TALLER BÁSICO DE ANÁLISIS NODAL Lámina N°

Objetivos del Taller Suministrar al Ingeniero los conocimientos mínimos necesarios para comprender y ejecutar un análisis nodal de un sistema pozo-yacimiento. Desarrollar pericia suficiente para iniciar el trabajo empleando la herramienta de Análisis Nodal “WellFlo”, disponible en PDVSA. Motivar al ingeniero al uso de la herramienta para soportar la optimización, perforación y reparación de pozos.

Estructura del Taller PARTE 1 Fundamentos teóricos Definiciones Modelos de Influjo y Eflujo PARTE 2 ¿Cómo realizar un análisis nodal? Desarrollo de una metodología de trabajo Manejo del programa WELLFLO

TALLER BÁSICO DE ANÁLISIS NODAL PARTE 1 Fundamentos Teóricos

Definición P3 P2 Psep=Pyac-(P1+ P2+ P3) P1 GAS LIQ THP Psep Pyac FLUJO HORIZONTAL P2 Psep FLUJO VERTICAL Psep=Pyac-(P1+ P2+ P3) EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN ESTÁ CONFORMADO POR EL YACIMIENTO (MEDIO POROSO), EL POZO (FLUJO MULTIFÁSICO VERTICAL) Y LAS INSTALACIONES DESPUÉS AGUAS ABAJO DEL CABEZAL, EN LAS QUE EL FLUJO ES ESENCIALMENTE HORIZONTAL. LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN QUE SE DAN EN EL SISTEMA SON: DEL LIMITE EXTERNO DEL YACIMIENTO HASTA EL FONDO DEL POZO (PE-PWF), LO CUAL INCLUYE LAS CAIDAS DE PRESION POR DAÑO Y SEUDO-DAÑO. DEL FONDO DEL POZO HASTA LA SUPERFICIE, POR EFECTO DE LA FRICCION, EL CAMBIO EN TEMPERATURA, REGIMEN DE FLUJO, DIAMETROS DE TUBERIA Y PESO DE LA COLUMNA. POR EFECTO DEL REDUCTOR EN CABEZAL Y CUALQUIER OTRA VÁLVULA DE CONTROL. PERDIDAS DE PRESION EN LA TUBERIA HORIZONTAL HASTA EL SEPARADOR, POR FRICCIÓN, RESTRICCIONES, DISTANCIA, ETC. LIQ MEDIO POROSO ANÁLISIS QUE COMBINA LOS DISTINTOS COMPONENTES ASOCIADOS A UN POZO, CON EL OBJETIVO DE PREDECIR LAS TASAS DE FLUJO Y OPTIMAR LOS COMPONENTES DEL SISTEMA Pyac Pwf P1

Curvas de Oferta-Demanda Pr Tasa Real Demanda LA CURVA DE OFERTA MUESTRA EL VOLUMEN DE FLUIDO POR UNIDAD DE TIEMPO QUE EL YACIMIENTO ES CAPAZ DE APORTAR ANTE UNA CAIDA DE PRESION DETERMINADA. LA CURVA DE DEMANDA SE CONSTRUYE A PARTIR DE LAS CURVAS DE GRADIENTE DINÁMICO, Y ES REFLEJO DE LAS PERDIDAS DE PRESION A TRAVÉS DEL EDUCTOR DEL POZO A DISTINTAS TASAS DE FLUJO. EL CRUCE ENTRE LAS CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA REPRESENTA LA PRODUCCIÓN REAL O ESPERADA DEL SISTEMA. LA FIGURA QUE SE MUESTRA, Y EL DESARROLLO DEL TALLER ESTARÁ ORIENTADO A DISCUTIR EL CASO EN EL QUE EL NODO SOLUCIÓN ES LA CARA DE LA FORMACIÓN. Oferta Qmax

Ecuación de Darcy (Flujo Continuo) LA ECUACIÓN DE DARCY PARA FLUJO CONTINUO ES LA MÁS COMÚN Y CONOCIDA. AUNQUE NO TODOS LOS SISTEMAS SON MODELADOS A TRAVÉS DE ESTA EXPRESIÓN, SI LO SON A TRAVÉS DE RELACIONES SEMEJANTES. ES IMPORTANTE QUE EL INGENIERO OBSERVE LA INFLUENCIA DE LOS DISTINTOS PARAMETROS EN LA TASA DE PRODUCCIÓN. k: permeabilidad efectiva h: espesor asociado al cañoneo : viscosidad de fluido re: radio exterior del yacimiento rw: radio del pozo Pe: presión de yacimiento Pwf: presión de fondo fluyente S: daño del pozo B: factor volumétrico

Curvas de Afluencia, Oferta o Influjo Ecuación de Flujo semi-continuo monofásico LA ECUACIÓN DE DARCY PARA FLUJO SEMICONTINUO ES UNA EXPRESIÓN SIMILAR A LA ANTERIOR. LA PRESIÓN EN EL LÍMITE DEL AREA DE DRENAJE HA SIDO REEMPLAZADA POR LA PRESIÓN PROMEDIO DEL ÁREA DE DRENAJE. ko: permeabilidad efectiva al petróleo h: espesor asociado al cañoneo o: viscosidad de fluido X : factor de forma re: radio exterior del yacimiento rw: radio del pozo Pr: presión promedio de yacimiento Pwf: presión de fondo fluyente S: daño del pozo Bo: factor volumétrico del petróleo a’: factor de turbulencia

Fuentes de Información K: pruebas de presión, análisis especiales de núcleos, correlaciones. h: espesor vertical de la arena asociada al cañoneo, registros de pozos : análisis PVT, correlaciones Pe: medición directa, niveles de fluidos, mapas de presión Pwf: medición directa, correlaciones de flujo multifásico ES IMPORTANTE CONOCER LA FUENTE DE DONDE PROVIENE LA INFORMACIÓN QUE SE EMPLEA, PARA TENER IDEA DE LA INCERTIDUMBRE ASOCIADA AL PRONOSTICO QUE SE REALICE.

Fuentes de Información re: espaciamiento entre pozos, mapas de yacimientos. La expresión ln (x) = ln (re/rw) para sistema radial perfecto SISTEMA X SISTEMA X 4 1 LA ECUACIÓN DE DARCY, MODIFICADA POR STANDING, PRESENTA EL LOGARITMO NATURAL DE X, EN VEZ DE LN(Re/Rw). ‘X’ ES CONOCIDO COMO EL FACTOR DE FORMA, Y DEPENDE DE LA UBICACIÓN RELATIVA DEL POZO CON RESPECTO A LAS DIMENSIONES Y FORMA GEOMETRICA DEL YACIMIENTO O ÁREA DE DRENAJE. LAS TABLAS COMPLETAS PUEDEN ENCONTRARSE EN LA MAYORÍA DE LOS TEXTOS RELACIONADOS CON PRUEBAS DE PRESIÓN. 4 1 Consultar Matthews & Russell

Fuentes de Información Impacto de ‘re’ el denominador de la ecuación de Darcy EN LA TABLA SE PUEDE OBSERVAR EL BAJO IMPACTO QUE TIENE EL RADIO DEL ÁREA DE DRENAJE Rw = 0.328 pies

Fuentes de Información rw: tamaño de la mecha de perforación, registro de calibración de hoyo B: análisis de fluidos, correlaciones S: pruebas de presiones, modelos teóricos, tanteo. OTROS CASOS W, xf: pruebas de presión, diseño y resultados del trabajo de fracturamiento L: longitud horizontal del pozo, registro GR/Rt kv: permeabilidad vertical, correlaciones, experiencia

Fuentes de Información Grado de Confianza otorgado por los grupos de trabajo Permeabilidad 50-90% Espesor de la formación 80-100% Factores volumétricos, viscosidades 60-95% Presión estática 70-95% Presión de fondo fluyente 60-95% Radio externo 40-70% Radio del pozo 80-100% Daño 40-90% Conclusiones La confiabilidad del análisis nodal es generalmente < 100% Los parámetros con menor grado de confianza son S y K.

Corrección de Vogel para flujo bifásico Pr: presión promedio de yacimiento X: Factor de forma

Curvas de Oferta (Corrección de Vogel) Modelo lineal de Darcy Corrección de Vogel

Caracterización del Daño COMPONENTES DEL DAÑO S = Sd + Sc+ + Sp +  Sseudo Sd : daño de formación Sc+ : daño por penetración parcial e inclinación del pozo Sp : daño por efecto de la perforación Sseudo:seudo-daños (turbulencia y efectos de las fases)

Caracterización del Daño rs FÓRMULA DE HAWKINS Pe RADIO EFECTIVO DEL POZO h rw ks k rw’ = rw . e-s re

Mecanismos de daño de formación Taponamiento de gargantas porales, migración de finos Precipitación química Ca2++2HCO3- <---> CaCO3 (s)+H2O+CO2 (g) Ceras, parafinas y asfaltenos Daño por fluidos Emulsiones Permeabilidades relativas (bloqueo por agua) Cambios de humectabilidad Daño mecánico Compactación de la roca Pulverización durante el cañoneo y la perforación. Daño biológico Bacteria, especialmente en pozos inyectores

Curvas de Demanda o Eflujo (TPR, VLP) Cálculo de Gradientes Dinámicos P2 P P1 h Z P = Ph + Pk + Pf Hidrostático Cinemático Fricción fm: factor de fricción de Moody v: velocidad : densidad de fluido d: diametro de tubería

Factores que afectan las curvas de gradiente vertical PRESIÓN PROFUNDIDAD Diámetro de Tubería Tasa de Líquido Corte de Agua RGL1 RGLn RGL1<RGLn Prof. Equiv. Diámetro de Tubería Tasa de flujo Relación gas-líquido Densidad de líquido Relación agua-petróleo Viscosidad Régimen o patrón de flujo Deslizamiento entre fases

Correlaciones de flujo multifásico vertical TIPO A: No consideran deslizamiento ni patrones de flujo Poettmann & Carpenter Baxendell & Thomas Fancher & Brown TIPO B: Consideran sólo el deslizamiento entre fases Hagedorn & Brown TIPO C: Consideran deslizamiento y régimen de flujo Orkiszeski Duns & Ros Hagedorn & Brown modificada Aziz y colaboradores. Beggs & Brill Ansari Mecanística

Patrones de Flujo Burbuja (bubble): burbujas de gas dispersas en el líquido Slug: coalescencia de las burbujas de gas entre las cuales existe líquido disperso Neblina (churn): las burbujas de gas se hacen inestables y colapsan, creando un patrón altamente turbulento con ambas fases dispersas Anular: fase continua el gas. Líquido envuelve a la fase gaseosa, con existencia de gotas de líquido inmersas en él.

TALLER BÁSICO DE ANÁLISIS NODAL PARTE 2 ¿CÓMO REALIZAR UN ANÁLISIS NODAL?

Metodología General de Trabajo INICIO INTROD. DATOS COTEJO DE TASA DE PRODUCCIÓN CALCULA TASA DE PRODUCCIÓN NO AJUSTA DATOS ¿CONFORME? NO ¿CONFORME? SI SENSIBILIDADES - PRONÓSTICO SI ACEPTA DATOS MODIFICADOS FIN

PANTALLA BÁSICA DE WELLFLO TEXTO ICONOS

Secuencia de introducción de datos 1 2 6 4 3 5 Secuencia de introducción de datos

Formularios de Introducción de Datos 1 2

Formularios de Introducción de Datos 3 5

Formularios de Introducción de Datos 6

Propiedades PVT de los Fluidos ASIGNA RGP Y %AYS POR LENTE PERMITE VERIFICAR Y AJUSTAR CORRELACIONES PERMITE USO DE CORRELACIONES

Propiedades PVT de los Fluidos PERMITE AJUSTAR DIFERENTES PROPIEDADES PERMITE VERIFICAR Y AJUSTAR CORRELACIONES

Metodología para Cotejo NIVEL 1 Modo ‘Manual’ Determina IP NIVEL 2 Modo ‘Control de Yacimiento’ Determina K, S a partir de IP NIVEL 3 Descompone S Soporta los resultados del NIVEL 2

CONTROL DE YACIMIENTO MODO MANUAL PARÁMETRO DE TANTEO

CONTROL DE YACIMIENTO MODO MANUAL CORRECCIÓN DE VOGEL =1-0.2

CONTROL DE YACIMIENTO MODO PARÁMETROS DE CAPA SE OTORGA MÁS CONFIANZA A ‘K’ QUE A ‘S’ PARÁMETRO DE TANTEO

CONTROL DE YACIMIENTO MODO PARÁMETROS DE CAPA

Configuración del Área de Drenaje LETRAS AZULES INDICAN DEPENDENCIA DE LOS CÁLCULOS

Estimación del Daño PARÁMETRO DE TANTEO

Estimación del Daño Modelo pozo entubado 10 20 POZO 10’ 60’ Hp=20’ YAC

Permeabilidades típicas de la grava importada

Estimación del Daño Modelo pozo fracturado

Estimación del Daño Modelo pozo fracturado

Cálculo de la Tasa de Producción PERMITE ESTIMAR LA PRESION Y LA TASA EN EL NODO SOLUCIÓN PERMITE ESTIMAR LOS GRADIENTES VERTICALES PARA UNA TASA DADA

Cálculo de la Tasa de Producción

Selección de la Correlación de Flujo Multifásico - vertical/horizontal DISPONE DE 16 CORRELACIONES DE FLUJO

Sensibilidades PERMITE REALIZAR HASTA DOS SENSIBILIDADES EN SIMULTÁNEO CADA SENSIBILIDAD PERMITE HASTA 10 VALORES

Cálculo de la Tasa de Producción

Presentación gráfica de resultados 2 1 3

Carga de Información de Registros de Presión y Temperatura Dinámicos FORMATO DEL ARCHIVO ‘nombrepozo.dvp’ TVD Pres (Temp)

Cotejo de registros de Presión y Temperatura dinámicos

AJUSTE DE CORRELACIONES DATOS MEDIDOS

Metodología para el Cotejo INICIO ¿CONFORME? NO TANTEA CON IP (MODO MANUAL) SI ¿CONFORME?  DESCOMPONE ‘S’ NO ¿CONFORME? SI NO ACEPTA IP (J) COMO VÁLIDO AJUSTA DATOS SI  ACEPTA DATOS MODIFICADOS TANTEA CON ‘S’ y ‘K’ (LAYER PARAMETERS)  PARÁMETROS DE CONFORMIDAD: IP, TASA Y DATOS RAZONABLES

Ejercicios Caso 1: Cotejo Caso 2: Pronóstico Pozo vert. empacado Qo: 150 BPPD AyS: 1.0% RGP: 800 PCN/BNP ºAPI: 22º h: 15 pies ko: 200-200 mD hp: 10 pies hoyo: 6-1/8” rev: 5-1/2” Prof: 3100’ Presion: 650 lpc @ 3500’ yac: 0.35 lpc/pie Tyac: 140°F Caso 2: Pronóstico Suponga que el pozo anterior es una recompletación y los datos de tasa de producción no se conocen Sensibilizar con distintos parámetros para evaluar impacto Emitir conclusiones