MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: IPR PARA DOS FASES MÉTODOS DE VOGEL Y FETKOVICH Erik Giovany Montes Páez Ingeniero de Petróleos UIS Especialistaa en Producción de Hidrocarburos UIS Especialist Candidato a Magíster en Ingeniería de Hidrocarburos
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UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA, NOVIEMBRE DE 2014
FLUJO DE FLUIDOS EN EL SISTEMA Líquido
Vapor
ARNOLD, K., STEWART ,M., Design of Oil Handling Systems and Facilities, Surface Productions Operations, Volumen 1, 3era Edición., Gulf Publishing, Houston, Texas, 2008; capítulo 4, p. 150 – 151.
CUANDO VARIOS FLUIDOS FLUYEN JUNTOS… 1,0 ) d m ( a v i t a l e r d a d i l i b a e m r e P
0,0
0
ScW
100-Sc O 100 Saturación de agua (%)
0 Sc g
100-Slíqf 100 Saturación de gas (%)
DEFINICIONES: Corte de agua
• Fracción o porcentaje de agua en un líquido • Cw = (Volumen de agua) / (Volumen de líquido) • Cw = (Volumen de agua) / (Volumen de crudo + Volumen de agua)
BS&W
• Fracción o porcentaje de agua y sedimentos en un líquido • BS&W = (Volumen de agua + sedimentos) / (Volumen de líquido)
Relación gaslíquido (RGL)
• Proporción existente entre el volumen de gas y el de líquido • RGL = (Volumen de gas) / (Volumen de agua + Volumen de crudo) • Tiene unidades de scf/STB
Relación gaspetróleo (GOR)
• Proporción existente entre el volumen de gas y el de crudo • GOR = (Volumen de gas) / (Volumen de crudo) • Tiene unidades de scf/STB
MÉTODO DE VOGEL
= 1 − 0,2 −0,8 e t n e y u l f o d ) n i s o p f ( e d n ó i s e r P
La reducción en el caudal se debe a que el gas, siendo un fluido de mayor movilidad, restringe el movimiento de los líquidos (agua, aceite) del yacimiento al pozo.
AOFvogel Producción de líquido del pozo (Bls/día)
AOF1fase
MÉTODO DE VOGEL
= 1 − 0,2 −0,8 e t n e y u l f o d ) n i s o p f ( e d n ó i s e r P
1 ℎ = 1,8 141,2 ln 0,472 +
AOFvogel Producción de líquido del pozo (Bls/día)
AOF1fase
VOGEL GENERALIZADO Pwf Py
Pwf > Pb
= ∗ −
Pb
ℎ , 141,2 ln + Q ∗ = ℎ , 3 141,2 ln − 4 +
VOGEL GENERALIZADO Pwf Py
∗ = ∗ − + 1,8 1 − 0,2 −0,8
Pb
Pwf < Pb Q AOF
EJEMPLO A partir de los siguientes datos, responda las preguntas planteadas. ko = 8,2 md h=53ft Pyac = 5651 psi bo = 1,1 Bl/STB mo = 1,7 cp re = 2980 ft rw = 0,328 ft s=0 Pb = 3000 psi
Preguntas: a) Construya la curva IPR del pozo (para los valores de Pwf use intervalos de 500psi). b) Determine el AOF. c) Si se configura el SLA de manera que sostenga la Pwf en 1200psi, ¿cuál será la producción del pozo? d) Construya la curva IPR asumiendo que el comportamiento se asume por la línea recta.
PRUEBAS DE PRODUCCIÓN Las Pruebas de Producción son mediciones del caudal de gas, crudo y agua que produce un pozo. Por norma del Ministerio de Minas, cada pozo de Colombia debe ser probado una vez por mes. Opciones: Prueba con separador trifásico Pruebas con separador bifásico y tanque Medidor multifásico •
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Production Logging Test
(PLT)
VOGEL (USANDO DATOS DE CAMPO) ANTES DE LA PRUEBA
DURANTE LA PRUEBA
Datos necesarios: Presión de burbuja (a partir de un PVT) Presión de yacimiento (a partir de un PBU) •
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DESPUÉS DE LA PRUEBA
Se debe estabilizar la presión de fondo (P wf ) Se debe medir el caudal durante un tiempo que permita una medición representativa Se debe determinar si la presión fluyente fue mayor o menor que la de burbuja - Si Pwf > Pb : Calcular J* (Línea recta) - Si Pwf < Pb : Calcular J2fases, Q Pb y Q máx (Vogel)
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Se construye el segmento de IPR correspondiente Se usa el caudal calculado a la Pb como punto de partida para construir el otro segmento
VOGEL (USANDO DATOS DE CAMPO) Si la prueba se hizo con P wf > Pb
= − = − Pwf
Qcalculado
Pyacim
0
P1
Q@P1
P2
Q@P2
…
…
Pn
Q@Pn
Pb
Q@Pb
Pwf Pyacim. Pprueba Pburbuja
Q prueba
Q burbuja
= + 1,8
= + − 1 − 0,2 − 0,8
Q
VOGEL (USANDO DATOS DE CAMPO) Si la prueba se hizo con Pwf < Pb
= − + 1,8 1−0,2 −0,8 = − − 0,8 = + 1, 1 − 0, 2 8
Pwf
Pyacim.
Pwf
Qcalculado
…
…
Pn
Q@Pn
0
Qmáx
Pb= Q@Pb − P1 Q@P1 =P2 − Q@P2
Pburbuja Pprueba
Q burbuja
Q prueba Q máx
Q
MÉTODO DE FETKOVICH Parte del método de Evinger & Muskat para flujo bifásico:
0, 0 07082ℎ = ln .
Pe = cte para flujo en una fase en flujo estable. Pe ≠ cte para flujo en una fase en régimen pseudoestable. Pe ≠ cte para flujo en dos fases en régimen pseudoestable. •
Donde f(P) Función de presión
Para Fetkovich, cuando Pe≈Pinicial y cuando Pe < Pburbuja → f(P)=( kro / b om o ). Reemplazando e integrando se obtiene que:
1 − = 0,ln007082ℎ 2 0, 0 07082ℎ 1 ′ = ln 2
•
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MÉTODO DE FETKOVICH
= ′ − Modelo de producción de Fetkovich para un pozo vertical que drena un yacimiento de aceite sobresaturado (dos fases) en estado pseudoestable, con Pe=Pi. Si Pe ≠ Pi, debe corregirse el valor de J’o i
→
′ = ′
MÉTODO DE FETKOVICH EJEMPLO: Se tienen los siguientes datos de un pozo vertical, perforado en un yacimiento sobresaturado. a) Determine el valor de J’oi. ko = 8,2 md h=53ft Pyac = 5651 psi b) Construya la curva IPR del pozo. bo = 1,1 Bl/STB mo = 1,7 cp re = 2980 ft c) Construya las curvas IPR que tendría el rw = 0,328 ft pozo si en el futuro se alcanza una presión de
5000psi y 4000psi.
MÉTODO DE FETKOVICH
=
−
á =
Modelo de producción de Fetkovich para un pozo vertical que drena un yacimiento de aceite sobresaturado (dos fases) en estado pseudoestable, con Pe=Pi. CON DATOS OBTENIDOS DE UNA PRUEBA DE PRODUCCIÓN.
EJEMPLO: Un pozo vertical produce crudo y gas de un yacimiento ubicado a 7500ft de profundidad, el cual cuenta con una presión de 3355psi. Se han realizado dos pruebas de producción, tal como se presenta en la tabla. Construya la curva IPR del pozo. Pwf (psi) Qlíq (Bls/día) 3314
101,2
3208
224,8
