transición

-

Flujo Neblina

HORIZONTALES / INCLINADAS



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Las correlaciones son desarrolladas con los siguientes dos enfoques:  Empirico: Han sido la herramienta más común en la solución de problemas asociados al flujo bifásico. Son un método eficaz para evaluar características asociadas con este flujo. No explica las causas del fenómeno. P = f(propiedades de fluidos, geometría de flujo)  Mecanístico: describe los fenómenos analíticamente con la física, aplicando principios fundamentales, como el de conservación de la masa, de cantidad de movimiento lineal y de energia que por lo general consideran promedios espaciales y temporales de las propiedades y velocidades de los fluidos. Primeros se predicen los patrones de flujo. Luego se aplican modelos por separado para calcular la caída de presión. El efecto de resbalamiento también se tiene en cuenta



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

Duns and Ros: This follows the methods described by Brown. The correlation makes use of a Flow-Regime Map covering Bubble, Slug and Mist flow. There is a linear transition between Slug and Mist. Each regime has its own Hold-Up correlation. There is no change to Hold-Up with deviation. The Friction is calculated with liquid properties for Bubble and Slug flow, and gas properties for Mist. In Mist flow, the Wall Friction is increased due to liquid ripples on the pipe wall. This correlation is considered by some to be the best suited to Gas-Lift stability prediction (i.e. using GLRi as Sensitivity and with the Stability Check facility enabled.



Duns and Ros (modified): This has a Flow-Regime Map extended by the work of Gould et al. This includes a new transition region between Bubble and Slug flow, and an additional Froth flow region at high Flow Rates. The Hold-Up is considered as No-Slip for Froth flow, and is interpolated over the Bubble-Slug transition. The other Hold-Up relationships are the same as the standard Duns and Ros. To model deviation, the calculated Hold-Up is modified using the Beggs and Brill corrections (see below). The Friction is calculated by the method proposed by Kleyweg; this uses a Monophasic Friction Factor rather than a Two-Phase Friction Factor, but involves use of an average Fluid Velocity. This is claimed by Kleyweg to be a better method.

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Beggs and Brill: This again follows the methodology outlined by Brown. This correlation is unique in that it is based on a Flow-Regime Map for horizontal flow, from which a regime is first determined as if the flow were horizontal. A horizontal Hold-Up is then calculated by correlations. Lastly, this Hold-Up is corrected for the actual Angle of Deviation. As the Beggs and Brill correlation models up-flow and down-flow, it is recommended for all pipeline applications. However, since it was not derived for vertical flow, it must be used with caution in vertical wells. The Friction calculations in Beggs and Brill use an internally-defined Two-Phase Smooth Pipe Friction Factor. This may be expected to under-estimate Friction in rough pipes.

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Beggs and Brill (no-slip): This uses the same methodology as the standard Beggs and Brill, with the exception that the Hold-Up used is not the horizontal Hold-Up described above, but simply the No-Slip Hold-Up, without the deviation correction.

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Beggs and Brill (modified): This also uses the same methodology as the standard Beggs and Brill, with the following changes. There is an extra flow regime of Froth flow, which (as in Duns and Ros (modified)) assumes a No-Slip Hold-Up. This is triggered by highly Turbulent flow. The Friction Factor is changed from the internally-defined Two-Phase Smooth Pipe Friction Factor to the method used in Duns and Ros (modified) - a Monophasic Friction Factor using Pipe Roughness and average Fluid Velocity.

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Hagedorn and Brown: Again, this is as per Brown, with the modifications to Hagedorn and Brown's original work recommended by the authors. These include the use of the Griffith and Wallis correlation for Bubble flow (i.e. using a simplified Flow-Regime Map to detect Bubble flow); and the use of No-Slip Hold-Up, if it gives greater density then Hagedorn and Brown's correlation. There is no change to Hold-Up with deviation. A Two-Phase Friction Factor incorporating Pipe Roughness is used.



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Hagedorn and Brown (modified): This involves the adjustment of the standard Hagedorn and Brown Hold-Up for deviation, using the Beggs and Brill correction. When Griffith and Wallis' HoldUp correlation is invoked (i.e. for Bubble flow), it is also corrected. Otherwise, this is the same as the standard Hagedorn and Brown correlation.

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Fancher and Brown: This is a No-Slip correlation, with no Flow Regime Map. It has an internal Friction Factor model, which is independent of Pipe Roughness. This correlation cannot be recommended for general use. According to Brown, it is only suitable for 2/ to 2/ inch size tubulars. It is included in WellFlo for any historical comparisons that may be required. Generally, it differs widely from the results of the other seven correlations.

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Orkiszewski: This is again based on the description by Brown. This is perhaps the most sophisticated correlation, as it uses the work of Duns and Ros and Griffith and Wallis, for Mist and Bubble flow respectively (using a Flow Regime Map similar to Duns and Ros'). It has an internal correlation in the Slug flow region, which is based on the approach of Griffith and Wallis. A transition between Slug and Mist flow is also modeled. The Hold-Up is adjusted for deviation using the Beggs and Brill correction (as in the Duns and Ros (modified) and Hagedorn and Brown correlations). The Friction Factor calculation uses Wall Roughness, but varies with Flow Regime, and for Mist flow retains the Duns and Ros additional Wall Friction term, accounting for ripples in the film of liquid on the wall. In the correlation the default In-Situ Water-Cut value defined for switching from the Continuous Oil Phase equations to the Continuous Water Phase equations for Slug flow is 50%. If users wish to use a different value, the Registry can be modified by selecting the Configure Registry menu option to generate the Edit User Registry dialog, then entering an appropriate Water-Cut value in the Value Data field for the orkiszewski-transition-wc Value Name: orkiszewski-transition-wc = x where x lies between 0 and 100%.

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Gray: This is a widely-recommended correlation for Gas and Gas Condensate systems which are predominantly Gas phase (with liquid entrained as droplets). No Flow Regime Map is used, with flow being treated as a Pseudo-Single-Phase. Water or liquid condensate is considered to adhere to the pipe wall, resulting in a modified Roughness term.

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Dukler-Eaton-Flanigan: This is a hybrid of the Dukler correlation for the Friction component and the Flanigan correlation for the Hydrostatic component. The Mixture Density is calculated using Dukler's equation, but with Eaton's Hold-Up definition, and this is used in Dukler's term for Friction. The Liquid Density is used in Flanigan's term for the Hydrostatic component. The Acceleration component is modeled with the Beggs and Brill correlation. This correlation can be recommended for undulating Surface Flow, but is not suitable for downflow.

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EPS Mechanistic: This has been formulated on physical modeling principles, and is therefore applicable to all Fluid Types, Pipe Sizes and Inclinations. However, it is not at present recommended for Annular flow. The Flow Regime Map is based on work by Wallis, Barnea, Taitel and Dukler, and it models the following:



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Slug flow according to Sylvester, with the Taitel and Barnea correlation for the Taylor Bubble Velocity.

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Stratified flow with the Sinai correlation for the Interfacial Friction Factor.

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Annular and Mist flow with the KLSA (or Oliemans et als') entrainment correlation, Oliemans et als' correlation for Gas Core Velocity, the KLSA Interfacial Friction Model, and Gray's correlation for low Liquid Hold-Up.

o

Bubbly and Dispersed Bubble flow incorporating Wallis's Drift Flux Model.



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Manual Wellflo Básico

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