Explotación del Gas y Explotación del Gas y Optimización de la Optimización de la

ProducciónProducción

José Luis Rivero José Luis Rivero

Usando Análisis Nodal

Balance de Materiales con entrada de agua

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000

(Psc*Gp*Tr/Tsc)-Pf/Zf(Wi-WP*Bw+Giny)

P/Z

(PSI

)

Análisis Nodal Análisis Nodal

• Es el estudio de todos los componentes del sistema empezando en el reservorio finalizando en el separador.

• El objetivo del análisis Nodal es la optimización de cada componente del sistema para obtener una mayor eficiencia del sistema.

Para que ocurra el flujo de fluidos en un Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de producción, es necesario que la sistema de producción, es necesario que la energía de los fluidos en el reservorio sea energía de los fluidos en el reservorio sea capaz de superar las pérdidas de carga en capaz de superar las pérdidas de carga en los diversos componentes del sistema. Los los diversos componentes del sistema. Los

fluidos tienen que ir desde el reservorio fluidos tienen que ir desde el reservorio hacia los separadores en superficie, hacia los separadores en superficie,

pasando por las tuberías de producción, pasando por las tuberías de producción, equipos superficiales en cabeza de pozo y equipos superficiales en cabeza de pozo y las líneas de surgencia. Como se muestra las líneas de surgencia. Como se muestra un sistema de producción simple, con tres un sistema de producción simple, con tres

fases:fases:  

1.1.            Flujo a través del medio poroso.Flujo a través del medio poroso. 2. 2.            Flujo a través de la tubería vertical Flujo a través de la tubería vertical

o direccional.o direccional. 3. 3.            Flujo a través de tubería horizontalFlujo a través de tubería horizontal

EsalidaEentrada

De acuerdo a la ley de conservación de energía la energía se transforma no se pierde

• Nodo Fijo (no existe caída de presión)

• Nodo Común ( existe caída de presión)

nQP

nodoR ParribaaguasscomponentePP .

nodosep PabajoaguasscomponentePP .

Optimización del Diámetro de Tubería

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00

Caudal de Gas MMpcd

Pre

sió

n p

si

Inflow Tuberia 2.445 Ouflow Linea de 3

Curva de Salida

Curva de Entrada

Caudal de máximode Operación

Nodo ubicado en el separador

.....Pr horzPtubPchoquevertPtubPcomplesPsep

Nodo ubicado en cabeza del pozo

tubresRwh PPPP

lfsepwh PPP

Inflow

outflow

Optimización de Tubería Vertical y Línea Horizontal

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70

Caudal (MMPCD)

Pre

sió

n (

ps

ia)

Diametro: 2,445

Diametro: 2

Diametro: 3

Diametro: 4

Diametro: 4

Diametro: 3

rocio

Nodo en Fondo de Pozo

Sensibilidad al Daño de Formación

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0

Caudal de Gas MMPCD

Pre

sió

n P

si

Daño 3,5

Daño 10

Daño 0

Outflow

Sensibilidad de la Permeabilidad

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0

Caudal de Gas MMPCD

Pre

sió

n P

si

permeabilidd 23 md

Permeabilidad 50 md

outflow

permeabilidad 100 md

Sensibilidad de la Permeabilidad

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0

Caudal de Gas MMPCD

Pre

sió

n P

si

permeabilidd 23 md

Permeabilidad 50 md

outflow

permeabilidad 100 md

Clasificación de los Fluidos en Clasificación de los Fluidos en el Reservorioel Reservorio

• Para clasificar los fluidos en el reservorio, primeramente tenemos que a analizar el fluido en el diagrama de fase de (presión y temperatura )

Componente Petróleo Petróleo Volátil

Gas y Condensado

Gas seco

C1 45.62 64.17 86.82 92.26

C2 3.17 8.03 4.07 3.67

C3 2.10 5.19 2.32 2.18

C4 1.50 3.86 1.67 1.15

C5 1.08 2.35 0.81 0.39

C6 1.45 1.21 0.57 0.14

C7+ 45.08 15.19 3.74 0.21

PM C7+ 231.0 178.00 110.00 145.00

Dens. Relativa 0.862 0.765 0.735 0.757

Color del Negro Verdoso

Anaranjado Oscuro

Café Ligero Acuoso

Líquido

        

Característica y composición de los diferentes tipos de Fluido

Clasificación de Los Reservorios

Reservorio de Petróleo

Reservorio de Gas

Subsaturados Pi>Pb

Saturado Pi= Pb

Con Capa de Gas Pi<Pb

Reservorio de Gas Seco

Reservorio de Gas Condensado

Reservorio de Petróleo 1.-Petróleo Negro

2.-Petróleo de Bajo Rendimiento

3.-Petróleo de Alto Rendimiento

4.-Petróleo Cerca del Punto Critico

Reservorio de Gas 1.-Reservorio de Condensación Retrograda

2.-Reservorio de Gas Condensado Cerca al punto critico

3.-Reservorio de Gas Húmedo 4.- Reservorio de Gas Seco

1.-Petróleo Negro RGP 200-1500 PC/BBLSAPI 15- 40

Color Marrón o Verde Oscuro

2.-Petróleo de Bajo Rendimiento RGP < 200 PC/BBLS

API < 35 Color Negro

Bo < 1.2 Bbls/BF

3.-Petróleo de Alto Rendimiento

RGP 2000 –3200 PC/BBLS

API 4.5 - 55

Bo < 2 Bbls/BF

Color Verdoso Naranja

4.-Petróleo Cerca del Punto Critico

RGP >3000 PC/BBLSBo > 2 Bbls/BF

Reservorio de Gas

1.-Reservorio de Condensación Retrograda RGP 8000-70000

PC/BBLS

API < 35

API > 50

Color Transparenteblanco

2.-Reservorio de Gas Condensado Cerca al punto critico

RGP 60000-100000 PC/BBLS

API > 60

Color Transparenteblanco

3.-Reservorio de Gas Húmedo

4.- Reservorio de Gas Seco

RGP > 100000 PC/BBLS

Correlaciones para determinar el punto de Roció• Mediante Composición del Gas • Mediante Datos de Producción

Correlaciones de Nemeth y Kennedy. En base a la composición del fluido

KMJMIMHLGLFLETD

CMethCDenCBNHexNPenIPenBut

NIButpropEthMethSHCONA

pd3232

7

*******

2,0%%*7*%%%%

%%%2%%*4,02%22%*2,0

exp

A = -0.20630B = 6,6259728C = -0.004467D = 0.00010448

E = 0.0326737F = -0.0036453G = 0.00007429H = -0,11381195

Correlaciones para la determinación del punto de roció Mediante Datos de Producción

 Pd = K1* GCRK2 / C7

+K3 K8*API(K4*TrK5-K6* C7+K7) )

%C7+ =f(GCR)

%C7+ =(GCR/70680)-0.8207

Primera Correlación

%C7+ =f(GCR, SGg)

 

%C7+ =10260*(GCR*SGg)-0.8207

Segunda Correlación

Pd = f(GCR, %C7+,API, Tr)

ANALISIS PVT Muestreo de FondoMuestreo de Superficie

Tipos de Prueba PVT

Proceso a Composición Constante (Masa Constante)

Proceso a Volumen Constante

Proceso Liberación Diferencial (Petróleo Negro)

Hg Proceso

OIL

Proceso

Hg

OIL Proceso

Proceso

GAS

GAS

Proceso

OIL

Hg

GAS

OIL

GAS

Hg

OIL

Hg

Pb=Pr P2 P3 P4

Proceso a composición constante ( Masa Constante )

Proceso a Volumen constante

HgHg

OIL Proceso

OIL

Proceso

Proceso

GASGAS

ProcesoOIL

Hg

GAS

OIL

GAS

Hg

OIL

Hg

Pb PL--Pc

Removemos Gas

Proceso Liberación Diferencial

HgHg

OILProceso

OIL

Proceso

Proceso

GAS

Proceso

OIL

Hg

GAS

OIL

Hg

OIL

Hg

Pb Presión constante

Removemos todo el Gas

Gas Natural Es una mezcla de hidrocarburos gaseoso, presentes en forma natural en estructuras subterráneas o trampas. El gas natural esta compuesto principalmente de metano (80%) y proporciones significativas de etano, propano, butano, pentano y pequeñas cantidades de hexano, heptano y fracciones más pesadas. Habrá siempre alguna cantidad de condensado y/o petróleo asociado como el gas.

Comportamiento de los gases

1.- Gases Ideales

2.- Gases Reales

El Volumen Ocupado Por las Molécula es Pequeño respecto al volumen Ocupado por el fluido Total

PV=NRT donde Z= 1

La magnitud de desviación de los gases reales con respectoA los gases ideales incrementa con la presión y temperatura

PV=ZNRT

Ley de Boyle PV=Cte. P1V1=P2V2 V2= V1*P1P2

Ley de Charles T/V=Cte. V1/V2=T1/T2 V2=V1*T2/T1

Ley Charles Boyle P1V1/T1=P2V2/T2

Ecuación pata los gases Ideales

PV=NRT

Mezclas de los Gases Ideales

Ley de Dalton Pa = Na RT/V Pb = Nb RT/V Pc = Nc RT/V

Pt = Pa+Pb+Pc

Ley de Amogar Va = Na RT/P Vb = Nb RT/P Vc = Nc RT/P

Vt=Va+Vb+Vc

Fracción Volumétrica Vi = Vi/Vt

Peso Molecular Aparente Ma= YiMi

Fracción Molar Yi= ni/nt

GAS REAL PV=NZRT

Método de determinación de factor de compresibilidad

Método de Standing

Pr=P/Pc Tr = T/ Tc Vr = V/ Vc

Correlaciones para determinar el factor z

Correlaciones de Standing y Katz

cn

iciiPc pyP

1

cn

iciiPc TyT

1

25,370,15677 ggpcP

25,12325168 ggpcT

cPrP p

pp

cPpr T

TT

•Correlaciones de Brill & Beggs

DpCB

AAZ Prexp

1

101.036.0)92.0(39.1 5.0 prpr TTA

6

192

10

32.0037.0

86.0

066.023.062.0 pr

prTprpr

prpr ppT

pTB

prTC log32.0132.0

24182.049.03106.0log prpr TTantiD

•Factor Volumétrico del Gas Natural[i]

sc

Tpg V

VB , volstd

vol

pTZ

ZTpB

scsc

scg

scfftp

ZTZTBg

30283.0)520(1

)7.14(

scfbblsp

ZTBg 00504.0

•Compresibilidad Isotérmica de Gas Natural [i]

Tp

V

VC

1

p

nRTV

2p

nRT

nRT

pCg

2

1

p

Z

p

Z

pnRT

nRTZ

pCg

rTrrr p

Z

ZpC

11

rTrrr p

Z

ZpC

11

rTrrr p

Z

ZpC

11

•. Viscosidad del Gas Natural[i]

dL

dVA

F

•. Determinación de la viscosidad: Método de Lee, González y Eakin [i]

YXEXPK 410

YXEXPK 410

TM

TMK

19209

02,04,9 5,1

MT

X 01,0986

5,3

XY 2,04,2

Factor de Compresibilidad para un sistema bifásico para gases retrógrado

r

r

TATrAATrAAAofZ

*52/42Pr*3/2Pr*12

Válida para los siguientes rangos (0.7< =Pr < =20) y (1.1 < =Tr < =2.1)

A0 = 2.24353 A3 = 0.000829231

A1= -0.0375281 A4 = 1.53428 A2 = -3.56539 A5 = 0.131987

Coordenadas Seudo críticas del C7+

)*10*)/98(*10*)/7/65(

*10*)/4/32(/1.(exp)....(3102272

32

TbdAATbdAdAA

TbdAdAAdAAopsiaPpc

A0= 8.3634 A1= 0.0566A2 = 0.24244 A3 = 2.2898A4 = 0.11857 A5 = 1.4685A6 = 3.648 A7 = 0.47227A8 = 0.42019 A9 = 1.6977

TbdTbddRTpc /10*)*2623.34669.0(*)*1174.04244.0(*8117.341.)....(. 5

31542.015178.0 )**55579.4(.)....(. dMRTb

Coordenadas seudo crítica de la mezcla Ppc (psi) = 756.8 – 131.0*SGg –3.6*SGg2

Ec. 3.65Tpc ( R )= 169.2 + 349.5* SGg – 74.0*SGg2

Ec. 3.66

Cáp.. 4 Análisis de Reservorio Cáp.. 4 Análisis de Reservorio

El estudio del comportamiento del reservorio es muy importante para optimizar la capacidad de producción. El análisis de las características y los factores que afectan al flujo de fluido a través del reservorio, y el sistema de tubería, nos lleva a optimizar e incrementar la capacidad de producción, siendo esta la base para la selección de métodos de predicción del comportamiento de flujo en todo el sistema. (Analizando como una sola unidad).

El ingeniero de optimización en la producción de gas debe ser capaz de prever no sólo el caudal de un pozo o un campo productor, si no también debe tener muy definido el concepto de reservorio, la reserva original In-Situ, reserva recuperable y el caudal económico de producción, relacionando las reservas remanentes con la presión de reservorio.

Ley de Darcy'

'1

x

pk

v’ =

'

'

x

pkA

Q’ =

Flujo Lineal L

o

p

p

dxA

qkdp2

1 L

kA

qupp 12

L

ppCkAq

21

. Flujo Radial

PwfPwfs

hrA 2

dr

dphrkq

)2(

Flujo de Gas teconsqq tan2211 ZRT

pM

scsc qq

scsc

scsc RTZ

Mpq

ZRT

pMq

dr

dprhk

ZTp

pTq

sc

scsc

2

we

sc

scscwfR

er

wrsc

scscRp

wfp

rrkhT

ZTpqpp

r

dr

khT

ZTpqpdp

ln22

2

22

wesc

wfRscsc rrZTp

ppkhTq

ln

22

SrrZT

ppkhxq

we

wfRsc

75.0ln

10703 226

Régimen de Flujo en estado estable

s

r

r

kh

TZqpp

w

ewfe ln

142422

Tipos de pruebas

Prueba de flujo tras Flujo (Flow-After-Flow tests)

.- Prueba Isócronal (tiempo de flujo ≠ tiempo de cierre)

Prueba Isócronal Modificada (tiempo de flujo = tiempo de cierre)

Pruebas de Producción IP = Qg/ Pr^2-Pwf^2

Método de Interpretación de prueba

•Datos de pruebas (Isócrona les, Flujo tras Flujo, Prueba de Producción)•Datos de Reservorio

Método Simplificado

En 1936, Rawlins y Schellhardt, presentaron la ecuación 4.22 , como la ley de Darcy para un fluido compresible, donde “C” contiene todos los términos diferentes de la presión; como la viscosidad del gas, permeabilidad al flujo de gas, la temperatura de la formación, etc. Rawlins y Schellhardt, describen que la ecuación 4.22 Krg era responsable por la turbulencia normalmente presente en pozos de gas, entonces modificaron la ecuación con un exponente “n”, ecuación 4.23.

Cn

qn

pp gwfR log1

log1

log 22 21

222

212

loglog

loglog

wfRwfR pppp

qqn

nwfR

g

pp

qC

22

2))/472.0(ln(

000703.0

PSI

MPCD

srwrdUgZTr

KghC

g

Q=C (Pr ^2-Pwf ^2)^ n

Método Jones Blount and Glaze

ew

g

w

ewfR

rrh

TqZx

sr

r

hk

qZTpp

1110161.3...

.......ln1424

2

212

22

22

12

22

10161.3...

.......472.0

ln1424

qhr

TZx

qsr

r

hk

ZTpp

w

g

w

ewfR

s

r

r

hk

ZTA

w

e472.0ln

1424

2

1210161.3

hr

TZxB

w

g

Coeficiente Laminar

Coeficiente Turbulencia

BqAq

pp wfR 22

B

ppBAAq

wfR

2

4 222

22 qBqApp Rwf

A = ∆P^2/Qgcs

B = ∆ (∆P/Qg) /∆Qg

A’ = A + B (AOF)

B2 = B1 (hp1/hp2)

Método Brar y Aziz 2

22

869.0...

...303.2

472.0log2

sc

scw

ewfR

mDq

qs

r

rmpp

hk

ZTm

1637Donde

2

222

869.0....

...869.023.3log

sc

scw

wfR

mDq

qsrC

tkmpp

303.2

472.0log2

s

r

rmA

w

e

s

rC

tkmA

wt 869.023.3log

2

mDB 869.0

sct

sc

wfRBqA

q

pp

22

tmsrC

tkmA

wt log869.023.3log

2

qqqN

qpqq

p

At 2

222

qqqN

qq

ppN

B2

22

Método de Análisis LIT (Pseudo-presiones)

2scscwfR BqAqpmpmpm

qqqN

qpmqq

pm

At 2

2

qqqN

qq

pmpmN

B2

PRODUCCIÓN POZOS HORIZONTALES

En los años 1980s, los pozos horizontales empezaron a tener una mayor importancia en el sector petrolero debido a muchos problemas encontrados con los pozos convencionales verticales, principalmente en las perforaciones marinas por el alto costo de producción y recolección de los mismos. Debido a los problemas de conificación de agua, gas y arenamiento por su alta diferencial de producción. Por lo tanto, se decidió optimizar la producción con pozos horizontales.

Un pozo horizontal de longitud L que penetra un reservorio con permeabilidad horizontal Kh y la permeabilidad vertical Kv, crean un modelo de drenaje diferente a un pozo vertical con una mayor área de flujo y una menor presión diferencial. La Figura. 4.13 nos muestra el patrón de flujo junto con las más importantes variables que afectan el comportamiento del pozo. La forma del drenaje es elipsoidal, con el eje a la mitad de drenaje del elipsoide, relativa a la longitud horizontal del pozo ver Fig. 4.13.

Figura 4.13 Patrón de Flujo Formado alrededor pozo Horizontal

)1(ln

2/

)2/(ln2.141

22

aniw

aniani

H

Ir

hI

L

hI

L

Laa

phkq

V

Hani k

kI

5.05.04

2/25.05.0

2

L

HrLa e

HrL

para e9.02

Impacto del efecto de daño en el comportamiento de un pozo Horizontal

'22

)1(ln

2/

)2/(ln2.141 eq

aniw

aniani

H

SIr

hI

L

hI

L

Laa

phkq

Efectos de Producción de Agua y Permeabilidades Relativas

Kg=K*Krg Kg=K*Krg

Kg=K*Krg Kw=K*Krw

')/ln(2.141

)(Pr

Srwregg

gasPwfkhkqg

rg

')/ln(2.141

)(Pr

Srwreww

wPwfkhkqw rw

•Relación del índice de productividad para un pozo horizontal de gas

DqIr

hI

L

hI

L

LaaZT

pphkq

aniw

aniani

wfeH

1ln

2/

2/ln1424

)(

22

22

DqIr

hI

L

hI

L

LaaZT

pphkq

aniw

aniani

wfeH

4

3

1ln

2/

2/ln1424

)(

22

22_

pseudo-estado sostenido

estado sostenido: estado sostenido:

Estado sostenido

Efecto de daño en un pozo horizontal

1

3

4

1

1ln1 max

2

2max'

w

H

w

H

aniseq r

a

r

a

Ik

kS

4

31ln1

1ln2

11ln1

2

1 max

2

2maxmax

2

2max'

anii

w

Hi

w

Hi

siw

Hs

w

Hs

seq

Ik

k

r

a

r

a

k

k

k

k

r

a

r

a

k

kS

Factores que afectan la curva del comportamiento del pozo con el tiempo

Coeficiente C y exponente n

sr

rZT

hkxC

w

e472.0ln

10703 6

Permeabilidad del gas

Espesor de la formación

Viscosidad del gas y el factor de compresibilidad

Factor daño

Caída de presión a través de las perforaciones

BqAqpp wfwfs 22

q

Lk

rrTZx

qL

rrTZxpp

pp

pc

p

cpgwfwfs

ln10424.1

.....111016.3

3

22

1222

2

12 111016.3

p

cpg

L

rrTZxB

pp

pc

Lk

rrTZxA

ln10424.1 3

201.1

101033.2

pk

x

inrr pc 5.0

Perforaciones de Pozos y Efectos de Daño

Cálculo del efecto de Daño de la Perforación

Sp = SH + SV + SWb

0ln

W

WH r

rS

0

040

0

paralra

paral

r

perfW

perf

W

Pérdidas de Presión en Líneas de Producción

La mayoría de los componentes de un sistema de distribución son atravesados por el fluido de producción en condiciones de flujo multifásico, es decir, gas condensado y agua, por esta razón resulta imprescindible adelantarse en el estudio de los mecanismos y principios del fluido multifásico, para estimar adecuadamente las pérdidas de carga que se producen en la tubería o línea de conducción. El flujo en tuberías se define como el movimiento de gas libre, mezcla de fluidos o una combinación de algún modelo de flujo en tuberías sobre diferentes condiciones de operación. El gas proveniente del medio poroso pasa a la etapa de transporte por tubería, ya sea con movimiento vertical o direccional, hasta la superficie donde cambia a un sentido horizontal o inclinado hasta el separador.

Ecuación de energía cccc g

mgZ

g

muVpUwQ

g

mgZ

g

muVpU 2

22

2221

21

111 22

0

dwdQdZ

g

g

g

duupddU

cc

dp

Tdsdh

p

ddhdU

p

ddp

TdsdU

0 dwdQdZg

g

g

duudpTds

cc T

dQds

Tds=-dQ + d(lw)

0 dwlddZg

g

g

duudpw

cc 0 w

cc

lddZg

g

g

duudp

0 w

cc

ldsendLg

g

g

duudp

dLg

duu

dL

dpsen

g

g

dL

dp

cfc

dLdd

dLdL

dppp w

4

2

11

Equilibrio de fuerzas

fw dL

dpd

4

dL

dp

dL

dp

dL

dp

dL

dp

f

celev g

seng

dL

dp *.

dg

uf

dL

dp

cf 2

2

dLg

vdv

dL

dp

caccl

gcD

mvmfmsenm

g

g

dLg

dumumm

dL

dp

cc 2

Número de Reynolds ud

N Re

d =Diámetro de la tubería. = Densidad del fluido, lbm / ft3.u= Velocidad del fluido, ft / seg.

μ= Viscosidad del fluido, lbm / ft seg.

ud

N 1488Re d

qN g

20

Re

Rugosidad Relativad

erelativarugosidad

e= Rugosidad absoluta, ft o in.d= Diámetro interno, ft o in.

Determinación del factor de Fricción

Flujo laminar de fase simple2

32

dg

u

dL

dp

cf

2

2 32

2 dg

u

dg

uf

cc

Re

64

Nf

Flujo turbulento de fase simple f = 0.0052 + 0.5NRe-0.32

f = 0.31NRe-0.25

Tuberías rugosas

efNd

e

f Re

7.182log274.1

1

9.0Re

25.21log244.1

1

Nd

e

f

Flujo de fase simple dLg

duu

dg

ufsen

g

g

dL

dp

ccc

2

2

Flujo de dos fases

Variables de flujo de dos fases

Escurrimiento de Líquido (Holdup), HL

tuberíadeelementodeVolumen

tuberíaladeelementounenlíquidodeVolumenH L

Suspensión de líquido, LgL

LL qq

q

Densidad wwOOL ff WO

OO qq

qf

ggLLS HH

g

gg

L

LLK HH

22

VelocidadA

qv g

sg

g

gg AH

qv

A

qv L

SL L

LL AH

qv

sgsLgL

m vvA

qqv

Viscosidad ggLLn gLHg

HLs ggLLn HH wwOLn ff

Tensión Superficial wwOOL ff

Modificación de la ecuación de gradiente de presión para flujo de dos fases

acefeldL

dp

dL

dp

dL

dp

dL

dp

Modelo simplificado para predecir velocidad mínima del gas para remover líquido del fondo y la velocidad erosional

Bajada (peso) Subida (velocidad)

gc

gApVtCdVolgl

gc

g

2)(

gCdDgLVl

)(*55.6

gc

gDVtNwe

.

2^

2/1^

4/1)^(4/1^59.1

g

glVl

2/1)^*.00279.0(

4/1)^00279.0(3.5..

P

PlaguaVg

2/1)^*.00279.0(

4/1)^00279.0(03.4..

P

PlcondVg

TZ

PAVgQg

***06.3min..

. Determinación de la distribución de temperatura

0 dqdZg

g

g

ududh

cc

0 JdqdZg

g

g

uduJdh

cc JdLg

udu

J

sen

g

g

dL

dq

dL

dh

cc

gT

TTw

dU

dL

dq

Flujo en pozos de Gas

Presión de fondo c

g

g

g

dh

dp

ZRT

pMg

TRZg

dhMg

p

dp

c

Método de presión y temperatura media (estática)

Pws

Pwh

H

c

dHTZRg

Mg

p

dp

0

TZRg

MgEXPPP

cwhws

ZTHEXPPP gwhws /01875.0

Método de Cullender y Smith. (Estática ) H

gdHR

Mdp

p

ZT

0

01875.0

p

TZI

Pws

Pwh

g HIdp 01875.0 Pws

Pwh

mswsmswswhmswhm IIPPIIPPIdp2

tsms

g

II

HPwhPws

01875.0

wsms

g

II

HPmsPws

01875.0h

H

TTTT sf

sh

Método de presión y temperatura media (dinámico)

dg

uf

ZRT

pM

dL

dp

c2(cos

2 5

222 )1)()((25

)(Sd

SEXPMDfZTqSEXPPP g

whwf

ZTTVDS g0375,0d

qN g

20

Re

Método de Cullender y Smith (dinámico)

ZscPTsc

ZTPscqq

A

qu

sc

22

22

2

cos

AdgTpR

qfPMTZ

ZRT

pM

dL

dp

csc

scsc

C

ZT

p

R

M

dh

dp

ZT

p cos2

522

228

dgT

fqpC

csc

scsc

Pwf

Ptf

MD

dLR

M

CZT

p

dpZT

p

02

cos

Pwf

Ptf

g MD

FMD

TVD

ZT

p

dpZT

p

75,18

001.0 22

5

22 667.0

d

qfF sc cos

MD

TVD ItffPtfPmfMDg Im)(75,18

ItfIwfPtfPwfMDg )(75,18 2

2

001,0 FMD

TVD

ZT

pZT

p

I

.277,410796,0

612,2ind

d

qF

.277,410337,0

582,2ind

d

qF

IwffItfPtfPwf

MDg

Im43

2)(75,18

Método de Greydg

uf

g

g

dL

dp

cc 2cos

2

∆Ptotal = ∆Phidrostatico + ∆P fricción

A

Bq

A

qu gscg

sg

A

Bqu oo

so

6144.5

A

Bqu ww

sw

Vm = Vsg+Vsc+Vsa

wwcSGcl 4.62

llggns

637.0^01048.053)280( Pw

)(

4^2^1 glg

VmnsN

)(2^

2

glgDN

1

7301ln0554.010814.03

Rv

RvN

3^2

20511314.2 N

NNH l

ᓰFlujo de gas en líneas de surgencia

fdL

dp

dL

dp

dgTRZ

ufMp

dg

uf

dL

dp

CC 22

22

5

22

22

1

25

d

LfZTqPP g

5.2

5.02

22

1 dLZTf

PP

P

CTq

gb

b

5

432

122

21

1a

a

g

aa

b

b dLZT

PP

P

TEaq

Análisis de Flujo de Gas a Través De Los Choques

El caudal de flujo de casi todos los pozos fluyentes es controlado con un choque en la cabeza del pozo para controlar el caudal de producción y asegurar la estabilidad del mismo. El choque, es un instrumento de restricción más comúnmente usado para efectuar una variación de presión o reducción de caudal, este dispositivo normalmente se encuentra a la salida del árbol de surgencia y la línea de descarga. La Figura 6.1, nos muestra un esquema gráfico del choque y la variación del diámetro de entrada y salida. La Figura 6.2., nos muestra el arbolito de producción y la ubicación del choque con respecto al mismo, comúnmente el choque esta instalado corriente arriba del cabezal, para evitar daño.

Fig. 6.1 Esquema del Choque

Q QP1 P2

d1 d2

Objetivos del Choque

1. Mantener un caudal de flujo permisible en la cabeza del pozo

2. Controlar el caudal de producción 3. Proteger los equipos de superficie 4. Controlar y prevenir los problemas de arenamiento

5. Proporcionar suficiente contra presión en la formación productora.6. Permite obtener información para calcular el índice de productividad

7. Prevenir una conificación de gas y agua.

Clasificación de los Choques Choques superficiales

Choques de fondo

Choques superficiales Tipo positivo Tipo ajustable

Choques de fondo Tipo fijoTipo ajustablesTipo Removibles

Factores que influyen en la selección del choque optimo Existen diversos parámetros que influyen en la selección del choque óptimo. La selección del diámetro del choque, esta influenciado por la presión fluyente, el índice de productividad, razón gas – petróleo, etc. No menos importante, es conocer el sistema de flujo para el cual serán seleccionadas las ecuaciones para este propósito. Diversos factores pueden ser considerados para determinar la producción o caudal en el sistema de flujo, entre estos tenemos:

.Comportamiento de entrada del flujo־Sistema superficial

Sistema subsuperficiales Instalaciones superficiales

Instalaciones subsuperficiales

Modelos de Flujo

Dependencia del Flujo a traves del choque

0

0,1

0,2

0,3

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1

Relacion de Presion P2/P1

Qg

Cau

dal d

e G

as M

MP

CD

Flujo a traves delchoque

Flujo Critico Flujo Subcritico

Flujo Subcrítico

El flujo es llamado Subcrítico cuando la velocidad del gas a través de las restricciones es menor a la velocidad del sonido del gas, y el caudal depende tanto de la presión de entrada como de la presión salida. Los choques subsuperficiales son normalmente proyectados para permitir el flujo subcrítico.

Flujo Crítico

El flujo es llamado crítico cuando la velocidad del gas a través de las restricciones es igual a la velocidad del sonido (1100 ft/sec para el aire) en el gas. La velocidad máxima en la cual un efecto de presión o una perturbación se pueden propagar a través de un gas no puede exceder la velocidad del sonido del gas.

Pruebas de flujo crítico

Otro tipo de medición de gas, es las pruebas de flujo crítico en la cual el flujo de gas es medido en la descarga a bajas presiones a través de un orificio en la atmósfera. Esta medida no es bastante segura debido a que se tiene una variación del 1 al 6 % del caudal de gas pero es muy apropiada para lugares remotos, donde no existen líneas y el acceso es muy difícil. Debido a estos problemas presentados es necesario realizar las mediciones de caudales a condiciones de flujo crítico para poder determinar la potenciabilidad del reservorio y ver la factibilidad de la explotación.

Qg = C P / (SGg * T)^0.5 Qg = Caudal de Gas MPCD

C = Coeficiente de orificio dado en tablas

P = Presión Superficie psi

SGg = Gravedad Específica del gas

T= Temperatura Fluyente ( o F +460 ) o R

Choques Coeficiente Máxima Choques Coeficiente Máxima

n/64 Promedio Variación n/64 Promedio Variación

    (%)     (%)

4 1,524 3,61 32 101,8 2,29

6 3,355 1,14 40 154 1,56

10 6,301 2,25 48 224,9 1,03

12 14,47 3,88 56 309,3 2,31

14 19,97 3,82 64 406,7 2,09

16 25,86 1,88 72 520,8 1,26

20 39,77 2,13 80 657,5 3,61

24 56,58 2,74 88 807,8 2,05

28 81,09 2,33 96 1002 6,32

Determinacion del Coeficiente Promedio

y = 6E-06x4 - 0,0007x3 + 0,1249x2 - 0,2966x + 0,4642

R2 = 0,9999

0

200

400

600

800

1000

1200

0 20 40 60 80 100 120

Choque n/64

Co

efi

cie

nte

Pro

med

io

Coeficiente Promedio

Polinómica (CoeficientePromedio )

Flujo de Gas

La ecuación general para flujo a través de restricciones puede ser obtenida combinando la ecuación de Bernoulli con la ecuación de estado. Las pérdidas irreversibles o pérdidas de fatiga son explicadas por un coeficiente de descarga, el cual depende del tipo de restricciones.

Flujo de gas simple fase

Cuando un fluido compresible pasa a través de una restricción, la expansión del fluido es un factor muy importante. Para fluidos isotropitos de un gas ideal a través de un choque , el caudal esta relacionado a la relación de presión P1/P2. La ecuación general es valida solamente en el régimen subcrítico, antes del flujo crítico, cuando la máxima velocidad de flujo (igual a la velocidad del sonido) es obtenida.

5,01

1

22

1

2

1

21 1

161,974

kkk

gchdsc p

p

p

p

k

k

TdpCq

Qsc=Caudal de flujo de gas, Mscfd ( a 14,7 psia y 520ºR).Dondedck=Diámetro del Choque, in.

P1=Presión entrada del Choque, psia.

P2=Presión salida del Choque, psia

T1=Temperatura de entrada (o upstream), ºR.

Cd=Coeficiente de descarga

K (cp/cv)=Relación de calores específicos

SGg=Gravedad del gas (para el aire=1)

1

1

2

1

2

kk

c kp

p

cpppp 1212

cpppp 1212

flujo es subcrítico

flujo es crítico 5.0

1

2171.456

T

dpCq

g

chdsc

Flujo de dos fases a

cl

whd

GLRqbp Pck=Presión de cabeza del pozo, psia

Ql=Caudal de flujo líquido, STB/dia

GLR=Razón gas - líquido, scf/STB

d=Diámetro del choque, pulgadas

Valores de a , b y c son propuestos por diferentes autores, que están presentados en la

Autores A b c

Ros 2,00 0,500

Gilber 1,89 0,546

Baxendell 1,93 0,546

Achong 1,88 0,650

31025,4 x

31086,3 x

31012,3 x

31054,1 x

Balance De Materia en Reservorios de GasBalance De Materia en Reservorios de Gas

El balance de materia en reservorios de gas, es un balance de moles de gas existente en el reservorio. Matemáticamente el balance de materia esta representada a través de una ecuación denominada ecuación de balance de materiales (EBM). Los moles existente en un reservorio en un determinado instante son la diferencia entre los moles original en el reservorio y los moles producidos. Como los volúmenes de los fluidos producidos son generalmente medidos a una determinada condición estándar de presión y temperatura. La ecuación de balance de materiales es comúnmente escrita de manera que para cualquier instante, el volumen de los fluidos existente en el reservorio sea la diferencia entre el volumen inicial y el volumen producido, ambos medidos a esa condición de presión.

El objetivo del Balance de Materiales son :

Determinación de volumen original de gas.Determinación de volumen original de condensado Determinación de la entrada de agua proveniente de acuíferos.Prevención del comportamiento de reservorios

El volumen In-Situ también podemos calcular en forma volumétrica

Bgi

SgiVG r

Bgi

SwiVG r )1(

Los reservorios de gas pueden ser clasificados de acuerdo a su energía con la cual producen, los cuales pueden ser:

Reservorios Volumétricos

Reservorios con empuje de agua

ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIAL

Masa producida = masa inicial – masa actual p

ZRT

molecularMasa

MasaV

Volumen producido = volumen inicial – volumen actual

np = ni – n PV = ZnRTSCSC

pSC

p RTZ

Gpn

SCSC

pSC

p RTZ

Gpn

RTZ

Vpn

i

iii ZRT

pVn

P

O

O

i

ii GT

Tp

Z

Vp

VZ

p 1P

Oi

O

i

i GTV

Tp

Z

p

Z

p

isc

scigi pT

TpZB

Pi

i

i

i GGZ

p

Z

p

Z

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PbGaZ

p

i

i

Z

pa

GZ

p

TV

pTb

i

i

Oi

O

Balance Volumétrico Gas

y = -0,0148x + 5158,3

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 100000 200000 300000 400000

Gp (MMPCD)

abZ

pbaGp

gig

gP

BB

BGG

RESERVORIOS VOLUMÉTRICOS ANORMALMENTE PRESURIZADOS

VVV i pVcVcV pifwiw )( pVcVcVV pifwiwi )( piwiwi VSV

W

ipi S

VV

1 pVcScVV pifwiwi )( POi

O

i

i

W

fWiWG

TV

pT

Z

p

S

pcSc

Z

p

1

)(1

Pi

i

i

i

W

fWiWG

GZ

p

Z

p

S

pcSc

Z

p

1

)(1

Wi

fWiW

CWf S

cScc

1

GZ

pb

i

iP

iCWf bG

Zi

ppc

Z

p )1(

y = -0,0188x + 5144,6

y = -0,0148x + 5158,3

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000

Produccion Acumulada Gp

p/Z

y (

p/Z

)co

rr

p/Z (p/Z)corr Lineal ((p/Z)corr) Lineal (p/Z)Balance de Reservorio Anormalmente

LINEALIZACION DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES

gig

e

gig

WPgP

BB

WG

BB

BWBG

Método de Oded Havlena

y = G + xy = G + x

gig

WPgP

BB

BWBGy

gig

e

BB

Wx

BALANCE PROPUESTO rip nnn

ZfTr

VinBwWpWeviPf

ZiTr

PiVi

Tsc

PscGp ))((

ZfTr

VinyBwWpWePf

ZfTr

PfVi

ZiTr

PiVi

Tsc

PscGp )(

ViZfTr

Pf

ZiTr

Pi

ZfTr

VinyBwWpWePf

Tsc

PscGp

)(

ViZf

Pf

Zi

Pi

Zf

VinyBwWpWePf

Tsc

PscTrGp

)(

Zf

VinyBwWpWePf

Tsc

PscTrGp )(

Zf

PfVs

Zf

Pf

Zi

Pi

Zf

VinyBwWpWepf

Tsc

PscTrGPVi /

(

De la gráfica determinamos P/Zi para obtener el volumen inicial para diferentes tiempos de la vida productiva del reservorio obteniéndose el mismo valor original In-Situ Gi

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

800000

900000

1000000

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000

We/(Bg-Bgi)

(Gp

*Bg

+Wp

*Bw

)/(B

g-B

gi)

Metodo de Linea Recta

METODO DE LA LINEA RECTA

Balance de Materiales con entrada de agua

y = -0,0007x + 4506,6R2 = 0,9019

0

5001000

1500

20002500

3000

3500

40004500

5000

0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000

(Psc*Gp*Tr/Tsc)-Pf/Zf(Wi-WP*Bw+Giny)

P/Z

(P

SI)

Determinación del Volumen In Situ en función al tiempo

0

50000

100000

150000

200000

250000

May-90 Sep-91 Ene-93 Jun-94 Oct-95 Mar-97 Jul-98 Dic-99 Abr-01 Sep-02

Fecha

Vo

lum

en

de G

as M

MP

C

Volumen In Situ

Intrusión de AguaIntrusión de Agua

Muchos reservorios están limitados parcial o totalmente por el acuífero adyacente, los mismos que pueden ser muy grandes o pequeños en comparación al reservorio de gas o petróleo. Cuando existe una caída de presión en el reservorio debido a la producción, se provoca una expansión del agua del acuífero, con la consiguiente intrusión de agua la cual es definida por We. El propio acuífero puede estar totalmente limitado, de manera que el reservorio y el acuífero forman una unidad volumétrica cerrada. Por otra parte el reservorio puede aflorar en algún lugar donde se puede reabastecerse de aguas superficiales. Por último el acuífero puede ser lo bastante grande para mantener la presión del reservorio y ser acuíferos horizontales adyacentes.

Una caída de presión en el reservorio hace que el acuífero reaccione para contrarrestar o retardar la declinación de la presión suministrando una intrusión de agua la cual puede ocurrir debido a:

Expansión del agua Compresibilidad de las roca del acuífero Flujo artesiano donde el acuífero se eleva por encima del nivel del reservorio

Un Modelo Simple para estimar la intrusión de Agua Esta Basado en la Ecuación de Compresibilidad

)( PwfPictWWe i Donde Ct = Compresibilidad Total del Acuífero

Pi = Presión en el contacto Agua Gas

Wi = Volumen inicial del Agua del Acuífero

Modelo de Van Everdingen & Hurst

Acuífero Radial

Acuífero

Ro.

Reserv. Rw.

f = θ/360 o )(2/14

ln2/12)( DADD

DADD tPt

ttp

)(2

)( PwfPiqu

khtP DD

D

D

D

DD

DD t

p

t

Pr

rr

)(1

DD r

rr 2

ot

DRuc

ktt

)(

)(

oD PPi

PPiP

ror

pr

u

fkhq )(

2

D

tD

Doot dtqPhrcfWe 0

22 )( DDO tWPUWe

22 ot hrcfU

Acuífero Lineal

L

xxD 2Luc

ktt

t

D

)(

)(

oD PPi

PPiP

0)(

Xr

p

u

kAq

Acuífero Radial Sellado, Infinito y Realimentado reD1.5-10

Acuífero Radial Sellado, Infinito y Realimentado reD.10-200

EFECTOS DE SUPERPOSICION EFECTOS DE SUPERPOSICION

Efectos de Superposición

En la presente sección estamos presentado los modelos clásicos de entrada de agua, los cuales considera que la caída de presión en el contacto es constante. Así mismo, la expresión. )( DD tpWUWe

dtpp

qWe

O

)()(

0

dp

p

tqWe

O

)()(

0

Discretización de la presión en el contacto

MODELO DE FETKOVICHEl modelo aproximado presentado por Fetkovich se aplica a acuíferos finitos y admite que el flujo del acuífero para el reservorio se da sobre el régimen pseudo permanente. A pesar de ser aproximado, el modelo presentado por Fetkovich tiene la ventaja de permitir el cálculo continuo sin la necesidad de recalcular todos los pasos anteriores como ocurre en el modelo de van Everdingen & Hurst.

Fetkovich admite el régimen pseudo permanente para el flujo de acuífero para el reservorio:

ppJdt

dWeq a

pp

pddt

Wei

Jp

a

ai

i

i

p

pa

ati

pp

pddtt

Wi

Jp0

pp

ppt

Wei

pJ

i

ai ln

t

Wei

pJpppp i

ia exp)(

t

Wei

pJppJq i

i exp)(

t ii

tt

Wei

pJppJqdtWe

00exp)(

Wei

pJpp

pi

WeiWe i

i exp1)(

Observación 1

El caudal Aportado por el acuífero, decrece exponencialmente tendiendo a ceroO sea que el influjo dado tiende a un valor máximo, como se muestra en las Ec.

t

Wei

pJppJq i

i exp)(

Wei

pJpp

pi

WeiWe i

i exp1)(

Wei

pJpp

pi

WeiWe i

i exp1)(

)(

)(max

ppWic

ppp

WeiWe

it

ii

Observación 2 La caída de Presión en el contacto no es constante y la primera ecuación no es

Directamente aplicable. El influjo durante el primer intervalo Dt puede ser expresado:

dt

Wei

pJpp

pi

WeiWe i

i *exp1)(

Donde P es la presión media para un intervalo Dt

Observación 3 Al utilizar el J índice de productividad del acuífero, se admite que el Acuífero es

Realimentado de modo que la presión en su limite permanece constante

ppJdt

dWeq i

t

i dtppJWe0

Observación 4

En la presente observación se presenta los índices de productividad del acuíferoPara modelos Radiales y Lineales de Flujo Permanente u Pseudo permanente

Para las distintas Geometrías

Condición de Flujo Acuífero Radial Acuífero Linear

Pseudo permanente

Permanente

43ln

2

O

e

r

r

khfJ

O

e

r

r

fkfJ

ln

2

L

wkhJ

3

L

wkhJ

MODELO DE CARTER – TRACY

El modelo de Carter-Tracy es aplicable a cualquier geometría de flujo, conociendo la presión adimensional en función del tiempo para cualquier geometría de acuífero considerada. Esta cobertura de los distintos tipos de acuífero posibles contemplados es una gran ventaja de este modelo en relación al de van Everdingen & Hurst. El modelo de Carter-Tracy, así mismo como Fetkovich, no requiere la aplicación del principio de superposición de efectos en el cálculo del influjo. El influjo acumulado puede ser expresado a través de la integral de convolucion:

dd

tdWpUtWe

DJt DDDj

0)(

111 DjDjjDjDj ttatWetWe

1'1

'1

)()(

)()()()1()(

DjDj

DjDDjDjD

DjDDjDj

DjDj tttpttp

tptWetpUtWetWe

D

DD

ttp 2)( 80907.0)ln(

2

1)( DDD ttp

MODELO DE LEUNG

En esta sección serán discutidos dos modelos aproximados, presentados por Leung , denominados modelo pseudo permanente (PSS model) y modelo pseudo permanente modificado (MPSS model). Así mismo como el modelo presentado por Fetkovich, discutidos, los modelos PSS y MPSS son aplicables a acuífero finitos y consideran que el flujo del acuífero para el reservorio se da sobre régimen pseudo permanente. Los modelos de Leung también tienen una ventaja, en relación al modelo de van Everdingen & Hurst, de prescindir del esfuerzo computacional asociado a la superposición del efecto tradicional cuando la presión en el contacto acuífero-reservorio es variable con el tiempo.

MODELO PSEUDO PERMANENTE (PSS )

Cuando un acuífero finito de geometría cualquiera de régimen pseudo permanente (PSS), el caudal del influjo de agua es dado por:

)()( tptpJq a kAJ

Donde es el radio de drene constante sobre el régimen PSS y A es el área abierta a la entrada de agua.

El radio de drenaje pseudo permanente , depende de cómo varía la presión en el contacto con el tiempo: La variación gradual (SIBP) o variación linear (LIBP). Para acuífero linear o radio de drenaje adimensional ( / L) vale 0.4053 y 0.333 para variación gradual y variación linear, respectivamente

Para acuíferos pequeños (reD < 1.5 ), el flujo es aproximadamente linear y los radios de drenaje son equivalentes para acuífero linear con /ro = 0.333 (reD – 1) para LIBP y / ro = 0.4053 (reD –1) para SIBP. Cuando el acuífero es grande (reD >50) el radio de drenaje, independientemente del comportamiento de la presión en el contacto (SIBP o LIBP), tiende asintóticamente para la expresión 43)ln( eDO rr

1 ananit ppWcWedt

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A

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LI tttpttt

ppp 1

1 ,2

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Interpolación Lineal Interpolación Gradual

MODELO PSEUDO PERMANENTE MODIFICADO (MPSS )

Leung mostró que, para un acuífero (reD > 10), el modelo PSS presenta una cierta imprecisión por el hecho de que el modelo no lleva en cuenta los efectos trancientes que ocurren en el corto del tiempo. Como una alternativa para sanar este inconveniente. Leung desarrollo un nuevo modelo simplificado, denominado modelo pseudo permanente modificado (MPSS). En el modelo MPSS, la presión media del acuífero es definida como

)()()1()( .111. tptptp pssampssa )1(1

)(1

)(0

4

2

221

221

1

eD

eD

l rraJ

aJa

DESAROLLO DE CAMPO DE GAS

El gas y el petróleo no sólo son diferentes debido a las características físicas, también son diferentes en el aspecto económico. Ya que el gas depende mucho de su demanda y el mercado. Por lo tanto las características físicas del reservorio no pueden determinar un modelo de desarrollo y producción. En cambio en un campo petrolífero puede desarrollarse óptimamente, según el modelo de espaciamiento, y vaciamiento del reservorio. A diferencia del gas.

La producción de un campo de gas no puede empezar hasta el contrato de ventas se ha firmado, debiendo conocerse los parámetros básicos exigidos para determinar el modelo de desarrollo óptimo del campo. Sin embargo, con este conocimiento detallado de los parámetros del reservorio es imposible tener un modelo de desarrollo ya que el mismo debe estar relacionado con un contrato de ventas de gas que es responsable a muchas incertidumbres.

El diseño de una optimización de un plan de desarrollo de un campo de gas natural siempre depende de la característica típica de la producción del campo. Asi como de aquellos mercados de consumo. Un buen conocimiento de los parámetros del campo tal como las reservas de gas natural, la productividad del pozo, dependencia de los caudales de producción en función a la presión de la línea y la depleción natural de los reservorios, la cual es requerida para diseñar el desarrollo de diferentes escenarios del campo que depende del contrato de venta.

RESERVAS

Sabemos que la reserva es el volumen total de hidrocarburo existente en el yacimiento, que es independiente del tipo de desarrollo del área o de los medios utilizados para su recuperación.

Comportamiento del reservorio Es importante reconocer el mecanismo de energía de producción de un reservorio gasifero, ya que el mismo afecta a nuestro cálculo de las reservas recuperables. Por lo tanto es necesario conocer si el reservorio es una unidad cerrada o volumétrica sin entrada de agua, o si es un reservorio con un acuífero adyacente con un empuje fuerte, regular, o débil lo cual nos da una cierta presión de abandono.

Recuperación de gas Natural

Desarrollo Del Campo Unos de los problemas para producir el gas de un reservorio de manera mas económica se resuelve determinando el cronograma de perforación y producción del campo, algunas preguntas que se deben tomar en cuenta en el desarrollo de un campo son: Cuantos pozos son necesarios

Cuantos pozos deberían ser perforadosComo deberían ser producidos

Ciclo típico de la Producción

Entrega de potencial

El potencial es el máximo caudal que un pozo puede entregar, ya sea a condiciones de reservorio o a condiciones de superficie cuando se toma la presión fluyente igual a cero.

Producción Esquemática del Gas

nwfRreservorioreservorio ppCq 22

pozodelentocomportamideecoeficientC

pozosdenumeroN

CC

i

N

iireservorio

.

1

nwfRavgavg ppCq )( 22

Capacidad de los equipos de producción

La Capacidad de entrega de un pozo de gas, no solamente depende de la capacidad de producción del reservorio. Si no de la capacidad del sistema en su conjunto, ya que el fluido pasa a través de tuberías, líneas, separadores y deshidratador en su trayectoria hasta el punto de entrega, algunas caídas de presión están asociadas a cada uno de los componentes del sistema. La caída de presión esta en función del caudal de flujo. Consecuentemente en algunos casos el caudal de producción esta limitado por la capacidad del equipo de producción y no así por la capacidad de producción del reservorio. Cuando existe una limitación en el caudal de producción tenemos que identificar los cuellos de botella del sistema y optimizar incrementando los diámetros de tubería, incrementando los choques o bajando la presión de separación.

Optimizacion Tuberia Vertical y Horizontal

0500

10001500200025003000350040004500

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Caudal MMPCD

Pre

sio

n P

SI INFLOW Capacidad del reservorio

V

OUTFLOW Capacidad del equipamiento

Optimizacion de la Produccion

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Caudal MMPCD

Pre

sio

n P

SI

V

Pr1Pr2

Pr3

Equipamiento 1

Equipamiento 2

Equipamiento 3

Optimización de la producción Pronóstico de produccion de Gas

05

10152025

303540455055

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Tiempo de Produccion en Años

Cau

dal

0

500

1000

1500

2000

2500

Pre

sio

n R

eser

. C

aud

al

Co

nd

Caudal Diario de Gas

Caudal de Condensado

Presion de Reservorio