capítulo 6 gestión del pozo - diseño y control de parámetros de producción

8/17/2019 Capítulo 6 Gestión Del Pozo - Diseño y Control de Parámetros de Producción

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CAPÍTULO 6 - GESTIÓN DEL POZO: DISEÑO Y CONTROL DE PARÁMETROS DE PRODUCCIÓN

Este capítulo analiza la filosofía, diseño, jerarquía de control y bases teóricas una rutina de administración de pozos para traducir las condiciones de operación del campo y las restricciones en condiciones de límites matemáticos y lógica aceptable para un simulador de reservorios.

6.1 Diseño General de una Rutina de Gestión de Pozos

Una rutina de administración de pozos establece caudales o presiones de pozos,implementa políticas de operación y satisface las condiciones de operación a los niveles de intervalo de producción de pozo, grupo de pozos, reservorio y campo (Fig. 6.1). Un simulador de reservorio necesita una rutina de administración de pozos para traducir los datos históricos de producción/inyección y las condiciones de operación yrestricciones reales o deseadas del campo a controles aceptables para el modelode reservorio. Esto requiere que tales restricciones operativas como límites de facilidades de producción e inyección, regulaciones estatutarias, demanda del mercado, capacidad de pozos, relación gas/petróleo GOR y relación agua/petróleo WOR, presiones e reservorio mínima y máxima deseada y caudales de inyección mínimo y máximo a ser impuos como condiciones límites en el modelo de reservorio. En la aplicación de condiciones de límite, la rutina de administración de pozos debe tener la flexibilidad de cambiar caudales de producción e inyección histórica cuando se está simulando el rendimieto pasado a relaciones físicas más generales que deben controlar los caudales de producción cuando se vaya a predecir el rendimiento futuro.

Campo

Reservorio

Grupo

Pozo

Bloque Malla Fig. 6.1 ± Jerarquía Típica de Control de Gestión de Pozos.

6.1.1 Tareas Ejecutadas por la Rutina de Gestión de Pozos

Las rutinas de Gestión de pozos pueden variar grandemente en complejidad. En su forma más simple, una rutina de gestión de pozos aplica caudales de pozos o presiones asignadas por el usuario a bloques de producción individuales en el simulador a tiempos específicos. Esta forma simplificada se refiere como rutina de caudal. Rutinas más sofisticadas pueden también ejecutar las siguientes tareas:

1. Cerrar, reacondicionar, recompletar, o re-perforar pozos de acuerdo a criterios especificados por el usuario (como límites de WOR, GOR y caudales de petróleo mínimos permitidos)2. Calcular la hidráulica en boca de pozo y línea de flujo.3. Iniciar elevación artificial (gas lift o bombeo).4. Cambiar pozos fluyentes entre sistemas de producción que tienen presiones de fondo diferentes5. Optimizar el nivel y la distribución de caudales de pozos para coincidir capacidades de las facilidades de producción del campo y la disponibilidad de gas para gas lift.


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6. Después de cualquiera de los precedentes mantener los objetivos de caudales depetróleo o gas del reservorio o del campo.7. Controlar caudales de inyección de agua o gas para mantener una presión definidapromedio del reservorio.8. Retornar el agua producida a los lugares especificados del reservorio.9. Ejecutar cálculos de conificación10. Relacionar el GOR y WOR de producción de un pozo a la saturación promedia del bloque-malla por medio de las seudo-funciones del pozo.11. Permitir solapamiento manual por el usuario.12. Comprobar los datos de la rutina de administración de pozos de modo que sean completos y consistentes.13. Traducir nombres de pozos literales en números de secuencia de pozos que el simulador pueda interpretar. En adición, una buena rutina de administración de pozos realista integra restricciones de boca de pozo en simulaciones de rendimiento futuro del reservorio implementando automáticamente una secuencia lógica de re-acondicionamientos, re-terminaciones, reemplazos y adiciones (perforación adicional) de pozos del modelo de reservorio de acuerdo a las guías definidas por el usuario, con el objetivo de maximizar la recuperación económica del petróleo.

6.1.2 Restricciones de Producción.

Las restricciones en caudales de producción de pozos pueden tener su origen enlas leyes físicas que gobiernan el flujo de fluidos en el reservorio, el sistema d

e superficie, los controles externos impuestos por el estatuto, conveniencia política, económica, o guías operativas. Las restricciones físicas comunes incluyen la productividad del pozo, hidráulicadel pozo, hidráulica de superficie y capacidad de las facilidades.1. La productividad del pozo.- es una función de la roca reservorio y las propiedades del fluido: saturación, tipo y efectividad de la terminación del pozo. La productividad del pozo es afectada por la permeabilidad del reservorio, viscosidad del fluido, presión del punto de burbuja del petróleo, permeabilidad relativa, cantidad y calidad de la perforación, fracción de la formación abierta al flujo, estimulación dl pozo, volumen de drenaje y en pozos de gas, flujo turbulento cerca a boca de pozo2. Hidráulica del pozo.- es influida por la presión de fondo (BHP), presión de cabeza, profundidad medida y vertical, relación gas/líquido (GLR), WOR, tamaño del tubing y m

ecanismo de elevación (tal como flujo natural, gas lift, o bomba sumergible).3. Hidráulica de superficie.- es influida por el tamaño del choke, tamaño de la línea d flujo y configuración, presión trasera del separador y el número de fases fluyentes.4. Capacidad de facilidades de superficie.- puede controlarse por una o mas capacidades de componentes (tal como capacidad de manejo de líquido y gas de los separadores, capacidad del compresor de inyección y gas lift, capacidad de la bomba, ycapacidad de disponibilidad de agua). Restricciones externas de producción pueden imponerse por agencias reguladoras, el operador o las fuerzas del mercado.1. Controles estatutarios.- Son restricciones legales impuestas por cuerpos reguladores para la conservación, demanda del mercado, o propósitos políticos. Estas restricciones incluyen permisividad de producción de petróleo y límites GOR en un pozo, alquiler, o bases del reservorio, créditos de inyección de gas y agua, reglas de transf

erencia de producción permisible, y nivel de presión de reservorio.2. Guías operativas.- Establece límites aceptables en relaciones, presiones y caudal de fluidos. Estas guías son normalmente auto-impuestas (a) para minimizar problemas como producción de arena, conificación, corrientes de agua inferior o de gas superior. (b) para maximizar la recuperación controlando el vaciamiento neto y presión del reservorio, o (c) para maximizar factores económicos.3. Utilidad y disponibilidad del pozo.- Depende de la economía de perforación y re-acondicionamiento, el número de zonas del reservorio, las posiciones de los frentes de fluidos y problemas mecánicos y de corrosión.4. Límites de producción económica.


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5. Restricciones del mercado.6. Disposición del gas producido.

6.2 Reglas de Decisión Típicas

Una rutina de administración de pozos debería ejecutar vigilancia ordinaria de pozos, grupos de pozos y unidades de reservorio en el modelo de reservorio. Deberíatambién ser capaz de tomar algunas acciones elementales que puedan ser prescritaspor un ingeniero vigilante del campo. Estas acciones incluyen:1. Cerrar pozos a límites prescritos de WOR y GOR.2. Convertir pozos a ascenso artificial según dictámenes de presiones de cabeza bajas de pozos o bajos caudales de flujo que resultan de la declinación de la presión en el reservorio y/o incremento en la producción de agua.3. Implementar respuestas a límites estatutarios por acatamiento a penalidades deproducción para altos GOR, límites en alquiler de producción de gas, producción permisile del campo y concesión o reglas del contrato de producción compartida.4. Añadir nueva terminación en respuesta a rendimiento WOR y GOR de pozos mediante re-acondicionamiento, re-terminación o perforando nuevos pozos.5. Asignar la producción de pozos e intervalos de producción para el control de conificación y movimiento del contacto de fluido.6. Controlar la presión 1) planificando la relación de inyección/producción y el contro de tiempo de los incrementos de capacidad de inyección para mantener la presión del reservorio para un flujo natural óptimo o eficiencia del gas lift o máxima eficiencia de recuperación y 2) manteniendo las presiones de inyección debajo de la presión de

fractura del reservorio.6.3 Secuencia Lógica

La vigilancia, acciones y el tiempo de las acciones efectuadas por una rutina de gestión de pozos se confeccionan para un reservorio particular y para un modo específico de operación del reservorio.

6.3.1 Modo Histórico

Cuando se simula el rendimiento histórico, un procedimiento común para gestión de pozos es especificar caudales de producción de petróleo y caudales de inyección de agua y gas y permitir que WOR y GOR sean calculados de las movilidades de fases. E

s usual limitar los máximos de WOR y GOR para prevenir excesivos vacíos de reservorio que pueden resultar de una pobre selección inicial de funciones de pozos y funciones de permeabilidad relativa. Para pozos productores de petróleo, una rutina de gestión de pozos usa la siguiente lógica general para establecer condiciones de límite para un intervalo de tiempo en el modo histórico.1. Usar valores históricos de caudales de producción de petróleo, qo, para el pozo2. Calcular GOR del pozo de las movilidades de fases y funciones de pozos. Si este valor excede el máximo permitido de GOR del pozo, Rmax, entonces usar el máximo valor permitido para GOR del pozo.3. Calcular WOR del pozo de las movilidades de fases y de las funciones de pozos. Si este valor excede el máximo WOR de pozo permitido, Fwomax, entonces usar el máximo valor permitido para WOR del pozo.

4. Calcular el caudal de gas, qg, para el pozo como qg = Rqo. Calcular el caudal de agua, qw, para el pozo como qw = Fwoqo.

6.3.2 Modo de Predicción

Para probar al nivel de pozos durante las predicciones, el flujo lógico al comienzo de cada intervalo de tiempo es como sigue:1. Si está disponible el ascenso artificial, reactivar los pozos que estaban en flujo natural pero que fueron cerrados por bajos caudales de producción. Esto requiere que el modo de producción a nivel de grupo sea disponible para ascenso artifici


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al2. Calcular la capacidad de cada productor e inyector activo dentro las restricciones impuestas por la hidráulica del pozo, presión en cabeza de pozo o potencial en el fondo del pozo.3. Comparar GOR, WOR del pozo y restricciones BHP mínimas contra los valores calculados. Cerrar pozos que violan las restricciones o reducen su caudal por un factor específico. Cerrar pozos que violan las restricciones de caudal mínimo de petróleo.4. Probar las capacidades de los pozos de producción e inyección contra las restricciones de caudal máximo del pozo.5. Para pozos de petróleo o gas-lift, calcular GLR y WOR a usarse en los cálculos hidráulicos del pozo al comienzo del próximo timestep. Luego calcular requerimientos de gas para el gas-lift.

6.4 Comportamiento Individual del Pozo

Una comprensión completa de las asunciones implícitas de la manera que una simulación trata los pozos como fuentes y sumideros son esenciales si se desea evitarerrores serios al prever WOR, GOR, presiones de pozos, requisitos de pozos y eficacia de la recuperación. En esencia un bloque malla que contiene un pozo es similar en todo respeto a otro bloque malla en el modelo. Nada hay interno al sistema de la malla que reconoce la existencia de un pozo, y el rendimiento de un pozosimulado normalmente no puede derivarse directamente de la presión y saturacionesde los fluidos en el bloque del pozo. Para calcular el rendimiento del pozo, esnecesario saber o asumir cómo las presiones y saturaciones son distribuidas dentro

los bloques que representan el pozo. Es entonces posible derivar relaciones llamadas Uniones de Pozos que relacionan parámetros de rendimiento de pozos a saturaciones y presiones del bloque simulador. Estas relaciones deben derivarse a menudo simulando la región de drenaje del pozo con un modelo separado, detallado. En la fase de diseño temprano del modelo, se debe evaluar el nivel de precisión necesario al modelar el comportamiento individual del pozo para lograr los resultados deseados. Por ejemplo, si el último objetivo es diseñar los medios de producción para una plataforma marina en un campo no desarrollado, prever la capacidad del pozo y rendimiento GOR y WOR puede ser un objetivo importante del estudio. Sise estudia el efecto de mantener la presión en la recuperación final en un campo bien-desarrollado con considerable historia de rendimiento del pozo, prever comportamiento individual del pozo es menos importante y una condición de límite de caudalbasado en rendimiento histórico puede ser adecuada.

Fig. 6.2 ± Factores que influyen en el caudal del pozo

La capacidad individual del pozo (Fig. 6.2) está gobernada por factores comolos siguientes.1.- Relación de rendimiento instantánea de influjo del pozo (IPR). Esta relación es una función de las propiedades de la roca reservorio, cerca a la saturación del pozo,efectos de permeabilidad relativa, y condiciones del pozo (daño de la formación, deposición de parafina y condiciones de perforación)2. Detalles de Terminación. Tres de los factores normalmente encontrados que deben considerarse para desarrollar funciones de pozos son el intervalo de terminaciónefectivo, penetración parcial y la posición del contacto agua/petróleo (WOC) y el contacto gas/petróleo (GOC). El intervalo de terminación efectivo puede ser diferente de

l intervalo de terminación mecánico debido a taponamiento o perforaciones dañadas y canales de flujo en el cemento. La penetración parcial puede reducir la productividad del pozo. La posición de los contactos de fluidos relativos al intervalo de terminación influye en los caudales a los que pueden producirse los pozos sin cuspidificación o conificación de agua o gas a los pozos.3. Sistema hidráulico del pozo y de superficie. Presión trasera en un pozo productor es determinada por capacidades de la bomba y del compresor, caídas de presión en el tubing, líneas de flujo, chockes y separadores.4. Estimulación del pozo. El fracturamiento hidráulico, acidificación o matriz de fractura natural aumenta la permeabilidad efectiva del área del drenaje del pozo.


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6.4.1 Caudales de Influjo del Pozo y Presiones.

Cuando se aplican condiciones de límite en boca de pozo o presión en fondo delpozo (BHP) a un modelo de pozo, el caudal del pozo, q, debe ser reemplazado en las ecuaciones modelo con una expresión analítica para el caudal, establecida en términos de BHP y presión de producción del bloque. En tal expresión, la capacidad individual productora del pozo se gobierna por la caída en la presión del reservorio y el Índice de Productividad, J, que se relaciona a los parámetros previamente mencionados.Asumiendo flujo de estado estable cerca de la región del pozo, la relación entre elcaudal del pozo y la caída de presión del reservorio puede expresarse como:

6.1dondeqp = Caudal de flujo del pozo de una fase productorajp = Indice de productividad de la fase productorape = Presión en el límite exterior del área de drenaje del pozo, ypwf = Presión de fondo del pozo (BHP) fluyente en el pozo Cuando las condiciones cerca al pozo no cambian con el tiempo, se puede determinar jp de pruebas de pozos. En área de drenaje radial donde la saturación es uniforme en la región de drenaje, jp puede determinarse de la ley de Darcy 6.2Donde

k = permeabilidad absoluta,krp = permeabilidad relativa a la fase p,h = espesor efectivo del reservorio,Bp = Factor volumetrico de formación de la fase p,µp = viscosidad del fluido de la fase p,re = radio de drenaje externo,rw = radio efectivo del pozo,s = factor skin, que incorpora el daño del pozo o estimulación, efectos de perforación, pozo inclinado y efectos de penetración parcialc = 0 para flujo de estado estable,

-0.50 para flujo de estado seudo estable,-0.75 si jp está basado en la presión de volumen de drenaje promedio del pozo en vez de pe y

±?/2 si jp está basada en la presión del bloque malla y re se establece al tamaño del boque ?x (ver ecuación 6.4)

Odeh desarrolló factores geométricos para aplicar la ecuación 6.2 a 21 drenajes de forma no circular para flujo de estado pseudo estable. En la ecuación de Odeh, re se reemplaza por una longitud característica expresada como un factor geométrico multiplicado por la raíz cuadrada del área de drenaje.

6.4.2 Efectos del Bloque Malla

En un modelo de reservorio la presión del bloque-productor no es normalmente la presión del límite de drenaje del pozo. Peaceman enfocó este problema interpretando la presión del bloque como una presión fluyente a un radio equivalente del centro

del bloque. Asumiendo permeabilidades isotrópicas, bloques malla cuadrados, flujode una sola fase y un pozo al centro de un bloque interior mostró que el radio equivalente, req, es:req = 0.2?x

6.3Donde ?x es la longitud del borde del bloqueKunianskv y Hillestad validaron el resultado de Peaceman con la teoría de flujo potencial. Mostraron que 6.4


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Ellos también derivaron los factores del radio-equivalente para pozos descentrados al borde y esquina del bloque y para pozos productores múltiples en un bloque. Peaceman también derivó soluciones para los bloques no cuadrados y permeabilidadanisotrópica. Así, el índice de productividad derivado de las pruebas de campo o calculado con la Ec. 6.2 debe ajustarse como sigue para la aplicación en el modelo delreservorio: 6.5DondeJpm = Indice de productividad del modelo.Pb = presión del bloque malla.req = radio equivalente al que Pb es presión fluyente.

6.4.3 Funciones de Conificación

Flujo tridimensional (3D), multifase puede ocurrir en la región cerca del pozo debido a conificación de agua o gas. Para estos casos, la derivación de una apropiada representación de la fuente de un pozo requiere que se analice el flujo de estado estable cerca del pozo y la solución resultante se conecte con la solución de diferencia finita. La manera más directa de analizar la conificación es usar un modelo numérico. Varios estudios han encontrado que la modificación resultante a la representación fuente puede expresarse en términos de seudo permeabilidad relativa y presión seudo-capilar. Se usan tres clases de modelos para representar conificación de agua o gas en un modelo numérico a escala de campo: soluciones analíticas, correlaciones basadas

en modelos numéricos de conificación y seudo funciones. La solución analítica de Chappelear e Hirasaki da una tasa crítica de conificaciónpara la producción de agua-libre en un sistema petróleo/agua y relaciona WOR al promedio del espesor de la zona-petróleo cuando las fuerzas viscosas dominan las de gravedad. También dan una ecuación más general para casos en que las fuerzas viscosas no dominan las fuerzas de gravedad. El segundo método de desarrollo de las funciones de conificación fue demostrado por Addington quien usó los resultados del simulador numérico para correlacionar el comportamiento de conificación de gas y un parámetro crítico - la altura promedia dela columna de petróleo - sobre el intervalo perforado del pozo. Addington pudo relacionar los datos de gas a tiempo de descubrimiento al promedio de altura de lacolumna petróleo, propiedades del reservorio, caudal de petróleo y espaciado de pozos. El segundo parámetro mayor fue la pendiente de la curva de GOR que permitió a GOR

ser relacionado con los mismos factores. Una tercera manera de desarrollar las funciones de conificación involucra eldesarrollo de seudo funciones (seudo permeabilidad relativa, y seudo-presión capilar). El juego apropiado de seudo funciones rendirá la suma correcta de las fuerzas de viscosidad, capilaridad y fuerzas de gravedad aplicables al modelo de escala de campo. Estas seudo funciones de conificación gobiernan el flujo entre los bloques-malla y sirven una función diferente de seudo funciones del pozo.

6.4.4 Caudales de Inyección de Pozo y Presiones

Reemplazando los términos de inyección-del-pozo fuente del simulador con ecuaciones analíticas es análoga al procedimiento usado para pozos productores. La aplicación es más simple, sin embargo, porque normalmente sólo un fluido monofásico se inyect

en un reservorio (excepto en el caso de pozos de inyección de vapor). La ecuación resultante es:

6.6Donde el índice de inyectividad, Ipm, es medido en el campo y convertido a un valor del modelo o es derivado para una región de inyección radial como: 6.7Donde ip es caudal de inyección e Ipm es índice del modelo de inyectividad. Como la inyección puede ocurrir en bloques del modelo donde la saturación de la fase inyectada es cero, un procedimiento especial puede exigirse para estimar l


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a movilidad de la fase-inyectada, krp/?p. Práctica Común en este caso es igualar lamovilidad de la fase-inyectada a la movilidad total en el bloque, dando 6.8 Cuando hay una sola fase fluida desplazada, un modelo de desplazamiento analítico, radial, bifásico del tipo de Buckley-Leverett (Fig.6.3) puede usarse con laecuación de presión de estado estable para modelar distribución de saturación y caída dresión con más precisión dentro del bloque malla de inyección cuando aumenta la saturac de la fase inyectada.

(b)(b)

Fig. 6.3 ± Modelo de inyección bifásico (a) modelo conceptual y (b) distribución de preión típica

Otro factor que puede afectar el rendimiento de inyección-del-pozo es la inyección de agua de superficie o agua de mar a un reservorio de temperatura muy superior. Debido a que la viscosidad del agua inyectada es superior a la viscosidad a temperatura del reservorio la inyectividad del pozo declina. La variación de tiempo de Ip para tal caso se muestra en Fig. 6.4. Una manera de responder el calentamiento gradual del agua inyectada con el tiempo es ejecutar un modelo termal multifase para derivar una relación entre el índice de inyectividad y el fluido inyectado acumulado y para usar esta relación en Ec. 6.7. Otro enfoque menos riguroso es usar la viscosidad de agua inyectada a la temperatura de inyección Ec. 6.8. Estemétodo infravalora la inyectividad porque no responde al calentamiento in-situ de

agua inyectada o para esa parte que es agua intersticial a temperatura del reservorio.

Inyección acumulada, O2 (bbl x 103)Fig. 6.4 ± Declinación de inyectividad resultante de enfriamiento

6.4.5 Rendimiento de Flujo de Salida del Pozo

Es deseable especificar un caudal o condición de límite de presión en boca de pozo o algún otro punto en las facilidades de superficie. Para hacer así, es necesario usar un modelo hidráulico para considerar flujo monofásico, bifásico, o trifásico en ls cañerías. Tal modelo puede derivarse de un balance de energía o de presión o empíricate de datos experimentales. El resultado es una ecuación de la forma:

6.9Donde?pf = caída de presión causada por trabajo irreversible resultado de perdidas de fricción,?ph = caída de presión causada por perdida de cabeza o peso específico resultado del fluido en tubería.?pke = caída de presión causada por cambio de energía cinética o pérdida de aceleración

resultado de cambios de velocidad, y?pw = caída de presión causada por perdida de trabajo externo, como arrancar una turbina (una bomba introduciría un -?pw). El gradiente de presión por fricción está relacionado al factor de fricción y veloidad y el gradiente de presión por gravedad está relacionado a los cambios en la cab

eza hidrostática. El término de energía cinética es despreciable excepto cuando el flujo es a travésde probadores de flujo o chokes bifásicos. La caída de presión causada por trabajo externo, ?pw, no aparece en el sistemadefinido para la simulación de reservorio. La práctica común es poner las condicionesde límite a la arenisca, a la succión de la bomba en caso de bombeo de pozos o a lacabeza de pozo o separador en caso de flujo de pozos con gas lift. Si uno escoge incluir bombas y compresores en el sistema modelo, deben incluirse las curvas apropiadas de capacidad de cabeza para bombas centrífugas y las curvas de caudal-de-eficiencia para bombas de presión.


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Se ha investigado mucho el problema de flujo multifase bajo las condiciones del yacimiento petrolífero. Como gran parte de esta investigación se dirigió con cañer lisas no realistas, es importante calibrar caídas de presión derivadas analíticamente con los datos del campo reales siempre que sea posible. Las diferencias entre datos de predicción y medidos en el campo deben compararse en términos de caída de presión absoluta en el pozo en vez de porcentaje de BHP. Esta comparación indicará el rango de errores esperado al predecir caudales de flujo del pozo. A continuación un vistazo global de flujo monofásico de agua y gas y flujo multifásico de gas y líquido.

6.4.6 Inyección de Agua

Para pozos inyectores de agua la presión de cabeza y BHP, pwh y pwf, puede relacionarse a través de la Ec. 6.9. El resultado espwf = pwh ± ?pf + ?ph

6.10 La Ec.6.10 también pueden usarse para flujo horizontal o inclinado dónde ?ph es la cabeza hidrostática para un cambio de elevación, ?z, sobre la longitud L y pwh y pwf son las presiones de entrada y salida, respectivamente. Para modelo de flujo monofásico se puede expresar la Ec. 6.9 o 6.10 en el formato de Hazen-Williams usando una expresión analítica para el factor de fricción en térinos de Nro de Reynolds. Esto resulta en una ecuación de la forma:?p = Kqa ± ?ph

6.11

Donde K es un coeficiente que es determinado experimentalmente o se deriva de una expresión analítica para gradiente de presión de fricción y ªaº es un exponente detero experimentalmente con rango de 1.75 a 1.85 para el agua.

6.4.7 Producción e Inyección de Gas

Debido a que el gas es altamente comprimible, debe introducirse una ecuación de estado que relaciona densidad a presión en las ecuaciones de flujo para el gas antes de la integración sobre la longitud. El resultado es una ecuación de la forma: 6.12Donde A es función de la temperatura, gravedad del gas, factor de compresibilidad

y longitud, B es función de la temperatura, factor de compresibilidad, diámetro y pérdida de fricción. La Ec. 6.12 es válida para flujo vertical a través de un canal circular, asumiendo una distribución de temperatura lineal, factor de desviación de gas constante yefectos de aceleración despreciables. Para la inyección, el caudal de inyección, ig, debe ser una cantidad negativa. Para flujo horizontal con factor de desviación Z constante, temperatura T y efectos de aceleración despreciable, la forma de la Ec. 6.12 se reduce a:

6.13Donde C es función de la temperatura, gravedad del gas, factor de compresibilidad, diámetro y pérdida de fricción.

6.4.8 Producción Gas / Líquido

Para pozos de inyección la presión de bombeo de superficie o el caudal es conocido y controlado. A nivel de la formación la distribución de presión puede determinarse de las teorías de flujo de cañería monofásicas. Así, el flujo de inyección al pozo estivamente fácil modelar. En pozos de producción, la situación es más complicada. Finalmnte, los pozos de producción entregan fluidos del reservorio de una superficie derecogida del sistema. En un pozo típico fluyente o gas-lift, el diseño de choke y la operación del (primer) separador fija la presión en el lado aguas arriba del choke. A nivel de formación, la distribución de presión en el pozo se aproxima a una distrib


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ución de presión hidrostática en muchos casos de interés práctico. Al bombear pozos, laesión de la tubería de cabecera se controla como parte de un sistema de recolección de gas. La presión del anillo entonces aumenta hacia abajo del pozo con una gradiente aproximadamente igual a la gradiente de presión estática del gas hasta alcanzar interfaz gas/liquido. Cuando el nivel líquido es relativamente estacionario, la presión de la cabeza de tubería es el agente de control eficaz.

6.5 Condiciones Operativas

Los requisitos para un modelo real de condiciones operativas de un campo son el conocimiento de la historia de los pozos, información sobre el equipo en usoen el campo, sus características operativas, datos de caudales históricos y presiones. También es importante enterarse de los problemas operativos, como arenamiento de terminaciones, deposición de parafina o asfalto en el fondo del pozo y el efecto de estos problemas en la productividad del reservorio. La mejor manera de lograr el conocimiento necesario es examinar archivos históricos del pozo y comunicarse con personal operativo del campo y lograr la descripción del reservorio. Cuando se examina los archivos de pozos y discute las operaciones con el personal de campo, se busca las razones básicas por qué los caudales o presiones se mantienen o cambian con el tiempo. Los siguientes son ejemplos.1. Caudales de producción o inyección son constantes cuando el flujo es controlado por chokes superficiales o sub-superficiales, reguladores de flujo o probadores de flujo críticos o por bombas sub-superficiales (desplazamiento y velocidad constante, bombas de succión o turbina operando bajo cabeza constante).

2. Las presiones de producción o inyección serán constantes cuando los pozos productores están cerrados, cuando los pozos inyectores se alimentan a través de reguladoresde flujo en cabeza de pozo o cuando las bombas de inyección controlan las presiones de descarga.

Los caudales y/o presiones variarán si ocurre cualquiera de lo siguiente:1. Cambios deliberados como instalación de elevación artificial, cambios en tamaño debombas, compresores, tamaño de choke, tamaño de entubando, sistema de presión de fondo o capacidad de manejo de agua.2. Cambios inducidos por efecto de permeabilidad relativa, arenado de baleos o del hueco de pozo, problemas de asfalto o parafina, interferencia de presión entrepozos o flujo turbulento en el caso de pozos de gas.3. Cambio en características del pozo resultantes de mantenimiento para excluir o

reducir producción de gas o agua, aumentar o disminuir el intervalo de barrido por perforación o cementación forzada, aumentar permeabilidad efectiva del reservorio cerca del pozo por fracturamiento hidráulico o acidificación.4. Cambios causados por interacción entre elementos separados en el sistema de producción inducidos por configuración de facilidades de superficie. Por ejemplo pozosfluyentes que producen por líneas de cabeza (Fig. 6.5). Un cambio en caudal o presión de un pozo afecta a todos los pozos en la cabeza común.

5. Terminación múltiple en zonas que vacían a diferentes caudales.6. Depleción de presión o inicio de mantenimiento de presión.

6.6 Resumen

La rutina de gestión de pozo es, en efecto, una rutina ejecutiva para implantar decisiones operativas de manera lógica y ordenada durante el curso de una corrida de simulación con un mínimo de intervención manual. Para ser efectiva, una rutina de gestión de pozos debe diseñarse con las siguientes consideraciones en mente.

6.6.1 Objetivos de la Simulación en General y de Gestión del Pozo en Particular.

Primero determinar qué factores pueden afectar el rendimiento del reservorio y qué decisiones comerciales pueden tomarse de los resultados del modelo. Luego selecci


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onar o desarrollar una rutina apropiada de gestión de pozo.

6.6.2 Simplicidad de Diseño y Caso de Aplicación.

La estructura de la rutina debe permitir personalizarse al campo a modelarse. Para algunos casos, especificación de caudal constante o intervalo constante o potencial de pozo es adecuado. Para casos más complicados, la rutina de gestión será más sofsticada y puede ser difícil y moroso usar y supervisar.

6.6.3 Eficiencia de Cómputo.

Rutinas de gestión de pozos que son demasiado complejas o pobremente estructuradas pueden consumir más tiempo de cómputo que la solución de ecuaciones de flujo. Tener cuidado de asegurarse que la lógica de la rutina conduce a soluciones convergentesy que los procedimientos matemáticos convergirán rápidamente. La selección de propiedades de la rutina de gestión de pozo que se activará durante una corrida del modelo involucra decisiones importantes. Adición de propiedades significa que datos adicionales deben prepararse y validarse. Usar propiedadesque contribuyan el realismo necesario al problema pero ser juiciosos al agregarpropiedades. Finalmente, supervisar las acciones tomadas por la rutina de gestión del pozo durante una corrida del modelo para asegurar que estas acciones son lógicas, apropiadas y consistentes con la filosofía operativa del reservorio bajo estudio.

capítulo 6 gestión del pozo - diseño y control de parámetros de producción

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