PIPESIM FICH 2014

PIPESIM FUNDAMENTAL - BASIC

INTRODUCCIÓN • En este módulo, usted aprenderá con éxito el uso de PIPESIM realizando los siguientes casos de estudio: • • • •

Casos introductorios al Flujo Monofásico Casos introductorios al Flujo Multifasico Casos de Estudio sobre Desempeño de Pozos Casos de aseguramiento de flujo en modo estacionario.

INTRODUCCIÓN • La simulación se ha convertido en una herramienta básica y fundamental para los ingenieros en la etapa de formación y en el ejercicio de su profesión. • Los simuladores de procesos se utilizan en las industrias para: • Elaboración de proyectos. • Diseño y especificación de equipos. • Localización y resolución de problemas. • Control de procesos. • Optimización.

INTRODUCCIÓN • Se aplica a todo tipo de industrias : • • • • • • •

Exploración & Producción. Plantas de separación y tratamiento de gas Refinación del petróleo Petroquímica. Química y Farmacéutica. Metalúrgica Aceitera

¿Qué es Simulación? • La simulación es la representación de un proceso o fenómeno mediante un modelo, que permite analizar sus características. • A través del modelo se trata de explicar el comportamiento de un proceso, sistema o unidad industrial.

¿Qué es un Simulador? • Con el fin de que el modelo se aproxime más a la realidad, éste se torna complejo en su formulación y difícil en su resolución. De ahí la necesidad de emplear métodos numéricos ya sean programados por el usuario o Simuladores de Procesos comerciales • Los simuladores son paquetes computacionales que resuelven los modelos utilizando métodos numéricos

¿Por qué Simular? • Las herramientas que apoyan la planificación de procesos están jugando un rol cada vez más importante para asegurar que un sistema exitoso pueda ser diseñado en el período de tiempo más corto posible. • La simulación permite visualizar un sistema en operación y claramente demostrar la habilidad o impotencia del sistema para lograr los objetivos de rendimiento exigidos.

Simuladores de Producción • Los simuladores enfocados al área de producción de Hidrocarburos son: • • • •

PIPESIM (SCHULUMBERGER) WELLFLO (WEATHERFORD) PROSPER (PETROLEUM EXPERT) OLGA (SPT GROUP)

¿Qué es PIPESIM? • PIPESIM software es un simulador de flujo multifásico para el diseño y análisis de diagnóstico de los sistemas de producción de petróleo y gas. PIPESIM software modelo herramientas multifase flujo desde el depósito hasta el cabezal de pozo. PIPESIM software analiza también la línea de flujo y el rendimiento de las instalaciones de superficie para generar análisis exhaustivo sistema de producción. • Con algoritmos de modelado avanzadas de análisis nodal, análisis PVT, elevación de gas, y la erosión y el modelado de la corrosión, PIPESIM software ayuda a optimizar la producción y las operaciones de inyección.

PIPESIM • PIPESIM fue desarrollado originalmente por la empresa de Baker Jardine. Jardine Baker, se formó en 1985 para proporcionar servicios de software y de consultoría para la industria de petróleo y gas. En abril de 2001, Baker Jardine fue adquirida por Schlumberger. • Schlumberger ha invertido en la remodelación de software líder de producción mundial de ingeniería para asegurar que pueda hacer frente a la industria de la computación en movimiento rápido.

Perfil de SCHLUMBERGER • Schlumberger tiene una amplia experiencia en el diseño y optimización de sistemas de producción de petróleo y gas en particular en el transporte de fluidos de hidrocarburos. El desarrollo de sistemas eficientes de recolección y transporte requiere una combinación de conocimientos detallados teórica y la experiencia práctica de la conducta compleja de mezclas de hidrocarburos multifasicos. • Schlumberger está en la vanguardia del desarrollo de software para la industria de petróleo y gas con la Production Suite Software que incluye PIPESIM, OFM y DECIDE!. Estas herramientas se han aplicado con éxito para el modelado de sistemas de producción de petróleo y gas para la mayoría de las grandes compañías petroleras.

¿Qué puedo realizar en PIPESIM? • Efectuar un análisis nodal integral en cualquier punto de su sistema hidráulico utilizando múltiples parámetros de sensibilidad • Diseñar pozos nuevos y analizar los pozos verticales existentes • Diseñar sistemas de levantamiento artificial Gas Lift y ESP • Conectarse a OFM (Oil Field Manager) para identificar los candidatos de un campo para estudios adicionales • Generar tablas VFP (Vertical Flow Performance) como datos de entrada para los modelos de sistemas de simulación de yacimientos ECLIPSE*

INGRESANDO AL ENTORNO  PIPESIM INTRODUCCION

Ingresando a PIPESIM • Iniciar PIPESIM desde el Menú Inicio > Todos los Programas   > Schlumberger  > PIPESIM • Elija a New Single Branch Model desde la pantalla de  “Select a PIPESIM option”.

Entorno PIPESIM Barra de Herramientas Principal Barra de Herramientas Barra de Navegación en redes

Barra de Herramientas

Barra de Estado

Barra de Herramientas Principal • La barra de herramientas principal (al igual que todas las barras en PIPESIM) son barras de soporte, es decir que se puede volver a colocar en la pantalla. De izquierda a derecha, los iconos son: Nuevo modelo Asistente Abre un modelo existente, Guardar modelo activo Guardar como Guarde todos los modelos abiertos encontrar Condiciones de contorno cortar Copiar Pegar

Ejecutar modelo Reanudar Abortar Ver archivo de resumen Vea el archivo de salida Ver diagrama del sistema Ver gráfico de perfil Ver un mapa de flujo de régimen informe de la herramienta Exportación de archivos del motor (por FPT) Ayuda

Barra de Herramientas • La barra de herramientas no es una barra de soporte por lo cual no se puede retirar del espacio de trabajo De izquierda a derecha, los iconos son: • Seleccionar • Texto • Nodo • Nodo de Finalización • Fuente • Pozo Vertical • Pozo Horizontal • Bomba • Booster Multifásico • Separador • Compresor

Expansor Intercambiador de calor Estrangulador Punto de Inyección Equipo Multiplicador/Sumador Reporte Herramienta de comandos del modulo de calculo • Punto de Análisis Nodal • • • • • • • •

Pasos en la Construcción de un  Modelo •

Los pasos a seguir en la construcción de un modelo PIPESIM son ligeramente diferentes para cada módulo, y sigue los mismos pasos básicos.

•

a

• • • • • • • • • •

Seleccione las unidades Establecer de datos de los fluidos: Se realiza una calibración de datos si es necesario Definir los componentes en el modelo Pipeline (Tubería) Configurar las opciones de transferencia de calor Selecciona la correlación de flujo multifásico Realizar una operación Analizar los resultados Graficar Tabular Datos

CASO ESTUDIO #1 INTRODUCCION AL FLUJO MONOFASICO TUBERIA DE AGUA

OBJETIVO • El propósito de este caso es familizar con el entorno de PIPESIM construyendo el modelo y haciendo correr el caso realizado. • Se construida un modelo de tubería simple y entonces se calculara la caída de presión a lo largo de la tubería horizontal dando la presión de entrada y el flujo. Entonces usted realizara algunos estudios de sensibilidad en el modelo.

Seleccionando las Unidades •

Para poder especificar las unidades del espacio de trabajo se debe ir al menú SETUP posteriormente realizar clic en UNITS…

Definiendo Propiedades del Fluido •

Para poder especificar las unidades del espacio de trabajo se debe ir al menú SETUP posteriormente realizar clic en BLACK OIL…

Definiendo Propiedades del Fluido •

Para esta primera simulación se realizara con un fluido monofásico (agua)

Definiendo los componentes • El modelado preciso del fluido producido también es crucial para comprender el comportamiento del sistema; por lo tanto, PIPESIM ofrece la posibilidad de elegir entre correlaciones de modelos de Petroleo Negro (BLACK OIL) o mediante un amplio rango de ecuaciones de estado para modelos composicionales.

Definiendo los componentes • Se construirá el siguiente modelo con una Source (fuente), una tubería (flowline) y un nodo de finalización (boundary node)

Nota.‐ Debido a que los componentes aun no se cuenta con información se encuentran con un recuadro rojo

Definiendo los componentes • Se procederá a especificar la Fuente como se muestra en los siguientes cuadros

Definiendo los componentes • Se debe especificar el pozo tanto como la tubería o elementos necesarios para nuestra simulación. • Para insertar componentes se realiza un clic en el componente deseado y hace clic en el diagrama de flujo para insertarlo.

Definiendo Tubería • Para definir una tubería se realiza doble clic en la tubería y saldrá el siguiente cuadro a especificar

•

Nota.‐ Para especificar la flowline se deben especificar obligatoriamente los espacios con reacudros rojos

Definiendo Tubería • Para definir una tubería se realiza doble clic en la tubería y saldrá el siguiente cuadro a especificar

Definiendo Tubería • Para definir una tubería se realiza doble clic en la tubería y saldrá el siguiente cuadro a especificar

Descripcion de las Lineas de Flujo Al colocar una línea de flujo en el modelo permite el modelado de flujo horizontal o casi horizontal‐ (hacia arriba o cuesta abajo). La transferencia de calor se puede modelar mediante la introducción o calcular un coeficiente de transferencia de calor total (valor U). Cada línea de flujo ha fijado características en términos de diámetro interior, diámetro exterior, rugosidad, etc

Tipo de Linea de Flujo El perfil de la línea de flujo de (elevación distancia) puede ser definido por cualquiera de un modelo simple o detallada. El modelo simple se utiliza a menudo cuando un modelo inicial se está desarrollando y el perfil exacto de la línea de flujo es desconocida. Cuando los datos adicionales que se disponga de un modelo detallado se puede utilizar.

Propiedades de la Linea de Flujo Sencilla • Para realizar la simulacion de una Linea de Flujo Sencilla se requiere  la siguiente información: • Tasa de ondulaciones.‐ Este es un factor artificial que se puede utilizar para introducir automáticamente algunas ondulaciones en la línea de flujo, esto es a menudo necesario para la estabilidad numérica. El valor introducido es el cambio total en la elevación por cada 1.000 unidades (pies, metros, etc.). Para modelar una línea de flujo totalmente plano, establecer la velocidad a 0. Predeterminado = 10. • Distancia horizontal.‐ La distancia horizontal cubierta por la línea de flujo completo. • Elevación diferencia.‐ El cambio en la elevación entre el inicio (extremo de origen de un modelo simple rama) y el final del objeto de línea de flujo. Introduzca un valor negativo para una línea de flujo cuesta abajo y cuesta arriba para un positivo uno. Así, el cambio de elevación es relativa al objeto y no de algún punto de referencia.

Propiedades de la Linea de Flujo Sencilla • Diámetro interior (ID).‐ El diámetro de la línea de flujo interno para la línea de flujo completo. Si este valor cambia de forma significativa a lo largo de la línea de flujo parcial y luego una segunda línea de flujo de objeto se debe agregar. • Espesor de la pared.‐ El espesor de la pared, con exclusión de cualquier recubrimiento para la línea de flujo completo. Si este valor cambia de forma significativa a lo largo de la línea de flujo parcial y luego una segunda línea de flujo de objeto se debe agregar. Predeterminado = 0,5 pulgadas, 12,7 mm. • Rugosidad.‐ La rugosidad de la tubería absoluto a los valores la linea de flujo. Si este valor cambia de forma significativa a lo largo de la línea de flujo parcial y luego una segunda línea de flujo de objeto se debe agregar. Predeterminado = 0,001 pulgadas, 0,0254 mm • Temperatura ambiente.‐ La temperatura ambiente del entorno de la línea de flujo completo. Si este valor cambia de forma significativa a lo largo de la línea de flujo parcial y luego una segunda línea de flujo de objeto se debe agregar.

Propiedades de la Linea de Flujo para la Transferencia de Calor • Insulated.‐ Cuando la linea de flujo se encuentra con un aislante para evitar el intercambio de calor al medio exterior. • Coated.‐ Cuando la linea de flujo se encuentra con un revestida para proteger y evitar daños a la linea de flujo. • Bare (in the Air).‐ Cuando la linea de flujo se encuentra descubierta en el aire. • Bare (in the Water).‐ Cuando la linea de flujo se encuentra descubierta en el agua. • User Specified.‐ Cuando contamos con el valor del coeficiente global de transferencia de calor.

Definiendo la correlación de Flujo •

Para poder especificar las unidades del espacio de trabajo se debe ir al menú SETUP posteriormente realizar clic en FLOW CORRELATIONS

PERFIL PRESION/TEMPERATURA •

Para realizar el análisis de la caída de presión se procede a realizar un Perfil Presion/Temperatura que se lo realiza haciendo click en el menú Operations ‐> Pressure temperature Profile

PERFIL PRESION/TEMPERATURA •

Para poder realizar la operación el software nos enviara a guardar el caso

PERFIL PRESION/TEMPERATURA •

Para calcular la presión de salida se deberá especificar el flujo de producción a la salida de la tubería.

•

Para realizar la operación se realizara click en el botón “RUN MODEL” (Correr modelo)

PERFIL PRESION/TEMPERATURA

PERFIL PRESION/TEMPERATURA •

Seguidamente cerraremos la ventana y volveremos al perfil presión Temperatura y realizaremos abriremos el Summary File (Reporte Resumen)

PERFIL PRESION/TEMPERATURA •

Seguidamente cerraremos la ventana y volveremos al perfil presión Temperatura y realizaremos abriremos el Output File (Reporte Detalle)

PERFIL PRESION/TEMPERATURA • El Reporte Resumen se divide en cinco secciones: • Input Data Echo (Datos introducidos por el usuario) • Fluid Property Data (Datos del fluido) • Profile and Flow Correlations ( Perfil y correlacion de flujo seleccionada) • Primary Output • Auxiliary Output

CASO ESTUDIO #2 ANALISIS DE SENSIBILIDAD TUBERIA DE AGUA

ANALISIS DE SENSIBILIDAD • Modificar el Perfil Presion/Temperatura seleccionar en el Objeto la Fuente y en la Variable la Temperatura luego hacer click en el Boton Range

ANALISIS DE SENSIBILIDAD

ANALISIS DE SENSIBILIDAD

ANALISIS DE SENSIBILIDAD • Se puede observar en el Reporte Detalle solo se llega  a observar el caso de la Temperatura de 40 F.

ANALISIS DE SENSIBILIDAD • Para que realizar la impresión de los demás casos se  procederá a configurar el Reporte Detalle (Output  File)

ANALISIS DE SENSIBILIDAD • Correr nuevamente el Perfil Presion Temperatura y  abrir nuevamente el Reporte Detalle

CASO ESTUDIO #3 INTRODUCCION AL FLUJO MONOFASICO GASODUCTO

ANALISIS DE SENSIBILIDAD • Se cuenta con la siguiente información del fluido Variable

Valor

Medida

Corte de Agua

0

%

LGR

0

scf/stb

Gas SG

0,64

Water SG

1,02

Oil API

30

API

• Fuente Variable

Valor

Medida

Presion

1450

Psi

Temperatura

68 

F

ANALISIS DE SENSIBILIDAD • Se cuenta con la siguiente información del gasoducto Variable

Valor

Medida

Radio de Ondulacion

0

Longitud

65000

Ft

Diametro Interno

6

In

Temp Amb

68

F

Valor de U

0 

Btu/hr/ft2

• Cual será el valor de presión a la salida del Gasoducto para obtener un flujo de 35 MMSCFD

CASO ESTUDIO #4 ANALISIS DE SENSIBILIDAD GASODUCTO

ANALISIS DE SENSIBILIDAD • Realizar un análisis de sensibilidad para hallar la caída de presión variando la temperatura de la Fuente: • 40 F a 140 F cada 20 F • Debido a que factor ocurre este fenómeno?

CASO ESTUDIO #5 FLOWLINE DE FLUJO MULTIFASICO

FLUJO MULTIFASICO • Construir el siguiente modelo fisico

FLUJO MULTIFASICO • Se cuenta con la siguiente información del fluido Variable

Valor

Medida

Corte de Agua

0

%

GOR

800

scf/stb

Gas SG

0,82

Water SG

1,02

Oil API

30

API

• Fuente Variable

Valor

Medida

Presion

7000

Psi

Temperatura

50

F

FLUJO MULTIFASICO • Informacion del Punto de Burbuja Variable

Valor

Medida

Presion

6300

Psi

Temperatura

60

F

Sat Gas 

800

Scf/stb

• Se cuenta con la siguiente información del gasoducto Variable

Valor

Medida

Radio de Ondulacion

0

Longitud

10000

Ft

Diametro Interno

4

In

Temp Amb

60

F

Valor de U

Insultated

Btu/hr/ft2

FLUJO MULTIFASICO • Especificar la Herramienta de Reporte según indica la figura siguiente:

FLUJO MULTIFASICO • Seleccionar la correlacion de flujo de Beggs and Brill tanto para el flujo multifasico vertical como para el horizontal. • Realizar la operación de Perfil Presion/Temperatura para tener un flujo de liquido de 25000 STBD • Hallar la presión de salida y analizar el Reporte Resumen y el Reporte Detalle

FLUJO MULTIFASICO

CASO ESTUDIO #6 DESEMPENO DE POZOS DE PETROLEO

Desempeno de Pozos de Petroleo • Primeramente se debe definiran los componentes físicos del Modelo para esta simulación se insertara el pozo vertical el nodo de finalización y se los conectara mediante un Tubing

Desempeno de Pozos de Petroleo • Seguidamente se especificara el Pozo Vertical (VertWell_1) con una presión estatica de reservorio de 3600 psia una temperatura de 250 F y un índice de productividad de liquido de 8 STB/d/psi

Desempeno de Pozos de Petroleo • Seguidamente se especificara el Tubing con una temperatura ambiente en la superfice de 60 F las perforaciones se ubicaran a 8000 ft de profundidad y el diámetro interno del tubing es de 3,958 in.

Desempeno de Pozos de Petroleo • Seguidamente se especificara el Tubing con una temperatura ambiente en la superfice de 60 F las perforaciones se ubicaran a 8000 ft de profundidad y el diámetro interno del tubing es de 3,958 in.

Desempeno de Pozos de Petroleo • Se elegirá una correlacion de Flujo de Beggs and Brill Revised tanto para el flujo vertical y el flujo horizontal multifasico. • Seguidamente realizaremos una operación de Perfil Presión/Temperatura seleccionando la presión de salida como la variable a calcular y especificando un flujo de liquido de 3000 STB/D

Desempeno de Pozos de Petroleo • Interpretar el perfil de surgencia, y el REPORTE RESUMEN y el REPORTE DETALLE

Pwh

Pwf

Pws

FLUJO MULTIFASICO

CASO ESTUDIO #7 ANALISIS DE DECLINACION EN LA PRESION ESTATICA DE RESERVORIO

Desempeno de Pozos de Petroleo • La presión estatica de reservorio ira en declinación por lo cual se realizara un estudio para los siguientes valores: • • • •

3600 psia 3000 psia 2400 psia 1000 psia

• Interpretar los graficos y los reportes

Análisis de los Fluidos Producidos

Análisis de Fluidos Producidos Definición Conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio para determinar las propiedades de los fluidos en un yacimiento petrolífero , las cuales permitirán evaluar su comportamiento de producción durante las diferentes etapas de recobro a las que es sometido el yacimiento. ¿Cuándo se debe tomar las muestras? Las muestras deben ser tomadas en los primeros días de producción antes de que ocurra una significativa caída de la presión del yacimiento, o al menos cuando la presión sea mayor o igual a la de burbujeo de la mezcla de hidrocarburos original. Una vez que la presión haya declinado por debajo de la presión de burbujeo, ya no es posible conseguir muestras que representen el fluido original del yacimiento.

Análisis de Fluidos Producidos Selección de los pozos para realizar el muestreo

• Debe tener un alto índice de productividad, de tal manera que la presión alrededor del pozo sea la más alta posible. • Debe ser un pozo nuevo y presentar poca información de líquido en el fondo. • Debe producir con bajo corte de agua. • La producción del pozo debe ser estable. • La RGP y la gravedad API del petróleo producido por el pozo de prueba deben ser representativas de varios pozos. • El pozo preferiblemente debe estar bajo producción natural

Análisis de Fluidos Producidos Aportes de un análisis PVT Los análisis PVT aportan diferentes datos del pozo, entre ellos podemos destacar: 1.- Datos de formación, del pozo y del muestreo. 2.- La composición del crudo y sus propiedades. 3.- Prueba de liberación diferencial. 4.- Pruebas de expansión a composición constante (liberación flash). 5.- Prueba de separadores. 6.- La viscosidad del crudo en función de la presión.

Análisis de Fluidos Producidos Correlaciones Numéricas PVT Cuando no se cuenta con información experimental o las muestras de las pruebas no son confiables, es necesario determinar las propiedades de los fluidos mediante correlaciones empíricas. Estas correlaciones son desarrolladas a partir de datos del laboratorio o de campo, y son presentadas en forma de ecuaciones numéricas. Existe una gran variedad de correlaciones, obtenidas de estudios realizados a diferentes tipos de crudos; por lo tanto el uso de cualquiera de éstas debe ser sustentado con argumentos sólidos de producción que adopte el modelo seleccionado.

Análisis de Fluidos Producidos Correlaciones para Sistemas de Petróleo •

Presión del punto de burbuja

Es la presión a la cual la primer burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo. La presión del punto de burbuja se determina en función de: o o o o

Temperatura Gravedad específica del gas, g. Gravedad API del petróleo . La Solubilidad del gas en el crudo a la Pb, Rsb.

Análisis de Fluidos Producidos Correlación de Standing: Es la más usada para la determinación del punto de Burbujeo para una amplio rango de tipos de crudos.

Análisis de Fluidos Producidos Relación gas disuelto o en solución en el petróleo (Rs) Es el volumen de gas, a condiciones de superficie (generalmente PCN), que se disuelve a condiciones de yacimiento, en una unidad volumétrica de petróleo a condiciones de superficie (generalmente BN).

Comportamiento típico del  Rs del Petróleo  (fuente: Correlaciones Numéricas PVT‐Carlos Banzer)

Análisis de Fluidos Producidos Correlación de Standing: Es la más usada para la determinación de la Solubilidad de gas para una amplio rango de tipos de crudos.

Análisis de Fluidos Producidos Factor volumétrico del petróleo (bo) Es el volumen de liquido a condiciones de yacimiento requerido para producir un volumen unitario de petróleo a condiciones normales.

Comportamiento típico del bo del Petróleo (fuente: Correlaciones Numéricas PVT-Carlos Banzer)

Análisis de Fluidos Producidos Para Crudo Saturado: PPb La factor volumetrico del Petróleo Viene dado por la Siguiente Expresión:

Análisis de Fluidos Producidos Comprensibilidad del petróleo (co) En general, la compresibilidad isotérmica se define como el cambio fraccional en volumen cuando la presión es cambiada a un temperatura constante, viene dada por:

Para un crudo subsaturado, puede definirse de la siguiente manera:

Análisis de Fluidos Producidos Comprensibilidad del petróleo (co)

Comportamiento típico del co del Petróleo sub-saturado (fuente: Correlaciones Numéricas PVT-Carlos Banzer)

Análisis de Fluidos Producidos Para Crudo Sub-Saturado: P>Pb Correlación de Vazquez y Beggs: Es la más usada para la determinación de la compresibilidad de petróleo para una amplio rango de tipos de crudos.

Análisis de Fluidos Producidos Viscosidad del petróleo (mo) Es el parámetro que mide la fricción interna o la resistencia que ofrece el petróleo a fluir.

Comportamiento de la viscosidad del petróleo (fuente: Correlaciones Numéricas PVT-Carlos Banzer)

Análisis de Fluidos Producidos La viscosidad de crudo Muerto (mod): Correlación de Beggs y Robinson: Es una de las mas usada para la determinación del la viscosidad del crudo muerto para una amplio rango de tipos de crudos. Viene dada por:

Análisis de Fluidos Producidos La viscosidad de crudo vivo (o): PPb Correlación de Vazquez y Beggs: Es una de las mas usada para la determinación del la viscosidad del crudo sub-saturado para una amplio rango de tipos de crudos. Viene dada por:

Análisis de Fluidos Producidos Densidad de petroleo (ro) Es definida como la cantidad de masa por unidad de volumen de una muestra de crudo. Densidad de crudo vivo (ro): PPb

EJERCICIO 2 TUTORIAL DE PRONOSTICO DEL  DESEMPEÑO Y CALIBRACION DE LAS  PROPIEDADES DEL FLUIDO

CALIBRACION DE LAS PROPIEDADES DEL FLUIDO • Las propiedades del fluido (mas conocidas como propiedades PVT) son predecidas por correlaciones numéricas desarrollas por pruebas experimentales y plasmados en modelos matemáticos. • Varias correlaciones han sido desarrollados hace muchos anos basados sobre set de datos experimentales cubriendo un rango de propiedades de fluidos.

CALIBRACION DE LAS PROPIEDADES DEL FLUIDO • Para incrementar la precisión del calculo de las propiedades del fluido, PIPESIM provee una funcionalidad parar calibrar las propiedades PVT de los fluidos con datos de laboratorio. • La calibración de estas propiedades pueden incrementar de gran manera la precisión de las correlaciones encima de las presiones y temperaturas del sistema recién modelado.

Objetivos En este módulo, usted podra: •

•

• •

Desarrollar un Modelo de Rendimiento del pozo aplicable en toda la vida de campo. Esto proporciona una relación entre la presión del depósito, la presión de fondo y el caudal que fluye en la formación. Desarrollar un modelo de fluido Aceite Negro para que coincida con los datos de laboratorio. Es necesario desarrollar un método exacto de predicción de las propiedades físicas del fluido de manera que las pérdidas de presión y las características de transferencia de calor se pueden calcular. Seleccione un tamaño de tubería adecuado para la cadena de producción. Revisar la viabilidad de la utilización de la elevación de gas como una alternativa a la inyección de agua.

Objetivos • Se utilizara una línea recta como modelo de comportamiento del Indice de productividad considerado adecuado en este caso ya que la comletacion esta a una presión condiserablemente encima del punto de burbuja y no habrá liberación de gas en esta etapa.

Desempeno de Pozos de Petroleo • Primeramente se debe definiran los componentes físicos del Modelo para esta simulación se insertara el pozo vertical el nodo de finalización y se los conectara mediante un Tubing

FLUJO MULTIFASICO • Se cuenta con la siguiente información de la completacion Variable

Valor

Medida

Presion Estatica Reser

4269

Psi

Temperatura Reser

210

F

• Datos de Prueba Q

Pwf

2000 3000 4000 5000

4186 4152 4106 4072

FLUJO MULTIFASICO • Informacion del TUBING Variable

Valor

Medida

Temp Ambiente

60

F

MD

9500

Ft

DI Tubing

3.83

In

Temp Reser

210

F

CALIBRACION DE DATOS PVT • Informacion del fluido Variable

Valor

Medida

Corte de Agua

0

%

GOR

892

scf/stb

Gas SG

0,83

Water SG

1,02

Oil API

36,83

API

CALIBRACION DE DATOS PVT • Informacion del punto de burbuja Variable

Valor

Medida

Presion

2647

Psia

Temperatura

210

F

Solution Gas (Relacion de Gas disuelto)

892

Scf/stb

CALIBRACION DE DATOS PVT • Datos de Laboratorio Datos de calibracion del crudo negro Encima del Punto de Burbuja OFVF (Factor volumetrico de formacion de petroleo) Debajo del punto de burbuja OFVF (Factor volumetrico de formacion de petroleo) Viscosidad del crudo muerto Viscosidad de crudo vivo Viscosidad del Gas Factor de Compresibilidad

1,49 a 4269 psia y 210 F 1,38 a 2000 psia y 210 F 0,31 a 200 F 0,92 a 60 F 0,29 a 2000 psia y 210 F 0,019 a 2000 psia y 210 F 0,85 a 2000 psia y 210 F

• Realizar la calibración de los datos PVT

CALIBRACION DE DATOS PVT • Plan de producción obtenido desde la simulación de Produccion de  reservorio Año Corte de Agua % Crudo (STB/D) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

0 0 0 0 12 20 35 40 47 54 60

13000 13000 13000 13000 11600 9800 7800 6700 5800 4500 3600

CALIBRACION DE DATOS PVT • Determinar el diametro adecuado para el Tubing para la cadena de producción tabulada en la table anterior • La presión estimada en la cabeza es de 600 psia • ID 3.34  in 3.83 in 4.28 in

CALIBRACION DE DATOS PVT •

Analice la viabilidad del uso de la elevación de gas como una alternativa para mantener las tasas de producción de petróleo en la vida del campo. El descenso previsto de la presión del yacimiento, sin inyección, se da a Presion estatica  continuación Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

de reservorio 4269 4190 4113 4020 3950 3893 3840 3800 3762 3730 3700

CALIBRACION DE DATOS PVT • Propiedades del gas de inyección Variable Profundidad de  Inyeccion Temperatura de  Inyeccion SG

Valor

Unidad

7500

ft

100

F

0,6

• Realizar el estudio para los siguientes flujos de inyección de gas : 0, 0.5, 1, 1.5, 2, 2.5 y 3 MMSCFD • Realizar el estudio de inyección para el ultimo anio de producción y una presión de cabeza de pozo de 600 psia.

CASO ESTUDIO #8 ANALISIS DE DESEMPENO DE POZO DE PETROLEO

Desempeno de Pozos de Petroleo • Primeramente se debe definiran los componentes físicos del Modelo para esta simulación se insertara el pozo vertical el nodo de finalización y se los conectara mediante un Tubing

ANALISIS DE DESEMPENO DE POZO  DE PETROLEO • Se cuenta con la siguiente información de la completacion Variable

Valor

Medida

Presion Estatica Reser

3600

Psi

Temperatura Reser

200

F

IP

8

STBD/psi

FLUJO MULTIFASICO • Informacion del TUBING MD 0

TVD 0

MD 0

TEMP 50

1000

1000

9000

200

2500

2450

5000

4850

7500

7200

MD 8600

TEMP 3.958

9000

8550

9000

6.184

CALIBRACION DE DATOS PVT • Informacion del fluido Variable

Valor

Medida

Corte de Agua

10

%

GOR

500

scf/stb

Gas SG

0,8

Water SG

1,05

Oil API

36

API

• Especificar una correlacion de flujo de Beggs And Brill Revised. Hallar el Flujo de producción de liquido, Presion de fondo fluyente, Temp de cabeza de pozo tomando en cuenta una presión estimada en la cabeza de pozo de 300 psia.

CALIBRACION DE DATOS PVT • Instalar la herramienta “NODAL ANALYSIS” para realizar el análisis nodal del sistema .

CALIBRACION DE DATOS PVT • Hallar la producción de liquido y la presión de fondo fluyente en el punto de operación manejando una presión estimada en la cabeza de pozo de 300 psia • Hallar el valor del AOFP

CALIBRACION DE DATOS PVT Realice la calibracion de Datos PVT y compruebe la calibracion Propiedades en el punto de Burbuja Presion Temperatura Solution Gas (Relacion de Gas disuelto) Datos de calibracion del crudo negro Encima del Punto de Burbuja OFVF (Factor volumetrico de formacion de petroleo) Debajo del punto de burbuja OFVF (Factor volumetrico de formacion de petroleo) Viscosidad del crudo muerto Viscosidad de crudo vivo Viscosidad del Gas Factor de Compresibilidad

• •

2100 psia 200 F 500

1,16 a 3000 psia y 200 F 1,22 a 2100 psia y 200 F 1,5 cp a 200 F 10 cp a 60 F 1,1 a 2100 psia y 200 F 0,029 a 2100 psia y 200 F 0,8 a 2100 psia y 200 F

Realizar la calibración y hallar el flujo de producción de liquido, presión de fondo fluyente y temperatura en cabeza de pozo teniendo una presión de cabeza de pozo de 300 psia. Verifique la diferencia respecto a los resultados obtenidos anteriormente

DESEMPENO DE LA CORRELACION DE  FLUJO ADECUADA •

Prueba de pozo y Gradiente de surgencia

Variable Presion en  Cabeza de pozo Temperatura  en Cabeza de  pozo Flujo de  produccion de  Liquido

Valor 300 130

6500

GOR

500

WaterCut

10

Medida psia F

STB/D

MD 0

Presion 300

1500

560

2500

690

4500

1200

6500

1760

7500

2070

8500

2360

DESEMPENO DE LA CORRELACION DE  FLUJO ADECUADA • Analizar cual es la correlacion de flujo adecuada entre : Beegs and Brill Revised, Duns and Ros, Hagedorn and Brown. • Teniendo una presión de cabeza de 300 psia

ELECCION DEL INDICE DE  PRODUCTIVIDAD ADECUADO •

Determinar cual es el valor del índice de productividad (5 – 10 STBD/psi) tomando en cuenta la prueba del pozo Variable Presion en  Cabeza de pozo Temperatura  en Cabeza de  pozo Flujo de  produccion de  Liquido

•

Valor

Medida

300

psia

130

F

6500

STB/D

GOR

500

WaterCut

10

Determinar el valor del AOFP con el nuevo índice de productividad

ANALISIS DE CORTE DE AGUA • Determinar el valor mas alto posible del corte de agua con el cual el pozo podrá producir por surgencia natural • WaterCut: 30% 40% 50% 60% 70%

CASO ESTUDIO #10 DESPEMPENO DE POZO DE GAS USANDO EL MODO COMPOSICIONAL

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Se cuenta con la siguiente información de la completacion Variable

Valor

Medida

Reser Pres

3700

psia

Reser Temp

170

ft

Permeabilidad

50

mD

Espesor

30

ft

Diametro Hueco

6

in

Radio de Drenaje

2000

ft

Skin (mecanico

3

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Se cuenta con la siguiente información del Tubing Variable

Valor

Medida

Temp Superficie

60

F

Kick Off M

2000

ft

Perf Md

7500

ft

Perf TVD

7000

ft

Reser Temp

170

ft

Tubing Id

2,992

in

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Se cuenta con la siguiente información del fluido Variable

Valor

Medida

Corte de Agua

40

%

GOR

500

scf/stb

Gas SG

0,71

Water SG

1,1

Oil API

26

API

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Informacion del punto de burbuja Variable

Valor

Medida

Presion

2000

Psia

Temperatura

170

F

Solution Gas (Relacion de Gas disuelto)

500

Scf/stb

• Hallar el flujo de producción de liquido y la presión de fondo fluyente teniendo una presión de cabeza de 250 psia

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • • •

Asumir un daño de 3 que puede ser reducido a 0 por medio de estimulación acida y ‐2 por medio de una fractura hidráulica. Insertar un punto de inyección de gas a 4500 ft. Con una SG = 0,6 y una Temp de Inyeccion en la superficie de 90 F Completar la siguiente tabla

Skin 3 0 ‐2

Flujo Gas  Lift 0  MMSCFD

Flujo Gas  Lift 0,5  MMSCFD

Flujo Gas  Lift 1  MMSCFD

Flujo Gas  Lift 2  MMSCFD

CASO ESTUDIO #10 DESPEMPENO DE POZO DE GAS USANDO EL MODO COMPOSICIONAL

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Se cuenta con la siguiente información de la completacion Variable

Valor

Medida

Reser Pres

4600

psia

Reser Temp

280

F

IP

1E‐6

MMSCFD/psi

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Se cuenta con la siguiente información del Tubing Variable

Valor

Medida

TVD

11000

ft

MD

11000

ft

Temp Amb

30

ft

ID Tubing

3,476

in

ID Casing

8,681

in

MD EOT

10950

ft

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Se cuenta con la siguiente cromatografía del gas Component C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 nC6 C7+

% molar 78 8 3,5 1,2 1,5 0,8 0,5 0,5 6

Variable C7+

Valor

Boiling Point

214

Molecular Weight

115

Specific Gravity

0,683

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Cuanto es el % de Agua de Saturacion a Condiciones de Reservorio • Presion en cabeza de pozo 800 psia • Hallar el Valor del flujo de produccion de gas • La presion de fondo fluyente • La temperatura de fondo fluyente

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Datos DST

Q

Pwf

9,728 11,928 14,336

3000 2500 1800

• Hallar el valor de “C” y “n” • Hallar flujo de producción de gas, la presión de fondo fluyente y temperatura en cabeza de pozo, teniendo una presión de cabeza de pozo de 800 psia

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Determinar el tamaño optimo del tubing, si se tiene tuberias disponibles de diametros internos de : ID

Unidad

2,992

in

3,958

in

4,892

in

6,184

in

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Determinar el tamaño optimo del tubing, si se tiene tuberias disponibles de diametros internos de : ID

Unidad

2,992

in

3,958

in

4,892

in

6,184

in

• Tomando en cuenta una disminución en la presión estatica de reservorio de : 4600 , 4200, 3800 y 3400 psia. Manteniento la presión de cabeza de pozo a 800 psia.

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Determinar el tamaño adecuado del choke para mantener la presión en cabeza de pozo a 800 psia y tener una presión a la salida del sistema de 710 psia: Variable

•

Valor

Medida

Radio de Ond

0

ID Flowline

6

In

Rugosidad

0,01

In

Espesor

0,5 

In

Temp Amb

60 

F

MD EOT

10950

ft

Realizar el análisis para tamaños de choke desde 1 pul a 3 pulg con incrementos de 0,5

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Se cuenta con la siguiente cromatografía del gas Component C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 nC6 C7+

% molar 75 6 3 1 1 1 0,5 0,5 12

Variable C7+

Valor

Boiling Point

214

Molecular Weight

115

Specific Gravity

0,683

• Calcular el % de agua de saturación si la presión estatica del reservorio es de 4300 psia

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Se tiene el siguiente perfil de surgencia

• • • • • •

MD 3000

Presion 950

6000

1095

9000

1250

11000

1365

Hallar la correlacion de flujo adecuada entre Ansari Beegs and Brill Revised Duns and Ros Hagedorn Brown Con una presion de cabeza de 800 psia

OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION  DE UN POZO DE PETROLEO  • Determinar el flujo de producción de gas a la salida del sistema, la presión de fondo fluyente, el flujo de liquido a altura de las perforación y la producción de liquido a la salida del sistema. • Realizar un mapeo de flujo multifasico y verificar si el sistema llegara a formar hidratos.

INDICE DE  PRODUCTIVIDAD

Estados de Flujo • Existen tres estados de flujo dependiendo de cómo es la variación de la presión con tiempo: • Flujo No Continuo: dP/dt ≠ 0 • Flujo Continuo: dP/dt = 0 • Flujo Semicontinuo: dP/dt = constante

Flujo NO Continuo • Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo, (dP/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta cuando se abre a producción un pozo que se encontraba cerrado ó viceversa. La duración de este período normalmente puede ser de horas ó días, dependiendo fundamentalmente de la permeabilidad de la formación productora. Dado que el diferencial de presión no se estabiliza no se considerarán ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo.

Flujo Continuo • Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje no cambia con tiempo, (dP/dt = 0). Se presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande.

Flujo SemiContinuo • Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo pero a una tasa constante, (dP/dt = cte).

Proceso de Producción •

Proceso de transporte de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador.

• •

Pws: Presión estática del Yac. Pwfs : Presión de fondo fluyente a nivel de la cara de la arena. Pwf: Presión de fondo fluyente. Pwh: Presión del cabezal del pozo. Psep: Presión del separador en la estación de flujo.

• • •

Índice de Productividad • Se define como índice de productividad (J) a la relación existente entre la tasa de producción (Qo) y el diferencial de presión del yacimiento (Pws) y la presión del fondo fluyente en el pozo. • Matemáticamente se define como:  BPD  Qo BPD  Q BPD    J   o  lpc  Pws  Pwf lpc  P lpc 

Índice de Productividad • En la práctica, se ha encontrado que el IPR es una relación casi lineal entre Pwf y Qo, siempre que la Pwf esté por encima de la presión de punto de burbuja Pb. • Una escala de valores de índice de productividad es la siguiente: • • • •

Baja Productividad : J< 0.5 BPD/ lpc. Productividad media: 0.5 BPD/ lpc < J < 1.0 BPD/ lpc. Alta Productividad: 1.0 BPD/ lpc < J < 2.0 BPD/ lpc. Excelente Productividad : J> 2.0 BPD/ lpc.

Índice de Productividad • Una línea recta, el método de índice de productividad se considera adecuado en este caso debido a que el fluido fluye en la terminación a una presión considerablemente por encima del punto de burbujeo y ningún gas sale de la solución en esta etapa. Este método se aplica largo de la vida de campo, y el índice de productividad no se espera que cambie. El PI no se verá afectado por cambios en la presión del depósito debido a la presión del depósito se mantiene por inyección de agua

Metodo de Vogel • Vogel en 1968 usó un modelo computarizado para IPRs generar para muchos reservorios de petróleo saturados hipotéticos bajo un amplio rango de condiciones, normalizó los IPRs calculados y los expresó en forma adimensional: • Presión adimensional = Pwf / Pr • Caudal adimensional = Qo / Qomáx. • Donde Qomáx es el caudal a presión fluyente cero y es el AOF del pozo.

Metodo de Vogel

Metodo de Vogel • Vogel en 1968 usó un modelo computarizado para IPRs generar para muchos reservorios de petróleo saturados hipotéticos bajo un amplio rango de condiciones, normalizó los IPRs calculados y los expresó en forma adimensional: • Presión adimensional = Pwf / Pr • Caudal adimensional = Qo / Qomáx. • Donde Qomáx es el caudal a presión fluyente cero y es el AOF del pozo.

ANALISIS NODAL

Objetivo del Análisis Nodal • El objetivo principal del Análisis Nodal , es permitir el diagnostico del comportamiento de un pozo o sistema de pozos para optimizar la producción variando los distintos componentes manejables del sistema para obtener el mejor rendimiento económico del proyecto. • Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de producción, es necesario que la energía de los fluidos en el reservorio sea capaz de superar las pérdidas de carga en los diversos componentes del sistema.

Analisis Nodal • Los fluidos tienen que ir desde el reservorio hasta las plantas de proceso; pasando por las tuberías de producción, equipos superficiales en cabeza y planchada del pozo y las líneas de recolección. • El Análisis Nodal es un método muy flexible que puede se utilizado para mejorar el comportamiento de muchos sistemas de pozos.

Aplicaciones del Analisis Nodal • • • • • • • •

Elegir el diámetro óptimo de la tubería Elegir el diámetro óptimo de la línea de recolección Dimensionar el diámetro del estrangulador Analizar el comportamiento anormal de un pozo por restricciones. Obtener pronósticos de producción Evaluar la estimulación de pozos Analizar los efectos de la densidad de disparos Optimizar la producción y el rendimiento económico de los campos en base a la demanda.

Aplicaciones del Analisis Nodal • • • • • • • •

Elegir el diámetro óptimo de la tubería Elegir el diámetro óptimo de la línea de recolección Dimensionar el diámetro del estrangulador Analizar el comportamiento anormal de un pozo por restricciones. Obtener pronósticos de producción Evaluar la estimulación de pozos Analizar los efectos de la densidad de disparos Optimizar la producción y el rendimiento económico de los campos en base a la demanda.

Inflow Outflow • La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía o de fluidos del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía o de fluidos de la instalación (Outflow Curve).

Inflow Outflow

Analisis Nodal

Analisis Nodal

Analisis Nodal

ASEGURAMIENTO DE FLUJO • Algunos de los problemass de producción‐ operación más severos son los riesgos asociados con el transporte de fluidos. Cuando el aceite, el agua, y el gas fluyen simultáneamente en un pozo o de la tubería, pueden surgir una serie de problemas potenciales. Estos problemas pueden ser relacionados con inestabilidad en el flujo, la erosión, la corrosión y la formación de sólidos, y puede conducir a un grave riesgo de obstrucciones de la linea.

ASEGURAMIENTO DE FLUJO • Cómo diseñar pozos y tuberías para asegurar que los fluidos producidos serán transportados de manera segura y económica a las instalaciones de procesamiento de aguas abajo es un desafío importante para los ingenieros. • Una descripción exacta de las propiedades del fluido es crítico para modelar correctamente el sistema de producción.

ASEGURAMIENTO DE FLUJO • Cómo diseñar pozos y tuberías para asegurar que los fluidos producidos serán transportados de manera segura y económica a las instalaciones de procesamiento de aguas abajo es un desafío importante para los ingenieros. • Una descripción exacta de las propiedades del fluido es crítico para modelar correctamente el sistema de producción.

ASEGURAMIENTO DE FLUJO • Los estudios específicos de modelado de aseguramiento de flujo incluyen:  Prediccion de la erosion  Prediccion de la corrosión debido a gases acidos  Prediccion de formación de hidratos incluyendo la mitigación con inyección de inhibidores  Prediccion de Liquid Loading (Pozos)  Modelado a detalle de la transferencia de calor.

CORROSION Y EROSION • Los estudios específicos de modelado de aseguramiento de flujo incluyen:  Prediccion de la erosion  Prediccion de la corrosión debido a gases acidos  Prediccion de formación de hidratos incluyendo la mitigación con inyección de inhibidores  Prediccion de Liquid Loading (Pozos)  Modelado a detalle de la transferencia de calor.