INSTITUTO TECNOLOGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS

Análisis Para El Diseño De Un Sistema De BN

BOMBEO NEUMATICO

Noe Castillo17/07/2015

ÍNDICE GENERALCAPÍTULO I

1. Introducción.

CAPÍTULO II

2. Desarrollo

Análisis para el diseño de un sistema de BN

3. Metodología de análisis y diagnóstico.

3.1. Diagnóstico preliminar del pozo. Diagramas de flujo.

3.2. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades de los fluidos a temperaturas distintas a las del yacimiento.

3.3. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico

en tuberías.

3.4. Determinación de la válvula operadora.

3.5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción.

CAPÍTULO III

4. Aplicación en la industria petrolera.

CAPÍTULO IV

5. Conclusión.

BIBLIOGRAFÍA

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN

El Bombeo Neumático es uno de los métodos más utilizados a nivel mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros. Conceptualmente es muy sencillo ya que en su versión de flujo continuo es similar al método de producción por flujo natural con la diferencia que la relación gas-líquido en la columna de fluidos es alterada mediante la inyección de gas comprimido. El gas disminuye el peso de la columna de tal forma que la energía del yacimiento resultará suficiente para levantar la producción hasta la superficie. Es necesario inyectar establemente el gas lo más profundo posible para reducir sustancialmente el peso de la columna e inyectar la tasa de gas adecuada para que la fricción de la corriente multifásica no anule la reducción de peso. Adicionalmente para optimar la distribución de gas entre los pozos asociados al sistema es necesario utilizar algoritmos que permitan levantar la mayor cantidad de petróleo posible ya que la presencia de agua disminuye la rentabilidad del método ya que el agua normalmente es más pesada que el petróleo y no posee gas en solución para asistir al levantamiento de los fluidos.

El presente curso tiene como objetivo describir procedimientos que permiten optimizar sistemas de Bombeo Neumático aplicando algoritmos de distribución del gas de levantamiento entre los pozos asociados al sistema. Antes de distribuir el gas se analiza y diagnóstica el funcionamiento del equipo de levantamiento para realizar las recomendaciones necesarias para profundizar el punto de inyección de

gas en el pozo para lo cual se describe una metodología de análisis y diagnóstico de pozos que producen mediante Bombeo Neumático.

El curso está estructurado en cinco capítulos. En el primero se define la eficiencia de levantamiento en el pozo de Bombeo Neumático así como también se establece la necesidad de optimizar el sistema. En el segundo capítulo se describe la información requerida para realizar el análisis y diagnóstico del equipo de levantamiento en el pozo. En el tercer capítulo se describe la metodología de análisis y diagnóstico a nivel de pozo. En el capítulo cuatro se aplica la técnica del análisis nodal para detectar cuellos de botella en el sistema yacimiento-completación – pozo – facilidades de superficie. Finalmente en el capítulo cinco se describe una metodología de optimización del Sistema de Bombeo Neumático.

CAPÍTULO II

DESARROLLO

3. Metodología de análisis y diagnóstico.

La metodología para el análisis y diagnóstico del pozo de BN continuo consiste en realizar primeramente un diagnóstico preliminar a través de diagramas de flujo que permitirá establecer si se justifica o no continuar con los cálculos de diagnóstico, estos últimos se realizan para determinar la válvula operadora y calcular el volumen diario de gas que la válvula es capaz de dejar pasar bajo las condiciones dinámicas de presión y temperatura, si este caudal de gas es similar (+ ó – 10%) al que se reporta de acuerdo al disco de gas de levantamiento, entonces quedará establecida la consistencia de la información utilizada y se tendrá mas confianza en los resultados obtenidos en el diagnóstico realizado, en caso contrario habrá que revisar y depurar nuevamente, la información recopilada.

3.1. Diagnóstico preliminar del pozo.

El diagnóstico preliminar mencionado anteriormente se realiza se realiza a partir de la información recopilada en el capítulo anterior y con base a algunos “Flujogramas de Diagnósticos para pozos con BN”, existen varios de estos diagramas que permiten diagnosticar sistemáticamente el comportamiento del equipo de levantamiento.

Fig. Nº 9. Diagrama de flujo para diagnosticar instalaciones de BN.

En el diagrama anterior se observan varios casos de diagnósticos:

a. Pozos que no producen y reciben gas.

b. Pozos que no producen ni reciben gas.

c. Pozos que producen y reciben gas.

d. Pozos que producen sin recibirn gas.

a. Pozos que no producen y reciben gas.

Si el pozo no circula el gas de levantamiento es muy probable que la tubería de revestimiento este rota, si el pozo circula el gas de levantamiento y recibe el gas con baja presión existe un hueco en la tubería o una válvula en mal estado o mal asentada en el mandril; pero si recibe gas con alta presión está operando una válvula; si la válvula es más profunda se puede afirmar que el problema existente no es de levantamiento si no de la formación productora, posiblemente se requiere un trabajo de estimulación o limpieza, o un trabajo de rehabilitación para, por ejemplo, cambiar la zona de producción. En caso de que la válvula no sea la más profunda se recomienda un cambio de válvulas para bajar el punto de inyección, siempre que la presión del sistema lo permita. Para determinar cuál es la válvula que circula el gas, es necesario realizar cálculos de diagnósticos específicos que se presentaran más adelante.

b. Pozos que no producen ni reciben gas.

Estos casos pueden presentarse cuando la línea de gas esta obstruida o cuando fallan las válvulas de levantamiento. Para dilucidar cuál de los casos es el presente se compara la presión del sistema (Psist) o de múltiple de gas con la presión de inyección en el anular (CHP):

b.1. Si Psist es mayor que CHP el problema pudiera ser:

Obstrucción en la línea de gas ocasionada por falla de alguna válvula en la línea y se soluciona reemplazando la válvula dañada, o …

Congelamiento en la corriente medidora y se soluciona abriendo totalmente la válvula reguladora del gas previa instalación de una placa de orificio de pequeño diámetro a la llegada de la línea de gas al pozo. Otra manera de evitar el congelamiento sería aumentar la presión de inyecciónen el “casing” seleccionando un orificio más pequeño para la válvula operadora, o si no se trata de un orificio, se debe recalibrar la válvula operadora a mayor presión.

b.2. Si Psist es alta y similar al CHP el problema pudiera ser:

Falla de algunas válvulas de levantamiento y se soluciona cambiando las válvulas con guaya fina.

b.3. Si Psist es baja y similar al CHP el problema pudiera ser:

Alguna falla en el sistema de distribución de gas: válvulas cerradas,

líneas de distribución rotas ó con fugas, etc. Y se soluciona

notificando a la organización de Ingeniería de gas para solventar los

problemas existentes en el sistema de distribución de gas a alta

presión.

c. Pozos que producen y reciben gas.

En este caso se presentan dos situaciones:

c.1. Si el pozo produce y recibe gas a una tasa constante se debe realizar cálculos de diagnóstico para determinar si la presión de inyección en el anular (CHP) corresponde a la presión de operación en superficie de la válvula más profunda, o a la de alguna válvula superior o si se trata de inyección de gas a través de un hueco en la tubería.

En caso de que la inyección de gas en la tubería sea a través de la válvula más profunda se debe aplicar análisis nodal para establecer si el pozo se encuentra optimizado, sub-inyectado o sobre-inyectado.

Si la inyección es por una válvula superior o de descarga se debe cuantificar mediante análisis nodal la ganancia esperada en bls/dia si se baja el punto de inyección a través de un rediseño de la instalación (recalibración y cambio de válvulas).

Si la inyección es por un hueco se debe calcular la profundidad del hueco para establecer si la inyección es por un mandril o por hueco en la sarta de producción y tomar las acciones pertinentes a cada caso: reasentar válvulas en el mandril o reparar tuberías. La profundidad del hueco estaría aproximadamente donde se intercepten las curvas de gradiente de gas de inyección y la de presión de fluido multifásico.

Si el pozo produce pero recibe gas a una tasa variable es necesario

observar el comportamiento de la presión del sistema para descartar que el problema está en el sistema de distribución de gas a alta presión, si existen problemas notificar a la organización de ingeniería de gas. Si el problema no está en el sistema se debe chequear en el pozo o múltiple si existen problemas de congelamiento o problemas con el regulador del gas ( choke ajustable).

3.2. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades de los fluidos a temperaturas distintas a las del yacimiento.

Después de cargar la información, previamente validada, que exige el simulador en cuanto a producción, infraestructura instalada y datos de yacimiento, se entra en esta última sección (“Reservoir Control”) para revisar las propiedades de los fluidos (“Fluid Parameters”).

3.1.1. En la sección “Match” de “Fluid Parameters” realizar el cálculo de la Presión de burbuja con varias correlaciones (Standing, Glaso etc…), utilizando el Rsi del PVT validado; en caso de no disponer de este se podría utilizar la RGP inicial del yacimiento.

3.1.2. Seleccione la correlación que más se aproxime al valor real de la Presión de burbuja, es decir, la que arroje factor de “Match” más próximo a la unidad.

Con “Best Fit” ajustar la correlación para reproducir el valor real de Presión de burbuja (Wellflo marcará con un asterisco la correlación ajustada).

De la misma forma se seleccionan otras propiedades en “Match property” y se ajustan los valores ingresados incluso a distintas presiones.

3.3. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías.

Para la selección y ajuste de la correlación de flujo multifásico en tuberías que mejor simulen el comportamiento de las presiones dinámicas en el pozo se debe disponer de un registro de Presión y Temperatura fluyente. Para aquellos casos donde no se dispone de estos registros se debe solicitar información al personal que trabaja en “Optimización” sobre las correlaciones que son aplicadas en el área respectiva. Los pasos a seguir son los siguientes:

Crear en el “Notepad” el archivo de datos del registro fluyente, actualizando la información de las medidas de presión a cada profundidad, se puede grabar con extensión “.txt” o con la extensión “. Dvp”, luego lea dicho archivo desde el Wellflo.

3.4. Determinación de la válvula operadora.

El simulador selecciona como válvula operadora la válvula mas profunda que posea una presión de producción mayor a la presión de producción requerida para abrirla.

En la siguiente gráfica se observa que las dos válvulas superiores poseen presiones de producción mucho menores a las requerida para abrirlas por lo tanto quedó como operadora la asentada en el mandril mas profundo. El mandril operador se diferencia del resto por el trazado continuo de su profundidad.

En la sección “Advance Gas Valve Modelling” de “Análisis” se determina la tasa de gas que la válvula operadora deja pasar bajo las condiciones de producción del pozo, este valor debe ser similar (+ ó – 10%) al reportado como tasa de inyección según el disco de gas de levantamiento, si esto se cumple se certifica la CONSISTENCIA de la información utilizada en el diagnóstico, de lo contrario se revisaría nuevamente la información para validarla nuevamente.

Las características de la válvula operadora se ingresan en la sección “Valve Details” y se debe seleccionar el modelo adecuado para calcular la tasa de gas que puede pasar a través de la válvula en cuestión la cual se selecciona

como “nodo” para el cálculo de la capacidad de producción del pozo. Cuando se trata de orificios se recomienda usar “Thornhill Craver” y si se trata de una válvula se recomienda el de “Winkler” o el modelo “TUALP”.

3.5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción.

La presión fluyente obtenida en el punto medio de las perforaciones debe ser introducida en “Edit Layer” cuando se haya elegido “Test Point Data” como modelo para calcular el comportamiento de afluencia de la formación productora. Cuando no se dispone de la información de yacimiento suficiente como para aplicar la ecuación de Darcy, se debe seleccionar el modelo “Vogel” para calcular la IPR.

Para obtener las curvas de Oferta y Demanda de energía en el fondo del pozo se entra en “Operating Point” de “Análisis”, se seleccionan las tasas automáticamente y finalmente se “calcula” para obtener en los resultados gráficos la intersección de las mencionadas curvas, la intersección debe realizarse en la tasa de operación actual.

De esta forma se tiene cotejado el comportamiento actual de producción.

CAPÍTULO III

APLICACIÓN EN LA INDUSTRIA PETROLERA

Es de gran importancia para el Ing. Petrolero saber lo relacionado con las reparaciones del pozo, como puede ser una estimulación, ya que estos conocimientos ayudaran a optimizar la producción de un pozo y por lo tanto se puede llegar a optimizar todo un yacimiento, esto con el fin de aumentar la vida productiva de este, hasta el grado en que se tenga que utilizar un sistema artificial de producción, por el motivo de que el pozo ya no cuenta con la presión necesaria para fluir por sí mismo.Por eso se puede concluir que, la importancia de los conocimientos sobre la materia es de gran utilidad en la aplicación de la ingeniería en nuestro país, ya que la actividad petrolera es en gran parte un pilar que se tiene que seguir sosteniendo por las personas que se dedican a la actividad petrolera.

CAPÍTULO IV

CONCLUSION.

La presión y capacidad de compresión de las plantas compresoras utilizadas en los sistemas de Bombeo Neumático son originalmente diseñadas para un número estimado de pozos productores pertenecientes a yacimientos de características definidas. A través del tiempo, la naturaleza dinámica del comportamiento de los yacimientos inicialmente asociados al sistema y las características de los pozos de los nuevos yacimientos incorporados, exige un control y seguimiento continuo de la distribución del volumen de gas disponible para el bombeo neumático de los pozos con el fin de maximizar la producción total de petróleo del sistema, ó de maximizar el beneficio económico de los recursos involucrados: yacimientos, pozos, sistema de recolección y distribución de fluidos, facilidades de compresión existentes, etc.

Los algoritmos y criterios utilizados en la optimización exigen que cada pozo se encuentre preparado para competir con el resto para tomar más volumen de inyección de gas, es decir, que la instalación se encuentre trabajando “eficientemente” a nivel de pozo.

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