Instituto Tecnológico Superior deCoatzacoalcos. Materia: Productividad de Pozos. Departamento: Ingeniería Petrolera. Unidad: 6 Fecha de edición: Mayo 2016. ANALISIS INTEGRAL DEL POZO. INDICE. INTRODUCCION 6.1 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.9 2 EL SISTEMA INTEGRAL DEL POZO 3 FLUJO EN EL YACIMIENTO 4 FLUJO EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 5 FLUJO EN LA LÍNEA DE DESCARGA 6 y 7 FLUJO EN EL ESTRANGULADOR 8 METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS NODAL 9 OPTIMIZACIÒN DE UN SISTEMA DE PRODUCCION 10 CONCLUSION 11 BIBLIOGRAFIA 12 INTRODUCCION. Productiv idad de 1 gas y agua. A continuación. En el análisis observaremos el conjunto de elementos que transporta a los fluidos de yacimiento hasta la superficie. Departamento: Ingeniería Petrolera. Posteriormente se envía a instalaciones para una comercialización. Para analizar el comportamiento de un pozo fluyente terminado se debe determinar el gasto de la producción y/o diagnostico apropiadamente. se explicara una brevemente el análisis integral del pozo. 6. es necesario analizar las 3 áreas de flujo. Productiv idad de 2 . ANALISIS INTEGRAL DEL POZO. Materia: Productividad de Pozos. los separan aceite. Conocer la metodología del análisis nodal y realizar análisis nodales sencillos de pozos petroleros.1 EL SISTEMA INTEGRAL DEL POZO.Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos. Unidad: 6 Fecha de edición: Mayo 2016. FLUJO EN EL ESTRANGULADOR. En segundo término disponer de la metodología y herramientas de cálculo. Materia: Productividad de Pozos. El sistema integral del flujo está constituido por cuatro partes principales que son: FLUJO EN EL YACIMIENTO. Productiv idad de 3 . que permiten predecir el comportamiento del sistema en general. hasta la central de recolección o batería de separadores.3 FLUJO EN EL YACIMIENTO. es necesario cubrir dos aspectos fundamentales: En primer lugar tener una concepción muy clara del mecanismo de flujo que siguen los fluidos producidos. desde su frontera de drene hasta el pozo.Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos. Departamento: Ingeniería Petrolera. A TRAVÉS DE TUBERÍAS VERTICALES O INCLINADAS. Para llevar a cabo el análisis de un pozo fluyente. se refleja el comportamiento general del mismo. Cabe de mencionar que cualquier variación de presión ocasionada dentro del sistema. Esta parte se refiere al estudio del comportamiento de flujo al pozo que siguen los fluidos. Unidad: 6 Fecha de edición: Mayo 2016. 6. FLUJO EN LA LÍNEA DE DESCARGA. desde la frontera de drene del yacimiento. por lo que todo análisis deberá hacerse sobre la base del sistema integral de flujo. FLUJO EN EL POZO. independientemente de la producción a condiciones superficiales y con producción de aceite y agua. Al de presionarse el yacimiento puede esperarse un comportamiento como el de las líneas C y D.4 FLUJO EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN.P. IPR en Yacimientos saturados. IP en Yacimientos bajo saturados. Departamento: Ingeniería Petrolera. la tendencia es una recta que se presenta cuando la presión de fondo fluyendo es mayor a la presión de saturación.3 IP = IPR = dq / dPwf (IV. permeabilidades relativas. Cuando existe flujo en dos fases en el yacimiento la relación de la ec. pues el valor de la pendiente cambia continuamente en función del abatimiento en la presión. En la línea A. El proceso de flujo se efectúa desde la profundidad media del intervalo productor hasta la Productiv idad de 4 . daño al pozo y las características de la T. IV. Suponiendo un índice de productividad constante. El potencial es el gasto máximo que aportaría un pozo si se le impusiera el mejor conjunto de condiciones posibles. Para saber si un pozo produce en forma apropiada. saturaciones de fluidos. las propiedades de los fluidos. El conocimiento del yacimiento. es necesario conocer su potencial. se puede emplear la siguiente ecuación: J = IP = q( Pws – Pwf) (IV.3) 6. A presiones de fondo fluyendo menores a Pb el comportamiento observa la tendencia de la línea B.1) B.1 no se cumple. IV. Una vez que los fluidos del Yacimiento han llegado al pozo se inicia el flujo ascendente a través del sistema de tuberías instaladas para la conducción de los fluidos hasta la superficie. Unidad: 6 Fecha de edición: Mayo 2016. A. Materia: Productividad de Pozos. IV.Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos. Fig. y L. permiten determinar lo que un pozo en particular puede producir. El potencial debe compararse con lo que el pozo es capaz de producir en las condiciones en las que se encuentra.D. estado actual de depresionamiento. En la Fig.1 se muestran las curvas típicas que representan el comportamiento de flujo en el yacimiento de un pozo. Materia: Productividad de Pozos. agua y gas). AZIZ. GOVIER Y FOGARASI (1972) 10. Después de los fluidos han pasado a través del estrangulador. 3. Unidad: 6 Fecha de edición: Mayo 2016. 5. Así como a través de accesorios adicionales instalados en la tubería como pueden ser estranguladores de fondo. A continuación se menciona alguno de los métodos más comúnmente conocidos y que fueron desarrollados expresadamente para determinar los gradientes de presión fluyendo cuando fluyen simultáneamente petróleo.5 FLUJO EN LA LÍNEA DE DESCARGA. 2. estos fluyen por la línea de descarga hasta la central de recolección. 4. conocido como flujo multifásico en tuberías verticales e inclinadas. CIUCCI Y SCLOCCHI (1973) 11. Estos métodos de flujo multifásico que aparecieron publicados en la literatura técnica. Pasando por las diversas ampliaciones o restricciones propias del sistema de tuberías. El comportamiento de flujo de esta parte del sistema. BEGGS Y BRILL (1973) 12.Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos. GILBERT. CHIERICI. 8. 6. etc. superficie. ha sido ampliamente estudiado por un gran número de investigadores quienes han aportado a la industria petrolera. (Gráfico) POETTMAN Y CARPENTER (1952) (Analítico) GRIFFITH Y WALLIS (1961) BAXENDELL Y THOMAS (1961) FANCHER Y BROWN (1963) DUNS Y ROS (1963) (Patrones de flujo). HAGEDORN Y BROWN (1965) (Alta RGA) ORKISZEWSKI (1967) (Patrones de Flujo y mezcla de métodos) 9. por orden cronológicos son los siguientes: 1. Departamento: Ingeniería Petrolera. MECANISTICOS (EN LOS 90’) 6. en donde son separados cada uno de ellos (petróleo. estos descargan a una determinada Productiv idad de 5 . 7. Al llegar a los fluidos al separador. válvulas de tormenta. gas y agua en tuberías verticales. la metodología para predecir el comportamiento de flujo a través de las tuberías instaladas dentro de los pozos. como son bombas y compresores. al compararse con datos medidos. ANDREWS. Sin embargo cuando estos métodos se aplican dentro del rango de condiciones en que fueron desarrollados.Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos. KNOWELS Y BROWN. ya sea para tuberías verticales. previamente establecida para lograr una separación eficiente de los fluidos. más precisa será la predicción de su comportamiento. (1967) DUKLER (1969) BEGGS Y BRILL (1973) El más versátil de estos métodos es el de Beggs y Brill. presión. 3. Esta presión depende a su vez de las condiciones de operación de los equipos instalados para el manejo de los diferentes fluidos. Es obvio que el análisis de pozos fluyentes o con bombeo neumático. horizontales o inclinadas. 5. 6. Departamento: Ingeniería Petrolera. Unidad: 6 Fecha de edición: Mayo 2016. que no existe un método general que pueda aplicarse para todos los casos. Productiv idad de 6 . Es decir. es capaz de simular todas las condiciones de flujo que se presentan en los pozos. BERTUZZI. TEK Y POETTMANN. a continuación se mencionan algunos de los métodos más conocidos que han sido desarrollados para este propósito: 1. cada uno de ellos tiene sus propias limitaciones. 4. ya que este puede aplicarse tanto para tuberías horizontales como verticales o inclinadas. YOCUM (1957) GUZHOV (1967) EATON. Materia: Productividad de Pozos. 2. cubriendo un determinado rango de variación de las variables que intervienen en el fenómeno de flujo. Debido a que estos métodos fueron desarrollados para ciertas condiciones específicas de flujo. es sorprendente la precisión que se obtiene de algunos de ellos. Para determinar las caídas de presión e flujo multifásico en tuberías horizontales. entre más preciso sea el método o métodos de flujo multifásico que se estén empleando. En términos generales puede decirse que ninguno de los métodos de flujo multifásico desarrollados hasta la fecha. el gradiente de presión debido al cambio de elevación es igual a cero. La función principal del estrangulador es mantener condiciones estables de flujo dentro del sistema y evitar que las variaciones de presión que ocurren corriente abajo del estrangulador se reflejen en el sistema yacimiento-pozo causando inestabilidad en el flujo. No consideran las pérdidas de presión pro aceleración.Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos. Este método involucra el cálculo del colgamiento de líquido aun cuando las pérdidas de presión por aceleración se consideran despreciables. Materia: Productividad de Pozos. Eatòn. Unidad: 6 Fecha de edición: Mayo 2016. Una vez que los fluidos llegan a la superficie.6 FLUJO EN EL ESTRANGULADOR. Para flujo horizontal. 6.700 pies de longitud y una tubería de 17 pg y 10 millas de longitud. Knowels y Brown. Tek y Poettmann. Son independientes del patrón de flujo. d). Productiv idad de 7 . el cual se obtuvo usando 267 datos experimentales. Los autores de este método para las caídas de presión en tuberías horizontales hacen las siguientes consideraciones: a). b). C). estos pasan a través del estrangulador instalados en el cabezal del pozo. Dukler.6) A continuación se describe en forma breve correlaciones: el origen de algunas A). agua. Esta correlación se desarrolló a partir de información obtenida sobre las condiciones de flujo en líneas de 2 y 4 pg de diámetro y de 1. por separado. B). Los fluidos de prueba fueron. Dependen de los valores de densidad y gasto màsico de la mezcla. Andrews. En su correlación. por lo queda como: (IV. c). Departamento: Ingeniería Petrolera. Bertuzzi. Son función de un factor de fricción para dos fases. aceite y condensado como fase líquida y gas natural como fase gaseosa. desarrolla un procedimiento para obtener un factor de fricción normalizado para las dos fases y el colgamiento real del líquido. ROS. En términos generales esta condición se alcanza cuando la presión de entrada al estrangulador es aproximadamente el doble de la presión de salida. causando variaciones en el flujo. 3. Unidad: 6 Fecha de edición: Mayo 2016. ACHONG. 2. 9. en condiciones de diseño. sin restricciones económicas es factible dimensionar el sistema de producción en su conjunto para obtener la Productiv idad de 8 . 7. es simplemente porque esta involucra en sus cálculos a todos los elementos del sistema. Desde la perspectiva de evaluación esto es posible. lleguen hasta la formación productora. sin embargo.Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos. Varios métodos han sido desarrollados para describir el comportamiento del flujo multifásico a través de estranguladores. 5. ETC. permite determinar el efecto de su variación en la capacidad de transporte y tener una imagen de conjunto del comportamiento del pozo. POETTMANN Y BECK. Para que el estrangulador cumpla su función y efectivamente evite que las variaciones de presión corriente abajo del estrangulador. BAXENDELL. ASHFORD. OMAÑA. ASHFORD-PIERCE. es necesario que en el estrangulador se alcancen condiciones de flujo crítico. La razón fundamental de someter un sistema de producción a la técnica de Análisis Nodal. 6. 6. Materia: Productividad de Pozos. 4. GILBERT. Departamento: Ingeniería Petrolera. 8. Entre ellos podemos mencionar los siguientes: 1.7 METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS NODAL. PILEHVARI. En este caso se pueden analizar dos opciones: Productiv idad de 9 . es posible estudiar y comprender con relativa facilidad el comportamiento de cada uno de los componentes del sistema integral de producción (desde el yacimiento hasta la batería de recolección). la capacidad de transporte idónea. c) Colocar separadores a boca del pozo. capacidad de transporte requerida. b) Eliminar o sustituir válvulas o conexiones inapropiadas. El Análisis Nodal se puede aplicar a pozos fluyentes. puede afirmarse que la aplicación de la técnica nodal a un sistema de producción. Departamento: Ingeniería Petrolera. o bien. Asimismo.9 OPTIMIZACIÒN DE UN SISTEMA DE PRODUCCION.Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos. En conclusión. que el análisis nodal se emplee para diagnosticar la variación del gasto de producción al realizar alguna de las modificaciones siguientes: a) Presión de separación. del análisis del comportamiento de los elementos del sistema se pueden identificar las posibles restricciones que modifiquen negativamente la capacidad de transporte del mismo. inyectores o productores ya sea fluyentes o con algún sistema artificial de producción. Materia: Productividad de Pozos. 6. Por otra parte. Unidad: 6 Fecha de edición: Mayo 2016. permite identificar los elementos que limiten la capacidad de flujo del sistema. es decir. teniendo como limitante tan sólo la capacidad de afluencia del yacimiento al pozo. Separar a baja presión y bombear el aceite hasta la central de recolección para continuar con su proceso. c2). Productiv idad de 10 .P. e) Cambiar diámetro de la L. d) Cambiar diámetro de la T. o construir una adicional. con la inversión adicional que sea necesario realizar. En el análisis integral del pozo podemos decir que es una herramienta de ingeniería petrolera muy importante ya que toma en cuenta sus cálculos de todos los elementos del sistema y permite determinar el efecto de variación en la capacidad y tener en cuenta el comportamiento del pozo. al efectuar algún cambio. Unidad: 6 Fecha de edición: Mayo 2016. Departamento: Ingeniería Petrolera. Es evidente que la selección de las modificaciones a un sistema y el orden de su aplicación deben basarse en un análisis económico. también se aplica a pozos fluyentes. CONCLUSION. inyectores o productores mediante un equipo artificial de producción en este análisis el comportamiento de los elementos del sistema se pueden identificar posibles restricciones que modifiquen la capacidad del transporte del mismo.D.Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos. Materia: Productividad de Pozos. en el que se comparan los incrementos en la producción. f) Instalar un sistema artificial de producción. Separar con la presión necesaria para transportar el líquido (aceite + agua) hasta la central de recolección para continuar con su proceso. Por lo tanto. c1). AIME. “Practical Solution of Gas-flow Equations for Wells and Pipelines with Large Temperature Gradientes”. J. Trans. Sukkar. 1956. BIBLIOGRAFIA. Katz. “Calculations of Static Pressure Gradients in Gas Wells”. 160. K. V. “Direct Calculation of Bottom-hole Pressures in Natural Gas Wells”. 1945. Smith. L. Cullender M. Trans. Materia: Productividad de Pozos. Departamento: Ingeniería Petrolera. Productiv idad de 11 . H. and D. and D. Rzasa M. 204. Y. 1955. AIME. 207. And R. Cornell.Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos. AIMEA. Trans. Unidad: 6 Fecha de edición: Mayo 2016. Materia: Productividad de Pozos. Penwell Publishing Co.Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos. Departamento: Ingeniería Petrolera. Ikoku Chi U. Productiv idad de 12 . Unidad: 6 Fecha de edición: Mayo 2016. 1980. “Natural Gas Engineering”.