Producción de pozos petroleros sistema

2010
Tema I
El Sistema de
Producción
M en I. Bernardo García Urquiza
SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN
Tema I: El sistema de Producción

2010
Funciones del Ingeniero de Producción
• Aplicar las técnicas de análisis e interpretación de datos
de producción en pozos para analizar su
comportamiento y fundamentar las acciones que
permitan mantenerlos en condiciones óptimas de
producción, alargando al máximo su vida productiva,
logrando así, la máxima recuperación del yacimiento en
explotación de manera rentable.

2010
Introducción
• Un sistema integral de producción es el conjunto de elementos
que transportan los fluidos del yacimiento hacia la superficie, los
separa en aceite, gas y agua, enviándoles a las instalaciones
de almacenamiento y comercialización.
• Componentes Básicos del Sistema Integral de Producción:
• Yacimiento
• Pozo
• Estrangulador
• Tubería de descarga
• Separadores y equipo de procesamiento
• Tanque de almacenamiento

2010
• Yacimiento:
• Porción de una trampa
geológica que contiene
hidrocarburos, la cual
se comporta como un
sistema conectado
hidráulicamente.

2010
Pozo:
Un pozo productor es perforado
con el fin de proveer una conexión
entre el yacimiento y las
instalaciones superficiales.
Este permite que los fluidos
almacenados en el yacimiento sean
producidos de su lugar de original a
un punto en superficie, donde sin
separados, tratados, procesados,
transportados y finalmente
vendidos

2010
Cabezal del Pozo

2010
Estrangulador:
Aditamento instalado en
pozos productores para
establecer una restricción
al flujo de fluidos y así
obtener el gasto deseado.

2010
• Tubería de descarga:
Conducto de acero
cuya finalidad es
transportar la mezcla
de hidrocarburos y
agua desde la cabeza
del pozo hasta la
batería de separación.

2010
• Tanques de medición:
• Son recipientes
metálicos de gran
capacidad para
almacenar la
producción de
hidrocarburos; pueden
ser instalados en tierra
firme o pueden ser
buque-tanques, ambos
con capacidades de
100 mil a 500 mil
barriles.

2010
Separadores:
Son equipos utilizados para
separar la mezcla de aceite,
gas y agua que proviene del
pozo; pueden ser verticales,
horizontales o esféricos.

2010

2010
INGENIERIA PETROLERA - PRODUCCIÓN DE POZOS
Linea de flujo
(crudo, agua y gas)
Multiple de
Producción
sin separación
Inyección
de gas
Terceros
Distribución
alta presión
Múltiple de
Distribución
Pozo
Productor
Múltiple de Gas Lift
Levantamiento Artificial por gas
Múltiple de
Producción
con separación
Crudo
y agua
Estación
De Flujo
Linea bifásica
Linea bifásica
Patios de Fiscalización
Bombeo
de crudo
y agua
Exportación
Crudo
Fiscalizado
Bombeo
de crudo y agua
Múltiple de
Bombeo
Gas de baja
Múltiple de
Recolección
De gas
Gas
de baja
Gas
de baja
Plantas de Compresión
Disposición
de efluentes
(Inyeccion
de agua)
Pozo
Inyector
Proceso de Producción

2010
Aceite
Separación
Deshidratación
Desalado
Estabilización
Bombeo

2010
Separación: Separando las fases crudo, gas y agua de una corriente de
mezcla de pozos.
Deshidratación: Remoción de gotas de agua o % volumen de agua en el
crudo.
Desalación: Reducción del contenido de sal en el crudo por dilución de la
emulsión agua/crudo con agua fresca y después deshidratación.
Estabilización: Remoción de los componentes mas volátiles de un crudo
para reducir la Presión de Vapor Reíd (PVR) o mas correctamente la Presión
del Punto de Burbuja.

2010
Gas
Separación
Rectificación
(separa líquidos)
Endulzamiento (PQ)
Compresión
Separadores

2010
Pérdidas de Presión por Fricción del Sistema

2010
ANALISIS NODAL: Técnica o procedimiento
secuencial para cuantificar y optimizar la
producción de pozos de aceite o gas,
evaluando el comportamiento y efecto de
los componentes que integran el sistema
productivo.
Cada componente se evalúa por separado y
posteriormente se combinan para optimizar
el sistema completo y obtener el gasto de
máxima eficiencia.
FUNDAMENTOS TEORICOS
Un sistema de producción está dividido en tres componentes básicos:
Flujo a través de medios porosos
Flujo a través de tubería vertical o de producción (T.P.)
Flujo a través de la tubería horizontal o línea de descarga
(L.D.)

2010
Pr Pe
Pwfs
Pwf
Psep
Ventas
Gas
Líquido
Tanque
Pwh
IMPORTANCIA
• Permite realizar análisis y diagnósticos
presentes y futuros.
• Permite determinar caídas de presión.
• Facilita el proceso de optimización.
• Identificar oportunidades de incremento del
gasto.
• Permite ejecutar sensibilidades a
parámetros físicos.
• Permite analizar pozos fluyentes,
intermitente o con un SAP.

2010
Pr Pe
Pwfs
Pwf
Psep
Ventas
Gas
Líquido
Tanque
Pwh
APLICACIÓN
• Selección del aparejo óptimo.
• Diámetro óptimo del estrangulador.
• Longitud y diámetro de la línea de
descarga/flujo/escurrimiento.
• Presión en el separador.
• Técnicas de completación/terminación de pozos,
incluyendo empaques con grava y pozos perforados en
forma convencional.
• Predecir daño de formación.
• Determinar tasas de inyección en pozos con BN.

2010
Limite de
drenaje
Wellbore
Cabezal y
choque
Separador
Tanque de
Almacenamiento
Pe
Pwf
Pwh
Psep
Pst
re rw
Yacimiento Tubing Lineas de flujo Lineas de Transf.
Limite de
drenaje
Wellbore
Cabezal y
choque
Separador
Tanque de
Almacenamiento
Pe
Pwf
Pwh
Psep
Pst
re rw
Yacimiento Tubing Lineas de flujo Lineas de Transf.
Caída de presión en el Sistema de Producción

2010
Punto de Operación
Presión Dinámica
Gasto de Líquido (BPD)
Presión
Curva de Oferta
(Inflow)
Curva de Demanda
(Outflow)
Presión de Estática de Yacimiento
Curvas de Afluencia/Efluencia

2010
Característica inherente a la roca,
expresa la habilidad a dejar fluir un
fluido a través de los canales que
constituyen el volumen poroso
interconectado.
Absoluta: Es aquella que tiene un
medio poroso saturado 100% por
una única fase.
Efectiva: Es aquella que
corresponde a una determinada fase
cuando fluyan en el medio poroso
dos o más fases. Es una función de
la saturación de la fase en
consideración y su valor siempre es
menor que la permeabilidad
absoluta.
Relativa: Es el cociente entre la
efectiva y la absoluta.
Granos Diminutos
Granos Grandes Granos Pequeños
Permeabilidad (k)

2010
P
E
T
R
Ó
L
E
O
AGUA
SATURACIÓN DE AGUA
PERMEABILIDAD
RELATIVA
Sorw
Krw max.
Kro max.
Swc
1.0
0 1
PETRÓLEO
0
1.0
1
SATURACIÓNDE LÍQUIDO(So + Swc)
Sorw
PERMEABILIDAD
RELATIVA
Sgc
Krg max.
Kro max.
Swc
Curvas típicas
de Kr
Permeabilidad (k)

2010
Restauración de Presión
Registros MDT/RFT
Pozos Vecinos
Presión Promedio de
Yacimiento (P)
Es la presión dentro del área de
drenaje del pozo y controla el
flujo de aceite hacia el sistema
de producción.

2010
Permeabilidad
promedio del
yacimiento
Barrera impermeable
Barrera impermeable
Radio del yacimiento (re)
Radio del pozo (rw)
Espesor
de
arena
productiva

2010
Radio del Pozo
• Se define como radio del pozo la distancia comprendida
entre el centro del pozo y la cara de la formación del
yacimiento. Para obtener el radio del pozo se puede:
• Medir con una herramienta denominada caliper y
depende del tipo de terminación del pozo.
• Si estos registros no están disponibles puede utilizarse
el calibre de la mecha de perforación.

2010
( )
( )
s
X
Ln
B
p
p
h
k
q
o
o
wf
+
−
−
×
=
−
75
.
0
10
08
.
7 3
µ
X
Radio de Drenaje (re)
Factores de Forma según Mathews y Russel
Distancia comprendida entre el centro
del pozo y la zona donde la presión
del yacimiento alcanza el estado
pseudo estacionario durante la
producción del pozo.

2010
Los yacimientos de petróleo se pueden clasificar como:
1 Yacimientos con aceite bajo saturados. Se definen como
aquellos donde la presión inicial es mayor a la presión de
burbuja.
2 Yacimientos con aceite saturados. Se definen como aquellos
donde la presión inicial es igual a la presión de burbuja.
3 Yacimientos con capa de gas. Se definen como aquellos donde
la presión inicial es menor a la presión de burbuja

2010
Propiedades básicas de los fluidos
1 Los fluidos de producción son aceite, gas y agua
2 Las propiedades básicas se pueden resumir como:
i. Gravedad especifica. γo,g,w
ii. Presión de burbuja. Pb
iii. Factores volumétricos, Bo,g,w
iv. Relación gas/aceite. Rs
v. Viscosidad. μo,g,w
3. Estas propiedades son dependientes de la presión y la
temperatura.
4. Para la obtención de estas variables se utiliza un análisis PVT o
modelos de correlación en función de propiedades básicas. Las
correlaciones pueden ser ecuaciones o cartas.

2010
Gravedad Especifica del Aceite
Se define como la relación entre la densidad del aceite y la densidad
del agua, ambas medidas a 60°F y presión atmosférica (condición
standard).
w
o
ρ
ρ
γ 0
=
La gravedad también se puede expresar en unidades API de la
siguiente manera:
5
.
131
5
.
141
−
=
°
o
API
γ

2010
Se define como la relación entre el peso molecular aparente del gas
y el peso molecular aparente del aire.
Para calcular la gravedad específica del gas se debe tener al menos
un análisis cromatográfico del gas para calcular su peso molecular
aparente y luego realizar el siguiente cálculo:
Gravedad Específica del Gas
aire
g
a
aire
a
g
M
M
M
ρ
ρ
γ =
=
=
96
.
28
Los valores de γg dependen de las condiciones en el cual el aceite es
separado.

2010
Presión de Burbuja
Se define como la presión a la cual se desprende la primera burbuja de
gas a una determinada temperatura.

2010
Tema II. Propiedades de los fluidos
Factor de volumen del aceite
El comportamiento del Factor de Volumen de Aceite (Bo) en la rama bajo saturada (punto 1
al 2) que se incrementa el valor del Bo a consecuencia de la relación existente entre el
volumen de aceite + gas disuelto y el volumen de aceite muerto.

2010
Tema II. Propiedades de los fluidos
Factor de volumen de fase mixta
El Factor de Volumen de la Fase Mixta (Bt) es el volumen que ocupa el aceite a condiciones
de yacimiento con su gas disuelto más el gas liberado, relacionándolo con el volumen de
aceite pero este a condición estándar

2010
Tema I: Propiedades de los fluidos
Viscosidad
La viscosidad es una propiedad de los fluidos de oponer resistencia al flujo, y se ve
afectada por los incrementos en la temperatura y la presión.

2010
Tema I: Propiedades de los fluidos
Relación de Solubilidad
La Relación de Solubilidad (Rs), es la relación de Gas disuelto en el aceite a condiciones de
yacimiento, pero midiendo el gas a condiciones estándar; asociándolo a un metro cubico de
aceite medido a condición estándar. Para visualizar claramente esta relación hay que
apreciar la siguiente ecuación:
Ecuación

2010
Factor de Daño Total en la Formación (Skin)
Es un número adimensional que mide el daño en la formación o la estimulación de
pozo de la formación adyacente al pozo. El número es positivo para daño y negativo
para estimulación es pozo.
Daño(-): Restricción al flujo de fluidos que distorsiona las líneas de flujo desde el
yacimiento hacía el pozo. Disminuye significativamente la productividad del pozo y
ocasiona una caída de presión adicional en las cercanías del mismo.
Dilución
Control de emulsiones
Inyección de vapor
Pozos horizontales
Fracturamiento
Estimulaciones
Fracturamiento
Fracturamiento
Estimulación ácida
Cambios de mojabilidad
Redisparos
Pozo desviado
]
)
(
[
)
(
08
,
7
S
rw
re
Ln
o
o
Pwf
Pe
h
K
q
+
×
×
−
×
×
×
=
µ
β

2010
Diagrama P vs T
Condensado: Ubicado entre el
punto crítico y el
cricondentérmico en estado
gaseoso.
Gas: Existen en estado gaseoso
a cualquier presión pero a
temperaturas mayores que la
cricondentermica.

2010
Yacimientos de Aceite y Gas Disuelto Yacimientos de Gas
Tipo
Características
De bajo encogimiento
(Aceite Negro)
De Alto Encogimiento
(Aceite Volátil)
Gas y Condensado Gas Húmedo Gas Seco
Diagrama de fase
Temperatura
Punto Crítico
Estado en el
Yacimiento
Curvas de Calidad
Singularidades
Producción en
Superficie
Composición
RGA (m
3
/m
3
)
Densidad Líquido
(gr/cm
3
)
Color Líquido
Ty <Tc
PC, a la derecha de la
Cricondenbara
Si P>Pb @Ty yac.
bajosaturado (1 fase)
Si Pb
P≤ @Ty yac. saturado
(2 fases)
Muy pegadas a la línea de
puntos de rocío
--------------------
Dentro Región 2 F
Grandes cantidades de
pesados en mezcla original
< 200
>0.85
Obscuro
Tc
Ty≤
PC. cercano a la Cricondenbara
Si P>Pb @Ty yac.
Si Pb
(2 fases)
Mas separadas de la línea de
puntos de rocío
--------------------
Dentro Región 2 F
Grandes cantidades de
intermedios en mezcla original
200 - 1000
0.85 - 0.78
Ligeramente Obscuro
Ty <Tc < Cricondenterma
PC. A la izquierda de la
Cricondenbara
Si P>Pr @Ty yac.
Si Pr
(2 fases)
Tienden a pegarse a la línea de
puntos de burbuja
Fenómenos Retrógrados
Dentro Región 2 F
Regulares cantidades de
500 - 15,000
0.82 - 0.75
Ligeramente coloreado
Ty > Cricondenterma
Cricondenbara
Py nunca entra en la región de 2
fases, en el yac. siempre se está
en estado gaseoso
Mas pegadas a la línea de puntos de
burbuja
------------------------
Dentro Región 2 F
Pequeñas cantidades de
10,000 - 20,000
0.80 - 0.75
Casi transparente
Ty > Cricondenterma
Cricondenbara
Py nunca entra en la región de 2
fases, en el yac. siempre se está en
estado gaseoso
Casi pegadas a la línea de puntos de
burbuja
-----------------------
Fuera Región 2 F
Casi puros compuestos ligeros en
mezcla original
20,000
< 0.75
Transparente
P
Pr
Ps
Ts Ty
Tc T
0
30
20
100
A
A'
B
10
Pi
Pc Pc
C
R
I
C
O
N
D
E
N
T
E
R
M
A
T
Pc
Ps
Ts
P
Ty
Tc
0
5
20
100
A
B
10
Pi
Pc
C
R
I
C
O
N
D
E
N
T
E
R
M
A
P
Pb
Ps
A
Pc
Ts Ty Tc T
0
25
50
75
100 P
c
A'
B
Pi
P
Ps
Ts Ty
Tc
T
0
5
B
10
Pi
Pc
Pc C
R
I
C
O
N
D
E
N
T
E
R
M
A
Ts
Pb
Pi
Ps
Ty Tc T
0
25
50
100
Pc
A
A'
B
75
P
Clasificación de yacimientos por diagrama de fase

2010
Diagrama P vs T
Yacimientos de Gas
Yacimientos de Petróleo
1. Gas Seco
2. Gas Húmedo
3. Gas Condensado
1. Aceite Volátil
2. Aceite Negro
1. Liviano
2. Mediano
3. Pesado
4. Extrapesado

2010
RGA
(PCN/BN)
API C7
+ C1 Color
Gas Seco
> 100000 < 0.7% > 90%
Gas
Húmedo
> 15000
< 70 < 4 < 90 Incol.
Gas
Conden.
> 3200 > 40
< 12.5
> 60
AM. Claro
Aceite
Volátil
> 1750 > 40 > 12.5
< 60
AM.
Oscuro
Aceite
Negro < 1750 < 45
> 20
< 50 NEG-VER
Caracterización de Fluidos de Yacimientos en Base a
información de Pruebas de Producción y Análisis
Cromatográficos

2010
Presión de
Tubería
Fluyente
Pwf
Qo
IPR
Profundidad
Presión
Qo
Profundidad
Presión
Pr
Qo
Profundidad
Presión
Gradiente Estático y
Dinámico/Fluyente
gh
P
h
P
ρ
γ
=
∆
=
∆
w
o
ρ
ρ
γ 0
=
5
.
131
5
.
141
−
=
°
o
API
γ
62.4 lbm/ft3

2010
Correlaciones
La relación gas liquido a condiciones de flujo
no se puede determinar a partir de condiciones
en la entrada de la tubería. Esto se debe al
resbalamiento.
Para determinar el valor de dicha correlación
se utilizan correlaciones desarrolladas
experimentalmente.

2010
Grupo I:
No se considera resbalamiento entre las fases.
La densidad de la mezcla se obtiene en función de la
propiedades de los fluidos.
Las perdidas por fricción y los efectos del
colgamiento se expresan por medio de un factor de
fricción correlacionado empíricamente
No se distinguen patrones de flujo.
Poettman y Carpenter, Fancher y Brown y Baxendell
y Thomas.
Estas correlaciones se dividen en grupos en
base al criterio de su desarrollo:

2010
Grupo II:
Se toma en cuenta el resbalamiento entre las
fases.
La densidad de la mezcla se calcula utilizando el
efecto de colgamiento.
El factor de fricción se correlaciona con las
propiedades combinadas del gas y el liquido.
No se distinguen regímenes de flujo.
Hagedom y Brown

2010
Grupo III:
Se considera resbalamiento entre las fases.
La densidad de la mezcla se calcula utilizando el
efecto del colgamiento
El factor de fricción se correlaciona con las
propiedades del fluido en la fase continua.
Se distinguen diferentes patrones de flujo.
Duns y Ros, Orkiszewski, Aziz, Beggs y Brill,
Chierici, Gould y Tek.

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