1. El Sistema de Producción

2010

Tema IEl Sistema de Producción

M en I. Bernardo García Urquiza

SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓNTema I: El sistema de Producción

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Funciones del Ingeniero de Producción

• Aplicar las técnicas de análisis e interpretación de datosde producción en pozos para analizar sucomportamiento y fundamentar las acciones quepermitan mantenerlos en condiciones óptimas deproducción, alargando al máximo su vida productiva,logrando así, la máxima recuperación del yacimiento enexplotación de manera rentable.


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Introducción• Un sistema integral de producción es el conjunto de elementos

que transportan los fluidos del yacimiento hacia la superficie, lossepara en aceite, gas y agua, enviándoles a las instalacionesde almacenamiento y comercialización.

• Componentes Básicos del Sistema Integral de Producción:


• Yacimiento• Pozo• Estrangulador• Tubería de descarga• Separadores y equipo de procesamiento• Tanque de almacenamiento

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• Yacimiento:

• Porción de una trampageológica que contienehidrocarburos, la cualse comporta como unsistema conectadohidráulicamente.


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Pozo:

Un pozo productor es perforadocon el fin de proveer una conexiónentre el yacimiento y lasinstalaciones superficiales.Este permite que los fluidosalmacenados en el yacimiento seanproducidos de su lugar de original aun punto en superficie, donde sinseparados, tratados, procesados,transportados y finalmentevendidos

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Cabezal del Pozo

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Estrangulador:Aditamento instalado enpozos productores paraestablecer una restricciónal flujo de fluidos y asíobtener el gasto deseado.


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• Tubería de descarga:Conducto de acerocuya finalidad estransportar la mezclade hidrocarburos yagua desde la cabezadel pozo hasta labatería de separación.


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• Tanques de medición:

• Son recipientesmetálicos de grancapacidad paraalmacenar laproducción dehidrocarburos; puedenser instalados en tierrafirme o pueden serbuque-tanques, amboscon capacidades de100 mil a 500 milbarriles.

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Separadores:Son equipos utilizados para separar la mezcla de aceite, gas y agua que proviene del pozo; pueden ser verticales, horizontales o esféricos.

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INGENIERIA PETROLERA - PRODUCCIÓN DE POZOSTema I: El sistema de Producción

Linea de flujo(crudo, agua y gas)

Multiple de Producción

sin separación

Inyecciónde gas

TercerosDistribuciónalta presión

Múltiple deDistribución

PozoProductor

Múltiple de Gas Lift

Levantamiento Artificial por gas

Múltiple de Producción

con separación

Crudo y agua

EstaciónDe Flujo

Linea bifásica

Linea bifásica

Patios de Fiscalización

Bombeo de crudoy agua

Exportación

CrudoFiscalizado

Bombeo de crudo y agua

Múltiple deBombeo

Gas de baja

Múltiple deRecolección

De gas

Gas de baja

Gas de baja

Plantas de Compresión

Disposiciónde efluentes(Inyeccion

de agua)

PozoInyector

Proceso de Producción

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Aceite

Separación

Deshidratación

Desalado

Estabilización

Bombeo

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Separación: Separando las fases crudo, gas y agua de una corriente demezcla de pozos.

Deshidratación: Remoción de gotas de agua o % volumen de agua en elcrudo.

Desalación: Reducción del contenido de sal en el crudo por dilución de laemulsión agua/crudo con agua fresca y después deshidratación.

Estabilización: Remoción de los componentes mas volátiles de un crudopara reducir la Presión de Vapor Reíd (PVR) o mas correctamente la Presióndel Punto de Burbuja.

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Gas

Separación

Rectificación(separa líquidos)

Endulzamiento (PQ)

Compresión

Separadores

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Pérdidas de Presión por Fricción del Sistema

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ANALISIS NODAL: Técnica o procedimiento

secuencial para cuantificar y optimizar la

producción de pozos de aceite o gas,

evaluando el comportamiento y efecto de

los componentes que integran el sistema

productivo.

Cada componente se evalúa por separado y

posteriormente se combinan para optimizar

el sistema completo y obtener el gasto de

máxima eficiencia.

FUNDAMENTOS TEORICOS

Un sistema de producción está dividido en tres componentes básicos:Flujo a través de medios porososFlujo a través de tubería vertical o de producción (T.P.)Flujo a través de la tubería horizontal o línea de descarga (L.D.)

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Pr PePwfsPwf

Psep

VentasGas

LíquidoTanque

Pwh

IMPORTANCIA

• Permite realizar análisis y diagnósticospresentes y futuros.

• Permite determinar caídas de presión.

• Facilita el proceso de optimización.

• Identificar oportunidades de incremento delgasto.

• Permite ejecutar sensibilidades aparámetros físicos.

• Permite analizar pozos fluyentes,intermitente o con un SAP.


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Pr PePwfsPwf

Psep

VentasGas

LíquidoTanque

Pwh

APLICACIÓN• Selección del aparejo óptimo.

• Diámetro óptimo del estrangulador.

• Longitud y diámetro de la línea dedescarga/flujo/escurrimiento.

• Presión en el separador.

• Técnicas de completación/terminación de pozos,incluyendo empaques con grava y pozos perforados enforma convencional.

• Predecir daño de formación.

• Determinar tasas de inyección en pozos con BN.


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Pérdidas de Presión por Fricción del Sistema

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Limite de drenaje Wellbore Cabezal y

choque Separador Tanque de Almacenamiento

PePwf

Pwh

Psep

Pst

re rw

Yacimiento Tubing Lineas de flujo Lineas de Transf.

Limite de drenaje Wellbore Cabezal y

choque Separador Tanque de Almacenamiento

PePwf

Pwh

Psep

Pst

re rw

Yacimiento Tubing Lineas de flujo Lineas de Transf.

Caída de presión en el Sistema de Producción

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Punto de Operación

Presión Dinámica

Gasto de Líquido (BPD)

Pre

sión

Curva de Oferta (Inflow)

Curva de Demanda(Outflow)

Presión de Estática de Yacimiento

Curvas de Afluencia/Efluencia

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Característica inherente a la roca,expresa la habilidad a dejar fluir unfluido a través de los canales queconstituyen el volumen porosointerconectado.

Absoluta: Es aquella que tiene unmedio poroso saturado 100% poruna única fase.Efectiva: Es aquella quecorresponde a una determinada fasecuando fluyan en el medio porosodos o más fases. Es una función dela saturación de la fase enconsideración y su valor siempre esmenor que la permeabilidadabsoluta.Relativa: Es el cociente entre laefectiva y la absoluta.

Granos Diminutos

Granos Grandes Granos Pequeños

FUNDAMENTOS TEORICOSPermeabilidad (k)

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PETRÓLEO

AGUA

SATURACIÓN DE AGUA

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

ELA

TIVA

Sorw

Krw max.

Kro max.

Swc

1.0

0 1

PETRÓLEO

0

1.0

1

SATURACIÓN DE LÍQUIDO (So + Swc)

SorwPERM

E ABI

LIDA

DR E

LATI

V A

Sgc

Krg max.Kro max.

Swc

Curvas típicasde Kr

Permeabilidad (k)

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Restauración de Presión

Registros MDT/RFT

Pozos Vecinos

Presión Promedio de Yacimiento (P)

Es la presión dentro del área dedrenaje del pozo y controla elflujo de aceite hacia el sistemade producción.

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Permeabilidad promedio del yacimiento

Barrera impermeable

Barrera impermeable

Radio del yacimiento (re)

Radio del pozo (rw)E

spesor de arena productiva

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Radio del Pozo

• Se define como radio del pozo la distancia comprendidaentre el centro del pozo y la cara de la formación delyacimiento. Para obtener el radio del pozo se puede:

• Medir con una herramienta denominada caliper ydepende del tipo de terminación del pozo.

• Si estos registros no están disponibles puede utilizarseel calibre de la mecha de perforación.

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( )( )sXLnB

pphkq

oo

wf

+−

−×=

−

75.01008.7 3

µ

X

Radio de Drenaje (re)

Factores de Forma según Mathews y Russel

Distancia comprendida entre el centrodel pozo y la zona donde la presióndel yacimiento alcanza el estadopseudo estacionario durante laproducción del pozo.

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Los yacimientos de petróleo se pueden clasificar como:

1 Yacimientos con aceite bajo saturados. Se definen comoaquellos donde la presión inicial es mayor a la presión deburbuja.

2 Yacimientos con aceite saturados. Se definen como aquellosdonde la presión inicial es igual a la presión de burbuja.

3 Yacimientos con capa de gas. Se definen como aquellos dondela presión inicial es menor a la presión de burbuja


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Propiedades básicas de los fluidos

1 Los fluidos de producción son aceite, gas y agua

2 Las propiedades básicas se pueden resumir como:

i. Gravedad especifica. γo,g,w

ii. Presión de burbuja. Pb

iii. Factores volumétricos, Bo,g,w

iv. Relación gas/aceite. Rs

v. Viscosidad. μo,g,w

3. Estas propiedades son dependientes de la presión y latemperatura.

4. Para la obtención de estas variables se utiliza un análisis PVT omodelos de correlación en función de propiedades básicas. Lascorrelaciones pueden ser ecuaciones o cartas.

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Gravedad Especifica del Aceite

Se define como la relación entre la densidad del aceite y la densidaddel agua, ambas medidas a 60°F y presión atmosférica (condiciónstandard).

wo ρ

ργ 0=

La gravedad también se puede expresar en unidades API de lasiguiente manera:

5.1315.141−=°

o

APIγ

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Se define como la relación entre el peso molecular aparente del gasy el peso molecular aparente del aire.Para calcular la gravedad específica del gas se debe tener al menosun análisis cromatográfico del gas para calcular su peso molecularaparente y luego realizar el siguiente cálculo:

Gravedad Específica del Gas

aire

ga

aire

ag

MMM

ρρ

γ ===96.28

Los valores de γg dependen de las condiciones en el cual el aceite es separado.

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Presión de Burbuja

Se define como la presión a la cual se desprende la primera burbuja degas a una determinada temperatura.

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓNTema II. Propiedades de los fluidos

Factor de volumen del aceiteEl comportamiento del Factor de Volumen de Aceite (Bo) en la rama bajo saturada (punto 1al 2) que se incrementa el valor del Bo a consecuencia de la relación existente entre elvolumen de aceite + gas disuelto y el volumen de aceite muerto.

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓNTema II. Propiedades de los fluidos

Factor de volumen de fase mixta El Factor de Volumen de la Fase Mixta (Bt) es el volumen que ocupa el aceite a condiciones de yacimiento con su gas disuelto más el gas liberado, relacionándolo con el volumen de aceite pero este a condición estándar

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓNTema I: Propiedades de los fluidos

ViscosidadLa viscosidad es una propiedad de los fluidos de oponer resistencia al flujo, y se ve afectada por los incrementos en la temperatura y la presión.

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SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓNTema I: Propiedades de los fluidos

Relación de Solubilidad La Relación de Solubilidad (Rs), es la relación de Gas disuelto en el aceite a condiciones de yacimiento, pero midiendo el gas a condiciones estándar; asociándolo a un metro cubico de aceite medido a condición estándar. Para visualizar claramente esta relación hay que apreciar la siguiente ecuación: Ecuación

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Factor de Daño Total en la Formación (Skin)

Es un número adimensional que mide el daño en la formación o la estimulación depozo de la formación adyacente al pozo. El número es positivo para daño y negativopara estimulación es pozo.

Daño(-): Restricción al flujo de fluidos que distorsiona las líneas de flujo desde elyacimiento hacía el pozo. Disminuye significativamente la productividad del pozo yocasiona una caída de presión adicional en las cercanías del mismo.

DiluciónControl de emulsionesInyección de vapor

Pozos horizontalesFracturamiento

EstimulacionesFracturamiento

FracturamientoEstimulación ácidaCambios de mojabilidad

RedisparosPozo desviado

])([)(08,7

SrwreLnoo

PwfPehKq+××

−×××=

µβ

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Diagrama P vs T

Condensado: Ubicado entre elpunto crítico y elcricondentérmico en estadogaseoso.

Gas: Existen en estado gaseosoa cualquier presión pero atemperaturas mayores que lacricondentermica.

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Yacimientos de Aceite y Gas Disuelto Yacimientos de Gas Tipo Características

De bajo encogimiento (Aceite Negro)

De Alto Encogimiento (Aceite Volátil)

Gas y Condensado Gas Húmedo Gas Seco

Diagrama de fase

Temperatura

Punto Crítico

Estado en el Yacimiento

Curvas de Calidad

Singularidades

Producción en Superficie

Composición

RGA (m3/m3)

Densidad Líquido (gr/cm3)

Color Líquido

Ty <Tc

PC, a la derecha de la

Cricondenbara

Si P>Pb @Ty yac.

bajosaturado (1 fase) Si PbP≤ @Ty yac. saturado

(2 fases)

Muy pegadas a la línea de

puntos de rocío

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

Dentro Región 2 F

Grandes cantidades de pesados en mezcla original

< 200

>0.85

Obscuro

TcTy≤

PC. cercano a la Cricondenbara

Si P>Pb @Ty yac. bajosaturado (1 fase)

Si PbP≤ @Ty yac. saturado (2 fases)

Mas separadas de la línea de puntos de rocío

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

Dentro Región 2 F

Grandes cantidades de intermedios en mezcla original

200 - 1000

0.85 - 0.78

Ligeramente Obscuro

Ty <Tc < Cricondenterma

PC. A la izquierda de la Cricondenbara

Si P>Pr @Ty yac.

bajosaturado (1 fase) Si PrP≤ @Ty yac. saturado

(2 fases)

Tienden a pegarse a la línea de puntos de burbuja

Fenómenos Retrógrados

Dentro Región 2 F

Regulares cantidades de intermedios en mezcla original

500 - 15,000

0.82 - 0.75

Ligeramente coloreado

Ty > Cricondenterma


Py nunca entra en la región de 2 fases, en el yac. siempre se está

en estado gaseoso

Mas pegadas a la línea de puntos de burbuja

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

Dentro Región 2 F

Pequeñas cantidades de intermedios en mezcla original

10,000 - 20,000

0.80 - 0.75

Casi transparente

Ty > Cricondenterma


Py nunca entra en la región de 2 fases, en el yac. siempre se está en

estado gaseoso

Casi pegadas a la línea de puntos de burbuja

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

Fuera Región 2 F

Casi puros compuestos ligeros en mezcla original

20,000

< 0.75

Transparente

P

Pr

Ps

Ts Ty

Tc T

0

30

20

100

A

A'

B

10

Pi

Pc Pc

C R I C O N D E N T E R M A

T

Pc

Ps

Ts

P

Ty Tc

0 5

20

100

A

B

10

Pi

Pc C R I C O N D E N T E R M A

P

Pb

Ps

A

Pc

Ts Ty Tc T 0

25

50

75

100 Pc

A'

B

Pi

P

Ps

Ts Ty Tc

T

0

5

B

10

Pi

Pc Pc C

R I C O N D E N T E R M A

Ts

Pb

Pi

Ps

Ty Tc T

0

25

50

100

Pc

A

A'

B

75

P

Clasificación de yacimientos por diagrama de fase

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Diagrama P vs T

Yacimientos de Gas

Yacimientos de Petróleo

1. Gas Seco

2. Gas Húmedo

3. Gas Condensado

1. Aceite Volátil

2. Aceite Negro

1. Liviano

2. Mediano

3. Pesado

4. Extrapesado


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RGA (PCN/BN) API C7

+ C1 Color

Gas Seco> 100000 < 0.7% > 90%

Gas Húmedo

> 15000< 70 < 4 < 90 Incol.

Gas Conden.

> 3200 > 40< 12.5

> 60AM. Claro

Aceite Volátil

> 1750 > 40 > 12.5< 60 AM.

Oscuro

AceiteNegro < 1750 < 45

> 20< 50 NEG-VER

Caracterización de Fluidos de Yacimientos en Base a información de Pruebas de Producción y Análisis

Cromatográficos


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Presión deTuberíaFluyente

Pwf

Qo IPR

Pro

fund

idad

Presión

Qo

Pro

fund

idad

Presión

Pr

Qo

Pro

fund

idad

Presión


Gradiente Estático y Dinámico/Fluyente

ghPhPργ

=∆=∆

wo ρ

ργ 0=

5.1315.141−=°

o

APIγ

62.4 lbm/ft3

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Correlaciones

La relación gas liquido a condiciones de flujono se puede determinar a partir de condicionesen la entrada de la tubería. Esto se debe alresbalamiento.

Para determinar el valor de dicha correlaciónse utilizan correlaciones desarrolladasexperimentalmente.

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Grupo I:No se considera resbalamiento entre las fases.La densidad de la mezcla se obtiene en función de lapropiedades de los fluidos.Las perdidas por fricción y los efectos delcolgamiento se expresan por medio de un factor defricción correlacionado empíricamenteNo se distinguen patrones de flujo.Poettman y Carpenter, Fancher y Brown y Baxendelly Thomas.

Estas correlaciones se dividen en grupos en base al criterio de su desarrollo:

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Grupo II:Se toma en cuenta el resbalamiento entre las fases.La densidad de la mezcla se calcula utilizando el efecto de colgamiento.El factor de fricción se correlaciona con las propiedades combinadas del gas y el liquido.No se distinguen regímenes de flujo.Hagedom y Brown

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Grupo III:

Se considera resbalamiento entre las fases.La densidad de la mezcla se calcula utilizando el efecto del colgamientoEl factor de fricción se correlaciona con las propiedades del fluido en la fase continua.Se distinguen diferentes patrones de flujo.Duns y Ros, Orkiszewski, Aziz, Beggs y Brill, Chierici, Gould y Tek.

1. El Sistema de Producción

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