Manual Wellflo Básico

WellFlo Básico v-3.8.9 Manual del Participante

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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.

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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)

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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. 10 años)

0.009

Tuberías flexibles

Diam/250

WellFlo (por defecto)

0.00120

Pozo Nuevo

0.001

Pozo Viejo

0.003

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NOMENCLATURAS DE LAS VÁLVULAS DE GAS LIFT

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TIPOS Y DIMENSIONES DE MANDRILES DE GAS LIFT

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CARACTERÍSTICAS DE LOS MANDRILES MAS COMUNMENTE USADOS

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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

Norm. Pseudo Pressure

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

Norm. Pseudo Pressure

Calculate, Plot, Export

Norm. Pseudo Pressure

Calculate, Plot, Export

p2 form

Calculate, Plot

p2 form

Calculate, Plot

Back pressure

Calculate, Plot

Back pressure

Calculate, Plot, Model Data

Norm. Pseudo Pressure (external)

Calculate, Plot, Import

Norm. Pseudo Pressure (external)

Calculate, Plot, Import

Norm. Pseudo Pressure (external)

Calculate, Plot, Import

Norm. Pseudo Pressure

Calculate, Plot, Export

Norm. Pseudo Pressure

Calculate, Plot, Export

Norm. Pseudo Pressure

Calculate, Plot, Export

Tabulated

Calculate, Plot, Model Data

Norm. Pseudo Pressure (external)

Calculate, Plot, Import

Norm. Pseudo Pressure (external)

Calculate, Plot, Import

Norm. Pseudo Pressure (external)

Calculate, Plot, Import

Norm. Pseudo Pressure

Calculate, Plot, Export Calculate, Plot, Model Data

Norm. Pseudo Pressure

Calculate, Plot, Export

Norm. Pseudo Pressure

Calculate, Plot, Export

Norm. Pseudo Pressure (external)

Calculate, Plot, Import

Norm. Pseudo Pressure (external)

Calculate, Plot, Import

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

Calculate, Plot, Import

Dry Gas

Condensate

Straight Line

Norm. Pseudo Pressure (external)

Norm. Pseudo Pressure (external)

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)

Calculate, Plot, Import

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CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS

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

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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