Post on 06-Sep-2015
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Desarrollo de ejercicios
Uso de hojas de calculo.
Metodologa para el ajuste de modelos a datos
experimentales o de campo.
Flujo a travs del yacimiento
2
Ejercicio para
ilustrar el
clculo de J,
EF, qo y Pwfs.
Un pozo de dimetro 12 y bajo condiciones de flujo semicontinuo drena un rea cuadrada de 160 acres de un yacimiento que tiene una
presin esttica promedio de 3000 lpcm y una temperatura de 200 F, el
espesor promedio del yacimiento es de 40 pies y su permeabilidad
efectiva al petrleo es de 30 md. La gravedad API del petrleo es de 30
y la gravedad especifica del gas 0,7. La presin de burbuja es de 1800
lpcm y de una prueba de restauracin de presin se determin que el
factor de dao es 10.
Se pregunta:
1) Cul seria la tasa de produccin para una presin fluyente de 2400 lpcm?
2) El pozo es de alta, media o baja productividad? 3) Si se elimina el dao, a cuanto aumentara el ndice de
productividad?
4) Cunto es el valor de la EF de este pozo? 5) Cunto producira con la misma presin fluyente actual si se elimina
el dao?
6) Cul seria Pwfs para producir la misma tasa actual si se elimina el dao?
Nota: Utilice para las propiedades de los fluidos las correlaciones
indicadas en la hoja de Correl_PVT y para el Bo con P>Pb use una compresibilidad del petrleo de 15x 10
-6 lpc
-1.
3
Solucin :
De la tabla 1.2 para un rea de drenaje cuadrada con el pozo en el centro se tiene el
siguiente factor de forma:
( re/rw)= X = 0,571 A1/2
/rw
es decir, que el re equivalente si el rea fuese circular seria:
re equiv. = 0,571 A1/2
= 0,571x (43560x160) 1/2
= 1507 pies (rea circular = 164 acres)
Con el valor de la Pb se obtiene la solubilidad de gas en el petrleo Rs,utilizando la
correlacin de Standing que aparece en la Tabla1.1, luego se evalan el factor
volumtrico Bo y la viscosidad o tanto a Pws como a Pb para luego promediarlos. Los resultados obtenidos son los siguientes:
Rs = 311 pcn/bn
Bo = 1,187 by/bn
o = 0,959 cps
Despus de obtener los valores de las propiedades se aplican la ecuacin para
determinar qo, J, EF,y Pwfs.
1)
1075,0))24/25,12/(1507(187,1.959,02400300040.30.00708,0
Lnqo = 260 bpd
2) J = 0,433 bpd/1pc, luego es de baja productividad
3) J = 1,03 bpd/1pc
4) EF = 0,42
5) q1 = 618 bpd
6) Pwfs = 2790 1pcm
Flujo a travs del yacimiento
4
Solucin :
De la tabla 1.2 para un rea de drenaje cuadrada con el pozo en el centro se tiene el
siguiente factor de forma:
( re/rw)= X = 0,571 A1/2
/rw
es decir, que el re equivalente si el rea fuese circular seria:
re equiv. = 0,571 A1/2
= 0,571x (43560x160) 1/2
= 1507 pies (rea circular = 164 acres)
Con el valor de la Pb se obtiene la solubilidad de gas en el petrleo Rs,utilizando la
correlacin de Standing que aparece en la Tabla1.1, luego se evalan el factor
volumtrico Bo y la viscosidad o tanto a Pws como a Pb para luego promediarlos. Los resultados obtenidos son los siguientes:
Rs = 311 pcn/bn
Bo = 1,187 by/bn
o = 0,959 cps
Despus de obtener los valores de las propiedades se aplican la ecuacin para
determinar qo, J, EF,y Pwfs.
1)
1075,0))24/25,12/(1507(187,1.959,02400300040.30.00708,0
Lnqo = 260 bpd
2) J = 0,433 bpd/1pc, luego es de baja productividad
3) J = 1,03 bpd/1pc
4) EF = 0,42
5) q1 = 618 bpd
6) Pwfs = 2790 1pcm
Flujo a travs del yacimiento
Cuando un Yacimiento es Saturado?
Punto
Critico Lquido
Gas Zona Bifsica
Temperatura
del Reservorio
Pr
Pwf
Yac de Gas
Yac
Condensado
Yac de Crudo
El modelo de Darcy aplica slo para yacimientos
subsaturados, la realidad es que existen otros casos
Presin de Burbujeo
(Pb)
5
Yacimientos Saturados
6
Flujo de
petrleo y gas
en yacimientos
saturados
En yacimientos petrolferos donde la presin esttica, Pws, es menor
que la presin de burbuja, Pb existe flujo de dos fases: una liquida
(petrleo) y otra gaseosa (gas libre que se vaporizo del petrleo). El
flujo de gas invade parte de los canales de flujo del petrleo
disminuyendo la permeabilidad efectiva Ko, a continuacin se
describen las ecuaciones utilizadas para obtener la IPR en caso de tener
flujo bifsico en el yacimiento.
La ecuacin general de Darcy establece que:
Pws
Pwfs
ooo dpBKrSrwreLn
Khqo ./
)/(
00708,0
Asumiendo que se conoce Pws, S=0, el limite exterior es cerrado y Pws
7
Flujo de
petrleo y gas
en yacimientos
saturados
En yacimientos petrolferos donde la presin esttica, Pws, es menor
que la presin de burbuja, Pb existe flujo de dos fases: una liquida
(petrleo) y otra gaseosa (gas libre que se vaporizo del petrleo). El
flujo de gas invade parte de los canales de flujo del petrleo
disminuyendo la permeabilidad efectiva Ko, a continuacin se
describen las ecuaciones utilizadas para obtener la IPR en caso de tener
flujo bifsico en el yacimiento.
La ecuacin general de Darcy establece que:
Pws
Pwfs
ooo dpBKrSrwreLn
Khqo ./
)/(
00708,0
Asumiendo que se conoce Pws, S=0, el limite exterior es cerrado y Pws
8
Trabajo de
Vogel
Dado un yacimiento con K, h, re, rw, curvas de permeabilidades
relativas y anlisis PVT conocidos, se podran calcular para cada valor
Pwfs el rea bajo la curva de Kro/o.Bo desde Pwfs hasta Pws y estimar la tasa de produccin qo con la ecuacin anterior. De esta
forma en un momento de la vida productiva del yacimiento se puede
calcular la IPR para yacimientos saturados. Inclusive a travs del
tiempo se podra estimar como vara la forma de la curva IPR a
consecuencia de la disminucin de la permeabilidad efectiva al petrleo
por el aumento progresivo de la saturacin gas, en el rea de drenaje, en
la medida que se agota la energa del yacimiento.
Para obtener la relacin entre la presin del yacimiento y el cambio de
saturacin de los fluidos es necesario utilizar las ecuaciones de balance
de materiales. Este trabajo de estimar curvas IPR a distintos estados de
agotamiento del yacimiento fue realizado por Vogel en 1967 basndose
en las ecuaciones presentadas por Weller para yacimientos que
producen por gas en solucin, lo ms importante de su trabajo fue que
obtuvo una curva adimensional vlida para cualquier estado de
agotamiento despus que el yacimiento se encontraba saturado sin usar
informacin de la saturacin de gas y Krg.
La siguiente ilustracin indica esquemticamente el trabajo de Vogel
qmax1
Pws1
(q , Pwf)
2
max Pws
Pwfs8.0
Pws
Pwfs2.0.1
q
q
1.
1.q/qmax
PwfPws
qmax1qmax1
Pws1Pws1
(q , Pwf)
2
max Pws
Pwfs8.0
Pws
Pwfs2.0.1
q
q
1.
1.q/qmax
PwfPws
1.
1.q/qmax
PwfPws
1.
1.q/qmax
PwfPws
1.q/qmax
PwfPws
q/qmax
PwfPwsPwfPws
Flujo a travs del yacimiento
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Trabajo de
Vogel
Dado un yacimiento con K, h, re, rw, curvas de permeabilidades
relativas y anlisis PVT conocidos, se podran calcular para cada valor
Pwfs el rea bajo la curva de Kro/o.Bo desde Pwfs hasta Pws y estimar la tasa de produccin qo con la ecuacin anterior. De esta
forma en un momento de la vida productiva del yacimiento se puede
calcular la IPR para yacimientos saturados. Inclusive a travs del
tiempo se podra estimar como vara la forma de la curva IPR a
consecuencia de la disminucin de la permeabilidad efectiva al petrleo
por el aumento progresivo de la saturacin gas, en el rea de drenaje, en
la medida que se agota la energa del yacimiento.
Para obtener la relacin entre la presin del yacimiento y el cambio de
saturacin de los fluidos es necesario utilizar las ecuaciones de balance
de materiales. Este trabajo de estimar curvas IPR a distintos estados de
agotamiento del yacimiento fue realizado por Vogel en 1967 basndose
en las ecuaciones presentadas por Weller para yacimientos que
producen por gas en solucin, lo ms importante de su trabajo fue que
obtuvo una curva adimensional vlida para cualquier estado de
agotamiento despus que el yacimiento se encontraba saturado sin usar
informacin de la saturacin de gas y Krg.
La siguiente ilustracin indica esquemticamente el trabajo de Vogel
qmax1
Pws1
(q , Pwf)
2
max Pws
Pwfs8.0
Pws
Pwfs2.0.1
q
q
1.
1.q/qmax
PwfPws
qmax1qmax1
Pws1Pws1
(q , Pwf)
2
max Pws
Pwfs8.0
Pws
Pwfs2.0.1
q
q
1.
1.q/qmax
PwfPws
1.
1.q/qmax
PwfPws
1.
1.q/qmax
PwfPws
1.q/qmax
PwfPws
q/qmax
PwfPwsPwfPws
Flujo a travs del yacimiento
2mx
8.02.01
R
wf
R
wfo
P
P
P
P
q
q
yacR
wf
wfo
PP
Pqq
Pqq
0@
@
mx
Weller (1960) desarrollo ecuaciones para yacimientos subsaturados empujados por gas en solucin.
Vogel (1968) se bas en el trabajo de Weller y realiz simulaciones para distintas condiciones y diversos yacimientos, tomando en cuenta datos PVT reales.
10
Yacimientos Saturados
PR
qmx Caudal de Crudo qo (STB/D)
2
mx
8.02.01
R
wf
R
wfo
P
P
P
P
q
qPbPR
11
Ecuacin de Vogel
Conociendo la presin promedio del yacimiento y cualquier prueba de produccin (qo vs Pwf) se puede trazar la IPR con Vogel.
PR
Pb
qmx Tasa, STB/D
Prueba de
Produccin
Caudal de Crudo qo (STB/D) 12
Ecuacin de Vogel
maxq
q
P
Pwf
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
q/qmax
pw
f/p
r
maxq
q
P
Pwfvs
13
Ecuacin de Vogel Adimensionalizada
maxq
q
P
Pwfvs
14
Ecuacin de Vogel Adimensionalizada
15
Ejercicio para
ilustrar el uso
de la ecuacin
de Vogel
Dada la siguiente informacin de un pozo que produce de un
yacimiento saturado:
Pws= 2400 lpc
qo= 100 b/d
Pwf= 1800 lpc
Pb = 2400 lpc.
Calcular la tasa esperada para Pwf = 800 lpc
Ecuacin de Vogel
16
Solucin :
Primero se debe resolver la ecuacin de Vogel para obtener el qomax
2
8.02.01
max
Pws
Pwf
Pws
Pwf
qoqo
Sustituyendo:
bpdqo 250
2400
18008.0
2400
18002.01
100max
2
Luego para hallar qo para Pwf = 800 lpc se sustituye Pwf en la misma ecuacin de
Vogel:
bpdqo 2112400
8008.0
2400
8002.01250
2
Ecuacin de Vogel
17
Construccin
de la IPR para
Yacimientos
Saturados
Para construir la IPR para yacimientos saturados se deben calcular con
la ecuacin de Vogel varias qo asumiendo distintas Pwfs y luego
graficar Pwfs v.s. qo. Si se desea asumir valores de qo y obtener las
correspondientes Pwfs se debe utilizar el despeje de Pwfs de la
ecuacin de Vogel, el cual quedara:
max/80811125.0 qoqoPwsPwfs
Esta curva representa la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento
hacia el pozo en un momento dado. Como ejercicio propuesto
construya la IPR correspondiente al ejercicio anterior.
Ecuacin de Vogel
18
La siguiente figura muestra la IPR resultante.
C U R V A S D E O F E R T A VALORES Jreal= 0,188 Jideal= 0,188 Jfutura= 0,188
ASUMIDOS EF= 1,00 EF= 1,00 EF= 1,00
Pwf / Pws ql IPR Real ql IPR Ideal ql IPR Futura
0 2400 0 2400 0 2400
1,00 0 2400 0 2400 0 2400
0,90 43 2160 43 2160 43 2160
0,80 82 1920 82 1920 82 1920
0,70 117 1680 117 1680 117 1680 0
0,60 148 1440 148 1440 148 1440 0,2
0,50 175 1200 175 1200 175 1200 0,4
0,40 198 960 198 960 198 960 0,6
0,33 211 800 211 800 211 800 0,8
0,20 232 480 232 480 232 480 1
0,10 243 240 243 240 243 240
0,00 250 0 250 0 250 0
qmax-qb= 250 qmax-qb= 250 qmax-qb= 250
qmax= 250 qmax= 250 qmax= 250
CURVAS DE OFERTA EN EL FONDO DEL POZO
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 50 100 150 200 250 300
ql (bpd)
Pw
f (l
pc)
IPR Real
IPR Ideal
IPR Futura
Pwf_prueba
Ecuacin de Vogel
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 200 400 600 800 1000 1200 1400
DARCY VOGEL
bR PP
Caudal de Crudo qo (STB/D) 19
Comparacin de Vogel vs. Darcy
20
Flujo de gas y
petrleo en
yacimientos
sub-saturados
En yacimientos subsaturados existir flujo de una fase liquida (petrleo)
para Pwfs> Pb y flujo bifsico para Pwfs < Pb. En estos casos la IPR
tendr un comportamiento lineal para Pwfs mayores o iguales a Pb y un
comportamiento tipo Vogel para Pwfs menores a Pb tal como se muestra
en la siguiente figura.
Ntese que la tasa a Pwfs= Pb se denomina qb
Ecuacin de
Vogel para
yacimientos
subsaturados
Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existen
ecuaciones particulares:
qb
qb, Pb Pb
Pws
qmax
Pwfs Pb
Pwfs Pb
Ecuacin de Vogel
21
Ecuacin de
Vogel para
yacimientos
subsaturados
Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existen
ecuaciones particulares:
En la parte recta de la IPR, q qb Pwfs Pb, se cumple:
)(. PwfsPwsJq
de donde, J se puede determinar de dos maneras:
1) Si se conoce una prueba de flujo (Pwfs, ql) donde la Pwfs > Pb.
)(
)(
pruebaPwfsPws
pruebaqJ
2) Si se dispone de suficiente informacin se puede utilizar la ecuacin de Darcy:
SrwreLnoBohKo
J
75.0/
.00708,0
Ecuacin de Vogel
22
En la seccin curva de la IPR, q < qb Pwfs > Pb, se cumple:
2
8,02,01maxPb
Pwfs
Pb
Pwfsqbqqbq
)(. PbPwsJqb
8,1
.max
PbJqbq
La primera de las ecuaciones es la de Vogel trasladada en el eje X una distancia qb, la
segunda es la ecuacin de la recta evaluada en el ltimo punto de la misma, y la
tercera se obtiene igualando el ndice de productividad al valor absoluto del inverso de
la derivada de la ecuacin de Vogel, en el punto (qb, Pb).
Ecuacin de Vogel
23
Las tres ecuaciones anteriores constituyen el sistema de ecuaciones a resolver para
obtener las incgnitas J, qb y qmax. Introduciendo las dos ltimas ecuaciones en la
primera y despejando J se obtiene:
2
8,02,018,1 Pb
Pwfs
Pb
PwfsPbPbPws
qJ
El valor de J, se obtiene con una prueba de flujo donde la Pwfs est por debajo de la
presin de burbuja, una vez conocido J, se puede determinar qb y qmax quedando
completamente definida la ecuacin de q la cual permitir construir la curva IPR
completa.
Ecuacin de Vogel
24
Oil Reservoirs
Well Productivity Index
Vogel Equation
Fetkovich Equation
Jones Equation
Pseudo-Steady-State Equation
Modelo para clculo del IPR
Preguntas
Break de 5 Minutos
Desarrollo de ejercicios
Uso de hojas de calculo.
Metodologa para el ajuste de modelos a datos
experimentales o de campo.
28
Ejercicio
usando la
ecuacin de
Darcy
Dada la informacin de un yacimiento subsaturado:
Pws = 3000 lpc h = 60 pies
Pb = 2000 lpc re = 2000 pies
o = 0,68 cps rw = 0,4 pies Bo = 1,2 md. Ko = 30 md.
Calcular:
1.- La tasa de flujo (qb) a una Pwfs= Pb.
2.- La qmax total.
3.- La q para una Pwf = a) 2500 lpc y b) 1000 lpc
Solucin:
1) Inicialmente se aplica la ecuacin de Darcy:
075.04.0/200068.02.1
200030006010)30(08.7
4/3/
1008.733
LnSrwreLnBouo
PwfsPwsKhqb
evaluando se obtiene dbqb /2011
Luego ...... lpcbpdPbPws
qbJ /011.2
20003000
2011
2) Aplicando la ecuacin de qmax en funcin de J se tiene:
bpdJPb
qbq 42458.1
2000011.22011
8.1max
3.a) bdpPwfsPwsJqo 100525003000011.2
3.b) dosustituyenPb
Pwfs
Pb
Pwfsqbqqbqo
2
8.02.01max
dbqo /35752000
10008.0
2000
10002.01)20114245(2011
2
Si se desea obtener la curva IPR se asumen otros valores de Pwfs y se
calculan sus correspondientes qo para luego graficar Pwfs vs. qo.
Ecuacin de Vogel
29
Ejercicio
usando la
ecuacin de
Darcy
Dada la informacin de un yacimiento subsaturado:
Pws = 3000 lpc h = 60 pies
Pb = 2000 lpc re = 2000 pies
o = 0,68 cps rw = 0,4 pies Bo = 1,2 md. Ko = 30 md.
Calcular:
1.- La tasa de flujo (qb) a una Pwfs= Pb.
2.- La qmax total.
3.- La q para una Pwf = a) 2500 lpc y b) 1000 lpc
Solucin:
1) Inicialmente se aplica la ecuacin de Darcy:
075.04.0/200068.02.1
200030006010)30(08.7
4/3/
1008.733
LnSrwreLnBouo
PwfsPwsKhqb
evaluando se obtiene dbqb /2011
Luego ...... lpcbpdPbPws
qbJ /011.2
20003000
2011
2) Aplicando la ecuacin de qmax en funcin de J se tiene:
bpdJPb
qbq 42458.1
2000011.22011
8.1max
3.a) bdpPwfsPwsJqo 100525003000011.2
3.b) dosustituyenPb
Pwfs
Pb
Pwfsqbqqbqo
2
8.02.01max
dbqo /35752000
10008.0
2000
10002.01)20114245(2011
2
Si se desea obtener la curva IPR se asumen otros valores de Pwfs y se
calculan sus correspondientes qo para luego graficar Pwfs vs. qo.
Ecuacin de Vogel
30
Ejecucin de un ejercicio para un yacimiento saturado.
Ecuacin de Vogel
31
Ejecucin de un ejercicio para un yacimiento saturado.
Ecuacin de Vogel
32
Ejecucin de un ejercicio para un yacimiento saturado.
Ecuacin de Vogel
33
Ejecucin de un ejercicio para un yacimiento saturado.
Ecuacin de Vogel
34
Ejecucin de un ejercicio para un yacimiento saturado.
Ecuacin de Vogel
35
Ejecucin de un ejercicio para un yacimiento saturado.
Ecuacin de Vogel
Ecuacin de Vogel
36
Ejecucin de un ejercicio para un yacimiento saturado.
37
Ejecucin de un ejercicio para un yacimiento saturado.
Ecuacin de Vogel
38
Ejecucin de un ejercicio para un yacimiento saturado.
Ecuacin de Vogel
39
Ejecucin de un ejercicio para un yacimiento saturado.
Ecuacin de Vogel
40
Ejecucin de un ejercicio para un yacimiento saturado.
Ecuacin de Vogel
41
Ejecucin de un ejercicio para un yacimiento saturado.
Ecuacin de Vogel
42
Nota
importante Para cada tasa produccin, q, existe una cada de presin
en el yacimiento representada por Py = Pws-Pwfs
En
resumen
Para cada presin fluyente en el fondo del pozo (en la cara de la arena) el rea
de drenaje del yacimiento quedar sometida a un diferencial de presin que
depender de la energa del yacimiento (Pws-Pwfs), este diferencial provocar
el flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo y la mayor o menor tasa de
produccin aportada depender fundamentalmente del ndice de
productividad del pozo.
La IPR se considerar en lo sucesivo como una curva de oferta de
energa o afluencia de fluidos que el yacimiento entrega al pozo
(Pwfs v.s. q).
Ecuacin de Vogel
Efecto de la presencia de dao
44
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
Desarrollo de ejercicios
Uso de hojas de calculo.
Realice ejercicios haciendo uso de la modificacin de
Standing en la ecuacin de Vogel para considerar el dao.
46
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
47
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
48
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Pw
fs (
lpc
)
ql (bpd)
CURVAS DE OFERTA EN EL FONDO DEL POZOEF= 0.42 ACTUAL
EF= 1.00
EF= 0.5
EF= 0.6
EF= 0.7
EF= 0.8
EF= 0.9
EF= 1.1
EF= 1.2
EF= 1.3
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
49
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
50
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
51
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
52
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
53
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
54
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
55
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
56
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
57
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
58
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
59
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
60
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
61
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
62
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
63
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
64
Ecuacin de Vogel Efecto del dao
Gracias por su atencin
Preguntas
Tomemos un break de 5 minutos
Efecto de la presencia del agua en el modelos de afluencia del
yacimiento.
Efecto de la presencia del agua en el modelos de afluencia del
yacimiento.
Efecto de la presencia del agua en el modelos de afluencia del
yacimiento.
Efecto de la presencia del agua en el modelos de afluencia del
yacimiento.
Efecto de la presencia del agua en el modelos de afluencia del
yacimiento.
Efecto de la presencia del agua en el modelos de afluencia del
yacimiento.
Efecto de la presencia del agua en el modelos de afluencia del
yacimiento.
Efecto de la presencia del agua en el modelos de afluencia del
yacimiento.
Efecto de la presencia del agua en el modelos de afluencia del
yacimiento.
Efecto de la presencia del agua en el modelos de afluencia del
yacimiento.
Gracias por su atencin
Preguntas
Tomemos un break de 5 minutos
Desarrollo de ejercicios
Uso de hojas de calculo.
Resuelva los mismos ejercicios realizado con la
ecuacin de Vogel considerando una fraccin de agua.
Anlisis del flujo de fluido a travs de la completacin
< <
Tubera de produccin
Yacimiento
Separador Lnea de
flujo Cabezal del pozo
Flujo del fluido a travs
de la completacin del
pozo.
81
< <
Tubera de produccin
Yacimiento
Separador Lnea de
flujo Cabezal del pozo
Modelo para predecir la caida de
presion a travs de la
completacin del pozo.
82
ZONA DE COMUNICACIN YAC POZO Tipos de completaciones
83
CEMENTACIN PRIMARIA
EMPAQUE
CON GRAVA
CANAL PERFORADO
ZONA DE APORTE
ORIFICO DE
CAONEO
FORRO RANURAD
O
REVESTIMIENTO DE
PRODUCCIN
ZONA DE COMUNICACIN YAC - POZO
84
85
Flujo de fluidos en la completacin
Descripcin La completacin representa la interfase entre el yacimiento y el pozo, y a
travs de ella el fluido sufre una prdida de presin la cual depender del
tipo de completacin existente:
Tipo de completacin Ilustracin
1) Hoyo desnudo: son completaciones donde
existe una comunicacin
directa entre el pozo y el
yacimiento, normalmente
se utilizan en formaciones
altamente consolidadas y
naturalmente fracturadas.
2) Caoneo convencional: son completaciones donde
se perfora caonea la
tubera de revestimiento, el
cemento y la formacin
productora para crear
tneles que comuniquen el
pozo con el yacimiento,
normalmente se utilizan en
formaciones consolidadas.
Cada de
presin en
completaciones
a hoyo desnudo
En este tipo de completaciones la cada de presin es cero ya que la
comunicacin entre el yacimiento y el pozo es directa, luego:
Pc= Pwfs Pwf = 0 Pwf= Pwfs
86
Flujo de fluidos en la completacin
Descripcin La completacin representa la interfase entre el yacimiento y el pozo, y a
travs de ella el fluido sufre una prdida de presin la cual depender del
tipo de completacin existente:
Tipo de completacin Ilustracin
1) Hoyo desnudo: son completaciones donde
existe una comunicacin
directa entre el pozo y el
yacimiento, normalmente
se utilizan en formaciones
altamente consolidadas y
naturalmente fracturadas.
2) Caoneo convencional: son completaciones donde
se perfora caonea la
tubera de revestimiento, el
cemento y la formacin
productora para crear
tneles que comuniquen el
pozo con el yacimiento,
normalmente se utilizan en
formaciones consolidadas.
87
Cada de
presin en
completaciones
con caoneo
convencional
La ecuacin presentada por Jones, Blount y Glaze puede ser utilizada
para evaluar la prdida de presin a travs de la completacin con
caoneo convencional.
bq + qa= Pwf-PwfsPc2
La completacin se dice, con base a la experiencia, que no es
restrictiva cuando la cada de presin a travs del caoneo est entre
200 a 300 lpc. Antes de definir los coeficientes a y b se deben describir algunas premisas establecidas por los autores.
Premisas
para las
ecuaciones
de Jones,
Blount y
Glaze
Se ha demostrado que alrededor del tnel caoneado, durante una
perforacin normal, existir siempre una zona triturada o compactada que
exhibe una permeabilidad sustancialmente menor que la del yacimiento.
A fin de analizar los efectos de este caoneo y su efecto restrictivo sobre la
capacidad de flujo se han realizado varias suposiciones basndose en el
trabajo de numerosos autores. La siguiente figura muestra que mediante
un giro de perforacin de 90 el tnel caoneado puede ser tratado como
un pozo miniatura sin dao.
88
Premisas
para las
ecuaciones
de Jones,
Blount y
Glaze
Se ha demostrado que alrededor del tnel caoneado, durante una
perforacin normal, existir siempre una zona triturada o compactada que
exhibe una permeabilidad sustancialmente menor que la del yacimiento.
A fin de analizar los efectos de este caoneo y su efecto restrictivo sobre la
capacidad de flujo se han realizado varias suposiciones basndose en el
trabajo de numerosos autores. La siguiente figura muestra que mediante
un giro de perforacin de 90 el tnel caoneado puede ser tratado como
un pozo miniatura sin dao.
Otras
suposiciones
1. La permeabilidad de la zona triturada o compactada es:
a) El 10% de la permeabilidad de la formacin, si es perforada en
condicin de sobre-balance.
b) El 40% de la permeabilidad de la formacin si es perforada en
condicin de bajo-balance. Mcleod especific un rango de valores
pero se trabajara con estos promedios.
2. El espesor de la zona triturada es de aproximadamente 1/2 pulgada.
3. El pequeo pozo puede ser tratado como un yacimiento infinito: es
decir, Pwfs permanece constante el lmite de la zona compacta, de este
modo se eliminan el -3/4 de la ecuacin de Darcy para la condicin de flujo radial semicontinuo.
89
Ecuacin de
Jones, Blount
& Glaze para
caoneo
convencional
La ecuacin de Jones, Blount & Glaze establece que
bq + qa= Pwf-PwfsPc2
Donde:
Lp
)rc
1-
rp
1( oBo10302
= a 2
214- ..,
y
KpLp 08
)rp
rc(ooB
= b..007,0
Ln
con Kp
10 332=
2011
10
,
,
(Firoozabadi y Katz, presentaron una correlacin de en funcin de K, ver grfico en la prxima pgina)
q = tasa de flujo/perforacin, b/d/perf
= factor de turbulencia, pie-1
Bo= factor volumtrico del petrleo, by/bn
o = densidad del petrleo, lb/pie3
Lp = longitud del tnel caoneado, pie
o = viscosidad del petrleo, cp.
Kp = permeabilidad de la zona triturada, md.
(Kp= 0.1 K para caoneo con sobrebalance y
Kp= 0.4 K para caoneo con bajobalance)
rp = radio del tnel caoneado, pie
rc = radio de la zona triturada, pie
90
Ecuacin de
Jones, Blount
& Glaze para
caoneo
convencional
La ecuacin de Jones, Blount & Glaze establece que
bq + qa= Pwf-PwfsPc2
Donde:
Lp
)rc
1-
rp
1( oBo10302
= a 2
214- ..,
y
KpLp 08
)rp
rc(ooB
= b..007,0
Ln
con Kp
10 332=
2011
10
,
,
(Firoozabadi y Katz, presentaron una correlacin de en funcin de K, ver grfico en la prxima pgina)
q = tasa de flujo/perforacin, b/d/perf
= factor de turbulencia, pie-1
Bo= factor volumtrico del petrleo, by/bn
o = densidad del petrleo, lb/pie3
Lp = longitud del tnel caoneado, pie
o = viscosidad del petrleo, cp.
Kp = permeabilidad de la zona triturada, md.
(Kp= 0.1 K para caoneo con sobrebalance y
Kp= 0.4 K para caoneo con bajobalance)
rp = radio del tnel caoneado, pie
rc = radio de la zona triturada, pie
91
Ecuacin de
Jones, Blount
& Glaze para
caoneo
convencional
(continuac)
Sustituyendo a y b la ecuacin de Jones, Blount & Glaze quedara:
q KpLp0,00708
)rp
rc(oo
+ q Lp
)rc
1-
rp
1( oBo10302
=Pc 2
2
214-
...
Ln..
.
.....,
La informacin acerca de los caones de perforacin debe ser solicitada
a la contratista de servicio quienes podran suministrar la longitud
estimada de la perforacin Lp ya corregida y adaptada a las condiciones
del caoneo.
La grfica presentada por Firoozabadi y Katz de vs. K, es la siguiente:
92
Ecuacin de
Jones, Blount
& Glaze para
caoneo
convencional
(continuac)
Sustituyendo a y b la ecuacin de Jones, Blount & Glaze quedara:
q KpLp0,00708
)rp
rc(oo
+ q Lp
)rc
1-
rp
1( oBo10302
=Pc 2
2
214-
...
Ln..
.
.....,
La informacin acerca de los caones de perforacin debe ser solicitada
a la contratista de servicio quienes podran suministrar la longitud
estimada de la perforacin Lp ya corregida y adaptada a las condiciones
del caoneo.
La grfica presentada por Firoozabadi y Katz de vs. K, es la siguiente:
93
Pwf vs q, Oferta en el fondo
del pozo
Pwfs vs q, Oferta en la cara de la
arena
ql, bpd
Pwf, lpc
Pc
Pwf (oferta) = Pwfs - Pc
94
Ejercicio
propuesto
para calcular
Pc en una completacin
con caoneo
convencional
Dada la siguiente informacin de un pozo caoneado
convencionalmente:
K = 5 md Pws = 3500 1pc Ty = 190F
Pb = 2830 1pc re = 1500 pies h = 25 pies
g = 0,65 rw = 0,36 pies Densidad de tiro = 2 tpp hoyo = 8,75 RGP = 600 pcn/bl Bo = 1,33 by/bn
hp = 15 pie casing = 5-1/2" Pwh = 200 1pc
o = 0,54 cp API = 35 tubera = 2-3/8" OD
Perforado con sobrebalance utilizando can de casing de 4" (dimetro
de la perforacin= 0,51", longitud de la perforacin = 10,6 pulg.)
Determine la prdida de presin a travs de la completacin para una
tasa de produccin de 100 bpd.
Empaque con grava
95
1) Empaque con grava: son completaciones donde se
coloca un filtro de arena de
granos seleccionados
(grava) por medio de una
tubera ranurada para
controlar la entrada de
arena al pozo,
normalmente se utilizan en
formaciones poco
consolidadas. El empaque
puede realizarse con la
tubera de revestimiento
perforada con el hoyo
desnudo.
Empaque con grava
96
1) Tipo de flujo a
travs del empaque:
Se asume que el flujo
a travs del empaque
es lineal y no radial,
de all que se utiliza la
ecuacin de Darcy
para flujo lineal.
2) Longitud lineal de
flujo L: es la distancia entre la
pared del liner ranurado y la pared
del hoyo del pozo. En
las siguientes figuras
se indica la longitud
L lineal del flujo a travs del empaque.
Empaque con grava
97
3) Permeabilidad de la grava: La grava posee una permeabilidad sustancialmente mayor
que la del yacimiento, el tamao de las ranuras de la tubera liner ranurado depende de la grava utilizada y el tamao de los granos de grava debe ser seleccionado segn el
tamao promedio de los granos de arena de la roca de yacimiento. Para cada tamao de
grava existe un estimado de su permeabilidad suministrado por el proveedor , por
ejemplo:
Tamao Permeabilidad
20-40 Mesh 100.000,0 md
40-60 Mesh 45.000,0 md
Empaque con grava
98
Cada de
presin en
completaciones
con empaque
con grava
La ecuacin presentada por Jones, Blount y Glaze puede ser utilizada
para evaluar la prdida de presin a travs del empaque:
bq + qa= Pwf-PwfsPc2
Al igual que en el caso anterior la completacin, con base a la
experiencia, es ptima cuando la cada de presin a travs del caoneo
est entre 200 a 300 lpc.
Antes de definir los coeficientes a y b se deben describir algunas premisas establecidas por los autores.
Premisas para las
ecuaciones de Jones,
Blount y Glaze
Los fluidos viajan a travs de la formacin a la regin cercana
que rodea el pozo, entran por las perforaciones de la tubera de
revestimiento hacia el empaque de grava y luego pasar el interior
del "liner" perforado o ranurado. Las siguientes premisas se
consideran para utilizar las ecuaciones de Jones, Blount & Glaze:
Empaque con grava
99
Ecuacin de
Jones, Blount &
Glaze para
completaciones
con empaque
con grava
La ecuacin de Jones, Blount & Glaze establece que
bq + qa= Pwf-PwfsPc 2
Donde:
A
Lo.Bo..10089=a
2
-13 .., y
AKg101271
LBoo=b
3- ..,
.. con
K
10 471=
550g
7
,
., (segn Firoozabadi y Katz)
Ntese que aqu se utiliza la ecuacin de para formaciones no consolidadas
q = Tasa de flujo, b/d
Pwf = Presin fluyente en el fondo del pozo, 1pc
Pwfs= Presin de fondo fluyente del pozo a nivel de la cara
de la arena, lpc
= Coeficiente de turbulencia para grava, pie-1. Bo = Factor volumtrico de formacin, by/bn
o = Densidad del petrleo, lbs/pie 3 L = Longitud de la trayectoria lineal de flujo, pie
A = rea total abierta para flujo, pie2
(A = rea de una perforacin x densidad de tiro x
longitud del intervalo perforado).
Kg = Permeabilidad de la grava, md.
(Para 20-40 mesh 100 Darcies y para 40-60 mesh 45
Darcies)
Sustituyendo a y b la ecuacin de Jones, Blount & Glaze quedara:
q AK10 1271
LBoo + q
A
LoBo10 089= Pc
g3-
2
2
2-13
...,
......,
Empaque con grava
100
Ecuacin de
Jones, Blount &
Glaze para
completaciones
con empaque
con grava
La ecuacin de Jones, Blount & Glaze establece que
bq + qa= Pwf-PwfsPc 2
Donde:
A
Lo.Bo..10089=a
2
-13 .., y
AKg101271
LBoo=b
3- ..,
.. con
K
10 471=
550g
7
,
., (segn Firoozabadi y Katz)
Ntese que aqu se utiliza la ecuacin de para formaciones no consolidadas
q = Tasa de flujo, b/d
Pwf = Presin fluyente en el fondo del pozo, 1pc
Pwfs= Presin de fondo fluyente del pozo a nivel de la cara
de la arena, lpc
= Coeficiente de turbulencia para grava, pie-1. Bo = Factor volumtrico de formacin, by/bn
o = Densidad del petrleo, lbs/pie 3 L = Longitud de la trayectoria lineal de flujo, pie
A = rea total abierta para flujo, pie2
(A = rea de una perforacin x densidad de tiro x
longitud del intervalo perforado).
Kg = Permeabilidad de la grava, md.
(Para 20-40 mesh 100 Darcies y para 40-60 mesh 45
Darcies)
Sustituyendo a y b la ecuacin de Jones, Blount & Glaze quedara:
q AK10 1271
LBoo + q
A
LoBo10 089= Pc
g3-
2
2
2-13
...,
......,
Gracias por su atencin
Preguntas
Tomemos un break de 5 minutos
Desarrollo de ejercicios
Uso de hojas de calculo.
Efecto de la completacin del pozo
104
Ejercicio
propuesto
para calcular
Pc en una completacin
con caoneo
convencional
Dada la siguiente informacin de un pozo caoneado
convencionalmente:
K = 5 md Pws = 3500 1pc Ty = 190F
Pb = 2830 1pc re = 1500 pies h = 25 pies
g = 0,65 rw = 0,36 pies Densidad de tiro = 2 tpp hoyo = 8,75 RGP = 600 pcn/bl Bo = 1,33 by/bn
hp = 15 pie casing = 5-1/2" Pwh = 200 1pc
o = 0,54 cp API = 35 tubera = 2-3/8" OD
Perforado con sobrebalance utilizando can de casing de 4" (dimetro
de la perforacin= 0,51", longitud de la perforacin = 10,6 pulg.)
Determine la prdida de presin a travs de la completacin para una
tasa de produccin de 100 bpd.
Efecto de la completacin del pozo
105
Ejercicio
propuesto
para calcular
Pc
Dada la siguiente informacin de un pozo con empaque con
grava:
Pwh = 280 1pc Pws = 3500 1pc
Dw = 8000 pies Ko = 170 md
h = 25' pies re = 1500 pies
hoyo = 12-1/4" revestidor = 9-5/8"
"liner" = 5-1/2" OD rw = 0,51 pies
tubera = 4" Tamao de grava 40-60 (45000 md)
g = 0,65 API=35 T = 190F RGP = 600 pcn/bl
Bo = 1,33 b/bn Densidad de tiro=4 tpp (perf 0,51") hp = 15 pies Pb = 2380 1pc
o = 0,54 cps AyS= 0 %
Determine:
1) La cada de presin a travs del empaque de grava para una
tasa de 500 bpd
2) Cual ser la tasa de produccin para generar una cada de
presin a travs del empaque de 200 1pc.
Flujo multifsico a travs de tuberas
106
< <
Tubera de produccin
Yacimiento
Separador
Lnea de
flujo
Cabezal del pozo
FLUJO DE FLUIDO A TRAVES DEL SISTEMA DE PRODUCCION
107
Orientaremos el desarrollo del curso de forma tal de poder obtener una metodologa que nos permita analizar y disear una aplicacin del Mtodo del Bombeo Electro Sumergible.
FLUJO DE FLUIDO A TRAVES DEL SISTEMA DE PRODUCCION
108
Perfil de presin en una instalacin de BES
FLUJO DE FLUIDO A TRAVES DEL SISTEMA DE PRODUCCION
109
Perfil de presin en una instalacin de BES
< <
Tubera de produccin
Yacimiento
Separador Lnea de flujo Cabezal del
pozo
Fundamentos de flujo del fluido a travs de una tubera.
110
Tubera de produccin
Lnea de flujo
< <
Yacimiento
Separador Cabezal del
pozo
Flujo del fluido a travs de la tubera de
produccin
111
0
,,
friccinpotenecinenetotal dL
dP
dL
dP
dL
dP
dL
dP(1.73)
donde:
, dL
dV
gc
V
dL
dP
cinene
(1.74)
, dL
dZ
gc
g
dL
dP
potene
(1.75)
dL
dI
dL
dP
friccin
(1.76)
Combinando las ecuaciones (1.84) y (1.85), se tiene:
Dg
Vf
dL
dP
c2
2 (1.86)
Sustituyendo la ecuacin (1.86) en la ecuacin (1.73), se tiene:
022
2
Dg
Vf
dL
dZ
gc
g
dL
dV
gc
V
dL
dP
c
(1.35)
Obtenindose, la ecuacin fundamental de flujo de fluido, donde el primer trmino representa elgradiente de presin total, el segundo trmino representa el gradiente de presin debido al cambiode la velocidad o energa cintica, el tercer trmino representa el gradiente de presin debido acambio de cota o energa potencial y el ltimo trmino representa el gradiente de presin debido ala friccin entre el fluido y las paredes de la tubera.
Combinando las ecuaciones (1.84) y (1.85), se tiene:
Dg
Vf
dL
dP
c2
2 (1.86)
Sustituyendo la ecuacin (1.86) en la ecuacin (1.73), se tiene:
022
2
Dg
Vf
dL
dZ
gc
g
dL
dV
gc
V
dL
dP
c
(1.35)
Obtenindose, la ecuacin fundamental de flujo de fluido, donde el primer trmino representa elgradiente de presin total, el segundo trmino representa el gradiente de presin debido al cambiode la velocidad o energa cintica, el tercer trmino representa el gradiente de presin debido acambio de cota o energa potencial y el ltimo trmino representa el gradiente de presin debido ala friccin entre el fluido y las paredes de la tubera.
Dada la interdependencia del as propiedades del fluido con la presin y temperatura, las ecuaciones del balance de energa en su solucin
se es necesario realizarla por medio de un proceso iterativo.
Combinando las ecuaciones (1.84) y (1.85), se tiene:
Dg
Vf
dL
dP
c2
2 (1.86)
Sustituyendo la ecuacin (1.86) en la ecuacin (1.73), se tiene:
022
2
Dg
Vf
dL
dZ
gc
g
dL
dV
gc
V
dL
dP
c
(1.35)
Obtenindose, la ecuacin fundamental de flujo de fluido, donde el primer trmino representa elgradiente de presin total, el segundo trmino representa el gradiente de presin debido al cambiode la velocidad o energa cintica, el tercer trmino representa el gradiente de presin debido acambio de cota o energa potencial y el ltimo trmino representa el gradiente de presin debido ala friccin entre el fluido y las paredes de la tubera.
En la solucin del flujo multifsico se hace necesario conocer el factor de friccin entre el fluido y la pared del tubo, la manera de obtenerlo es mediante el uso del diagrama de Moody o de las
ecuaciones que lo representan
Diagrama de Moody
Vd
DFf ,
Regimen de flujo
Experimento de Reynolds
4000
2100
eR
VD
eR
Flujo laminar
Flujo turbulento
Diagrama de Moody
Diagrama de Moody
Dado que la ecuacin para representar el factor de friccin en la regin turbulenta es una ecuacin implcita, la cual en solucin se requiere un proceso iterativo, se han sugerido ecuaciones mas sencilla y con buena exactitud con la
finalidad de evitar este proceso.
Diagrama de Moody
Ecuacin de Jain
Flujo multifsico a travs de tuberas
122
Recordemos que el proceso de produccin requiere del Buen entendimiento entre las propiedades del fluido y
el comportamiento del mismo. Mientras que el transporte Adicionalmente requiere de un buen conocimiento de las
Ecuaciones de las leyes que lo riguen, de all que en la solucin del flujo multifsico en tuberas se hace necesario
la integracin de todos estos conceptos.
123
124
Combinando las ecuaciones (1.84) y (1.85), se tiene:
Dg
Vf
dL
dP
c2
2 (1.86)
Sustituyendo la ecuacin (1.86) en la ecuacin (1.73), se tiene:
022
2
Dg
Vf
dL
dZ
gc
g
dL
dV
gc
V
dL
dP
c
(1.35)
Obtenindose, la ecuacin fundamental de flujo de fluido, donde el primer trmino representa elgradiente de presin total, el segundo trmino representa el gradiente de presin debido al cambiode la velocidad o energa cintica, el tercer trmino representa el gradiente de presin debido acambio de cota o energa potencial y el ltimo trmino representa el gradiente de presin debido ala friccin entre el fluido y las paredes de la tubera.
Flujo multifsico a travs de tuberas verticales
125
126
Yacimiento
Cabezal del pozo
Flujo multifsico a travs de tuberas verticales
< <
Tubera de produccin
Fondo del pozo
Sentido del flujo
Solucin en la misma direccin
Pwf
127
< <
Tubera de produccin
Yacimiento
Cabezal del pozo
Fondo del pozo
Sentido del flujo
Solucin en la direccin contraria
al movimiento del fluido
Pwh
128
Flujo multifsico a travs de tuberas verticales
< <
Tubera de produccin
Yacimiento
Cabezal del pozo
Fondo del pozo
Casos de flujo multifsico con
los cuales estaremos involucrados
Sentido del flujo
Calculo
1-De la presin del fondo fluyente.
2-De la presin del cabezal del pozo
3- De la tasa de flujo
4- Del dimetro de la tuberia
Pwh
129
130
Cada de presin en los elementos del sistema de produccin en funcin del
ndice de productividad
131
CORRELACIONES PARA FLUJO MULTIFASICO VERTICAL
Modelos correlacionados verticales
Hagedorn and Brown
Beggs and Brill
Poettmann and Carpenter
Orkiszweski
Duns and Ros
Gray
Modelos mecanistico verticales
Ansari
Gmez
132
< <
Tubera de produccin
Yacimiento
Separador Lnea de flujo Cabezal del
pozo
Flujo del fluido a travs de la tubera de produccin
Transporte a travs del pozo
133
< <
Tubera de produccin
Yacimiento
Separador Lnea de flujo Cabezal del
pozo Transporte a travs del pozo
134
Seleccionaremos el modelo de Hagedorn - Brown
Ecuacin de Hagedorn - Brown
Dada la interdependencia de las propiedades de los fluidos con la presin y la temperatura, la solucin de los perfiles de presin y temperatura se obtienen a travs
de procesos iterativos.
Para una mejor representatividad en la solucin se procede a dividir la tubera en seccione y estas a su vez en tramos con la finalidad que se tengan la mejor
representatividad del perfil de la tubera y la mejor solucin para los perfiles de presin y temperatura.
Solucin de la ecuacin de Hagedorn - Brown
Un gran esfuerzo fue realizado por Hagedorn-Browm para desarrollar una
correlacin generalizada, la cual incluyera todos los rangos prcticos de las
tasas de flujo encontradas en el campo, un amplio intervalo para la relacin
gas-liquido, el intervalo de dimetros usados y el efecto de las propiedades de
los fluidos. El efecto de la energa cintica fue incorporado debido a que el
mismo es muy significativo en dimetros pequeos de tuberas en la regin
cercana a la superficie, donde la densidad del fluido es baja.
HAGEDORN AND BROWN
Utilizaron fluidos de variadas viscosidades
Utilizaron tuberas de 1 y 2.5 pulgadas
Se incorpor el termino de energa cintica
Se utiliz el holdup para determinar las propiedades de cada fase
Se calcula f usando el diagrama de Moody
Se contempl el efecto de la viscosidad
No se consideraron patrones de flujo
Se consider el deslizamiento entre las fases
1
2
P
H
f v
g d
v
g HTm
m f m
c
m m
c
1
144 2 2
2 2
( )
Expresin:
La versin modificada de esta correlacin distingue entre el patrn de flujo burbuja
y el intermitente, usando la correlacin de Griffith & Wallis para flujo burbuja
HAGEDORN AND BROWN
Este mtodo est basado en la solucin de la ecuacin fundamental del flujo de fluido en tubera vertical ignorando el trmino de energa cintica:
022
2
dLDg
Vfdh
g
gdV
g
VdP
ccc
022
2
dLgD
fVdhdV
g
VdP
Integrando, se tiene
022
222
gDLfV
hhg
VVdP
g
g mif
mimfc
HAGEDORN AND BROWN
Considerando un volumen especifico promedio entre los lmites de presin
022
222
Dg
Vf
L
hh
g
g
Lg
VV
dL
dP
c
mif
cc
mimf
De la ecuacin anterior se obtiene el gradiente de presin:
0
22
222
Dg
Vfsen
gc
g
Lg
VV
dL
dP
c
m
c
mimf
0
22
222
LDg
Vfhh
g
g
g
VVP
c
m
if
cc
mimf
HAGEDORN AND BROWN
Se desarrollaron correlaciones empricas para determinar la densidad de la mezcla, factor de friccin, etc.
GGLLm HH )1( LGLLn
m
nf
2
m
SLL
V
V SGSLm VVV
HAGEDORN AND BROWN
El factor de friccin se determina usando el diagrama de Moody.
m
mnm
DV
Re
LL H
G
H
Lm
1
HAGEDORN AND BROWN
La determinacin del holdup de lquido requiere el uso de correlaciones empricas, representadas en forma grfica. Para determinar el holdup desde esas figuras, se necesitan los siguientes nmeros adimensionales:
25.0
gVN LSLLV
25.0
gVN LSGGV
5.0
gDN LD
25.0
3
L
LL
gN
HAGEDORN AND BROWN
HAGEDORN AND BROWN
HAGEDORN AND BROWN
El procedimiento de clculo para la cada de presin en flujo horizontal conociendo la presin en el extremo aguas arriba de una tubera es el siguiente: 1.- Suponga un valor para la presin en el extremo agua debajo de la tubera. 2.- Calcule la presin promedio
2
IFprom
PPP
3.- Determine el factor de compresibilidad Z, la densidad y la viscosidad de las fases lquida y gaseosa ( L, G, G, L, )
4.- Calcule las propiedades de la mezcla
HAGEDORN AND BROWN
Clculo de la gravedad especfica del petrleo
APIo
5.131
5.141
HAGEDORN AND BROWN
Clculo de la densidad de la fase liquida
RWP
RWP
RWPB
Rw
o
SGL
L
14.62
1
1*
615.5
0764.0615.54.62
Clculo de viscosidad de la fase liquida
RWP
RWP
RWPwoL
11
1
Clculo de la tensin superficial de la fase liquida
RWP
RWP
RWPwoL
11
1
Clculo de la densidad de la fase gaseosa
TZ
P
TZP
PTG
SC
SCGG
701.2
0764.0
HAGEDORN AND BROWN
4a.- Calcule las tasas de flujo volumtrico de lquido y gas en la tubera
86400
615.5 oOSCO
BQQ
SC
SCsLSCG
PT
TZPRGORQQ
86400
86400
615.5 WWSCW
BQQ
HAGEDORN AND BROWN
4b.- Calcular la fraccin volumtrica de la fase lquida
GL
LL
Q
4c.- Calcule las velocidades superficiales para cada fase y la mezcla
T
LSL
A
QV
T
GL
T
MSM
A
A
QV
T
GSG
A
QV
T
LSL
A
QV
)1( LGLLn
m
SLL
V
V
m
nf
2
(4.160)
SGSLm VVV
(4.161)
HAGEDORN AND BROWN
5.- Determine el rgimen de flujo 5a.- Determine los parmetros A y B
13.0/2218.0071.1 2 DVVA SGSL
SGSL
SG
VV
VB
Si
0 BAes positiva continu en el paso 8 Si
0 BA
es negativa continu con el procedimiento de Griffith
HAGEDORN AND BROWN
6.- Determine el holdup correspondiente a la fase gaseosa
TSB
G
TSB
m
TSB
mG
AV
Q
AV
Q
AV
QH
4115.0
2
segftVSB /8.0
7.- Clculo del gradiente de presin
GGGLm HH 1
0
22
222
Dg
Vf
L
hh
g
g
Lg
VV
dL
dP
c
Lif
cc
mimf
HAGEDORN AND BROWN
GTL
LHA
QV
1
L
LLRE
DVN
1488
Donde:
L representa la viscosidad de la fase liquida, cP
L representa la densidad de la fase liquida, lbm/ft3
LV representa la velocidad de la fase liquida, ft/seg
D representa el dimetro de la tubera, ft
HAGEDORN AND BROWN
8.- Procedimiento utilizado para calcular HL 8a.- Suponer un valor para HL 8b.- Calcule las propiedades de la mezcla
LL H
G
H
Lm
1
GGLLm HH
m
mnm
DV
Re
HAGEDORN AND BROWN
8c.- Calcule el nmero adimensional correspondiente a la viscosidad de la fase lquida 25.0
3
25.0
3
115726.0
L
L
L
LL
gN
Donde:
L representa la viscosidad de la fase liquida, cP
representa la densidad de la fase liquida, lbm/ft3
L representa la tensin superficial de la fase liquida, dina/cm L
HAGEDORN AND BROWN
8d.- Determine el trmino CNL usando la figura 4.19. 8e.- Calcule los trminos adimensionales para la velocidad de la fase liquida y la velocidad superficial de la fase gaseosa
25.025.0
938.1
LSL
LSLLV V
gVN
25.025.0
938.1
LSG
LSGGV V
gVN
5.05.0
872.120
LLD D
gDN
Donde:
D representa el dimetro de la tubera, ft
SLV representa la velocidad superficial de la fase liquida, ft/seg
SGV representa la velocidad superficial de la fase gaseosa, ft/seg
HAGEDORN AND BROWN
8f.- Calcule el factor XH
DbGV
LLVH
NPN
PCNNX
1.0575.0
1.0
8h.- Determine HL / a partir de la figura 4.9 8i.- Calcule
14.2
38.0
D
LGV
N
NNX
8j.- Determine a partir de la figura 4.9.
HAGEDORN AND BROWN
HAGEDORN AND BROWN
HAGEDORN AND BROWN
8k.- Calcule HL
/LL HH
8l.- Compare los valores de los holdup asumidos y calculados. Si la diferencia absoluta entre ellos es mayor que una tolerancia permitida, repita los pasos 5b a 5k, en caso contrario contine con el proceso 9.- Calcule el nmero de Reynolds
m
mnm
DV
Re
HAGEDORN AND BROWN
10.- Determine el factor de friccin
fRDf e
51.2
7.3log2
1
11.- Calcule el gradiente de presin debido a la friccin
2
2
Dg
Vf
c
mf
12.- Calcule el gradiente de presin debido a la gravedad
sengc
g m
HAGEDORN AND BROWN
13.- Calcule el gradiente de presin total
2
2
Dg
Vfsen
gc
g
dL
dP
c
mfm
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
Componentes del sista electro sumergibles
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
Rangos de aplicacin disponibles en el bombeo electrosumergible.
Rangos de Temperatura:
Los rangos trmicos disponibles estn determinados por los materiales utilizados en
la construccin del motor y van desde temperatura ambiente hasta ms de 500F. Por
ejemplo la compaa REDA ofrece:
Lnea de fabricacin: ESTNDAR hasta 250F Lnea de fabricacin: INTERMEDIA hasta 300F Lnea de fabricacin: HOTLINE hasta +500F
Rangos de Potencia:
En cuanto al rango de potencia mxima disponible oscila entre 200 a +1000 HP @
60 Hertz dependiendo de la serie del motor.
Serie 375 130 HP Revestidor de 4 OD Serie 456 240 HP Revestidor de 5 OD Serie 540 600 HP Revestidor de 7 OD Serie 562 +1000 HP Revestidor de 7 OD Serie 738 720 HP Revestidor de 8 5/8 OD
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
Rangos de Capacidad de Bombeo:
El rango de capacidad de bombeo, (Q en bpd) depende de los requerimientos de
altura o levantamiento (Altura Dinmica Total o Total Dynamic Head, THD). Una caracterstica importante de las bombas centrfugas es que a mayor head menor ser el caudal, ya que tiene que convertir ms energa cintica en presin.
De acuerdo al tamao de la tubera de revestimiento los rangos disponibles en
bombas electrosumergible se muestran en el grfico siguiente.
5000
20000
15000
10000
10000 20000 30000
Revest.
75.54.5
Tasa de flujo, bpd (@ 60 Hertz)
Altura
Din
m
ica T
ota
l -
pie
s
5000
20000
15000
10000
10000 20000 30000
Revest.
75.54.5
Tasa de flujo, bpd (@ 60 Hertz)
Altura
Din
m
ica T
ota
l -
pie
s
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE Componentes del Sistema BES
A continuacin se presentan una instalacin tpica de un sistema BES donde se
describen las funciones de cada componente del equipo.
Gas
Herramienta de monitoreo de subsuelo, equipada con sensores que enva seales de presin y temperatura a travs
del cable hasta un lector digital en superficie
Protector del motor que conecta la bomba al motor, aisla el motor del fluido del pozo, sirve de reserva de aceite para el motor, igualiza la presin interna del motor con la del pozo permitiendo la expansin y contraccin del aceite del motor y posee cojinetes de empuje para soportar las
cargas axiales generadas por la bomba.
Carcaza de la bomba que contiene mltiples etapas con impulsores mviles y difusores estacionarios. El nmero de etapas determina la tasa de produccin, presin de
descarga y requerimientos de potencia.
Banco de Transformadores que convierten la tensin elctrica de un tendido elctrico o generador a la
tensin requerida por el sistema BES.
Cable de potencia que transporta la electricidad desde la superficie hasta el motor sumergible. Va sujetado a la tubera de produccin mediante flejes metlicos flexibles colocados cada 12 a 15 pies. Debera ser redondo pero por limitaciones de espacio fsico se utiliza plano. En la
seccin bomba-protector siempre es plano.
Separador de gas que mediante cambios en la direccin del flujo en reverso (esttico) o por segregacin centr-fuga (dinmico) desva gran parte del gas libre hacia el espacio anular tubing-casing disminuyendo sustancial-mente la fraccin de gas que entra a la bomba.
Caja de venteo que permite disipar el gas que pudiese venir a
travs del cable.
Un variador de frecuencias (Hertz) permite cambiar las RPM del motor para modificar la capa-cidad de bombeo segn el com-portamiento del pozo. Un transformador secundario que convierte la tensin a la requerida por el sistema segn
cable y motor seleccionado.
Arrancador y controlador elctrico que activa y controla la alimentacin del fluido elctrico y lo desactiva cuando las condiciones exceden los lmites normales de operacin.
Entrada estndar permite el ingreso de fluidos hacia la
bomba, puede ser parte del separador de gas.
Motor bipolar trifsico de induccin cuya funcin es hacer rotar al eje de la bomba centrfuga, suministrndole la potencia requerida para el levantamiento de la tasa de
produccin hasta la superficie.
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
Equipo de subsuelo del bombeo electrosumergible
Se describirn las principales caractersticas del equipo
de subsuelo en el siguiente orden de arriba hacia abajo:
Bomba Centrfuga
Separador / Manejador de Gas
Protector (Seccin Sellante)
Motor Elctrico
Cable Elctrico
Equipo Miscelneo (sensores, vlvula de drenaje, vlvula check, etc.)
El material de fabricacin de los ejes estndar es de
MONEL o NITRONIC, y para los ejes reforzados
INCONEL, los mximos HP que pueden transferir
depende de su dimetro que vara entre 5/8 hasta 2.
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
Bomba Centrfuga
Est formada exteriormente por un cabezal de
descarga, una carcaza o housing y una base con pernos. En el interior contiene un eje, un cojinete
con su buje, un conjunto de etapas centrfugas
ensambladas en serie.
- Descripcin de las etapas
Cada etapa consta de:
- Un Impulsor mvil (Impeller): constituido por 7 a 9
labes entre dos faldones que se fija al eje y al
rotar con el le imprimen velocidad al fludo.
- Un Difusor fijo: que convierte parte de la energa
cintica en energa potencial (elevacin head)
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
EJE
FALDON
GIRO
ALAB
E
EJE
FALDON
GIRO
ALAB
E
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
OJO
MANGUITO
ARANDELAS DE
EMPUJEFALDON
OJO
MANGUITO
ARANDELAS DE
EMPUJEFALDON
MANGUITO
ARANDELAS DE
EMPUJEFALDON
PEDESTAL
ALMOHADILLAS
Emp. descendente
DIAMETRO
INTERNOASIENTO
Emp. ascendente
PEDESTAL
ALMOHADILLAS
Emp. descendente
DIAMETRO
INTERNOASIENTO
Emp. ascendente
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
Radial: 150-2.500 bpd Mixto: 1700-20.000 bpd
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
w
p
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
BHP
BEARING LOSS
DISK FRICTION
LEAKAGE
FRICTION
TU
RB
ULEN
CE
TURB
ULEN
CE
BEP
BHP
BEARING LOSS
DISK FRICTION
LEAKAGE
FRICTION
TU
RB
ULEN
CE
TURB
ULEN
CE
BHP
BEARING LOSS
DISK FRICTION
LEAKAGE
FRICTION
TU
RB
ULEN
CE
TURB
ULEN
CE
BEP
Q
hp
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
CAPACIDAD(BPD)
0
0
CA
BE
ZA(P
ies)
SE
VE
RM
IN
IM
AL
AC
EP
TA
BLE
RANGO DE
OPERACIN
RECOMENDADO
RANGO DE EMPUJE
DESCENDENTE
EXCESIVO
CABEZA
CAPA
CID
AD
EMPUJE
CAPA
CID
AD
O
RANGO DE E.
ASCENDENTE
EXCESIVO
CAPACIDAD(BPD)
0
0
CA
BE
ZA(P
ies)
SE
VE
RM
IN
IM
AL
AC
EP
TA
BLE
RANGO DE
OPERACIN
RECOMENDADO
RANGO DE
OPERACIN
RECOMENDADO
RANGO DE EMPUJE
DESCENDENTE
EXCESIVO
RANGO DE EMPUJE
DESCENDENTE
EXCESIVO
CABEZA
CAPA
CID
AD
EMPUJE
CAPA
CID
AD
O
RANGO DE E.
ASCENDENTE
EXCESIVO
RANGO DE E.
ASCENDENTE
EXCESIVO
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
FLOTANTE COMPRESI
N
Empuje sobre cojinete del
protector = Empuje del eje
Empuje sobre cojinete del
protector = Empuje de etapas +
Empuje del eje
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
- Bombas en serie. Carcazas (Housings)
Las etapas van ensambladas en serie dentro de tubos especiales o carcazas que deben
tener un dimetro interno perfectamente calibrado.
Se disponen de varios tamaos de longitud de carcazas o housings para aceptar diferentes nmeros de etapas, cada fabricante identifica
estas carcazas con una numeracin para su adecuada seleccin, el
diseador debe seleccionar una o varias carcazas adecuadamente
combinadas para satisfacer los requerimientos de head.
Los fabricantes ofrecen distintos tamaos de dimetros de bombas o
series. La serie denota el dimetro externo de la carcaza o housing donde se alojarn las etapas (stages) y por supuesto esto define el
dimetro del impulsor. A cada serie le corresponde un tamao mnimo
de tubera de revestimiento (casing) donde puede ser instalada.
La mayora de los fabricantes designan sus series con cdigos
alfanumricos, a continuacin se muestra la tabla presentada por
REDA (Schlumberger), donde se observa que la serie D cuya carcaza posee un OD de 4.00 pulg. (Serie 400) puede ser instalada en
tuberas de revestimiento mayores o iguales a 5 (OD). Adicionalmente se describe el rango de tasas de las distintas bombas
de la misma serie.
OD= 4.00
Serie 400
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
BPDBPD
Fuente Baker Centrilift
Cono de eficiencia
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
Advance Gas Handler (50%) Poseidon (75 %)
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
Separador estatico:
Es un implemento que est ubicado entre el protector y
la bomba y reduce la cantidad de gas libre que pasa a
travs de la bomba mediante el flujo en reversa (hacia
abajo). Obsrvese que al igual que la bomba posee un
cabezal, una carcaza, una base y un eje; pero en este
caso la carcaza posee unos agujeros con conductos
internos ligeramente inclinados hacia abajo para
facilitar la separacin de gas hacia el espacio anular.
Este diseo trabaja en principio como un segregador de
gas, y debido a que este tipo de separador no entrega
trabajo al fluido, se le llama separador esttico de gas.
Cuando hablamos del rendimiento del separador del
gas, lo que interesa primeramente es la eficiencia de
separacin.
Gas Libre Separado
Efsep =------------------------------
Gas Libre Disponible
La eficiencia del separador esttico, Efsep, est en el
orden del 20% del volumen de gas libre, incluyendo a
la separacin natural se pueden obtiener valores de
eficiencia entre 25 y 50%.
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
Separador dinmico o centrifugo:
El separador rotativo ha mejorado significativamente la
eficiencia de los sistemas de bombeo electrocentrfugo.
Los separadores de gas dinmicos realmente imparten cierta
energa al fluido con la finalidad de conseguir que el gas se
separe del lquido. Este diseo usa un inductor para incrementar
la presin del fluido y una centrifuga para separar el gas y el
lquido. Este diseo podra llamarse un separador de gas
centrfugo, cintico o rotario.
El diseo de separador de gas rotario trabaja en forma similar
que una centrifuga Las paletas de la centrifuga giran a la misma
velocidad como el motor, causando que los fluidos mas pesados
sean forzados a dirigirse hacia afuera. En la parte superior existe
un crossover que permite al gas y el lquido cruzarse en el tope donde el gas regresa al espacio anular y el lquido pasa
dentro la bomba.
Otro trmino usado en varios programas es el porcentaje de gas
libre que ingresa a la bomba (GIP: gas intake pump)
GIP= (1 Efsep. ) . (1- Efsn)
El GIP cuantifica cuanto del gas libre presente en la entrada
ingresara a la bomba. Obsrvese que se incluye la separacin
natural.
La eficiencia total de separacin no es un nmero fcil de
predecir, debido al nmero de variables involucrados.
Solamente la eficiencia de separacin natural (Efsn) pudiese
variar desde 5% hasta 70% dependiendo del tipo de fluido,
velocidades, patrones de flujo, dimensiones del equipo, desvia-
cin del pozo, etc.
SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
SISTEMA
DE
TRANSPORTE
Sistema de transporte y sus elementos
< <
Ps
Pr
Sistema de produccin
Analoga entre el Sistema de produccin y el Sistema de transporte
Sistema de transporte
Anlisis del sistema de bombeo
Anlisis del sistema de bombeo
Anlisis del sistema de bombeo
Descripcin del sistema de bombeo
Sistema de bombeo
Sistema de bombeo
Sistema de bombeo
Sistema de bombeo
Sistema de bombeo
Sistema de bombeo
Para los elementos aguas arriba
arribaaguaselementoslosdePPP Rn (1.3)
Para los elementos aguas abajo
abajoaguaselementoslosdePPP Sn (1.4)
Balance de energia
Sistema de bombeo
Sistema de bombeo
Sistema de bombeo
Los fluidos a ser transportado por lo general van desde un nivel de energa definido hasta otro nivel de energa
Sistema de bombeo
En este sistema los dos niveles estn definidos por los niveles de lquido en los
tanques, conectados por medio de tuberas y accesorios. En las cuales se pueden
observar varios codos, vlvulas y una bomba, esto permite describir a un sistema de
bombeo como un conjunto de tuberas, bomba, accesorios, equipos y dos niveles de
energa definidos.
Sistema de bombeo
La bomba tiene como misin el suplir la energa mecnica para elevar un lquido desde un nivel dado a otro mayor y vencer la friccin del flujo a travs de las tuberas, accesorios y equipos. La friccin irreversiblemente ocasiona prdidas de energa mecnica durante el transporte de los lquidos, y las bombas permiten transferir energa a la corriente de lquido.
Sistema de produccin
Para los elementos aguas arriba
arribaaguaselementoslosdePPP Rn (1.3)
Para los elementos aguas abajo
abajoaguaselementoslosdePPP Sn (1.4)
Balance de energia
Tipos de bombas
219
Pumps
220
Clasificacion de las bombas
Pump
Centrifugal
Positive Displacement
Rotary
Reciprocating
Screw
Gear
Radial Flow
Axial Flow
Mixed Flow
224
Pumps: General Considerations
Centrifugal
Rotary
Reciprocating
Special High Speed Centrifugal
Marginal
Centrifugal
Operation
Mixed
Flow
Axial
Flow
BOMBAS CENTRIFUGAS Es una mquina que emplea la fuerza centrfuga para desarrollar un aumento de presin en el movimiento de lquidos a una altura y tiempo determinado.
Comportamiento de la bomba Curva de la bomba
Comportamiento de la bomba Curva de la bomba
230
54%
54%
53%
50%
45%
45% 50%
53%
N1
N2
N3
With Same Impeller
Flow Rate (gpm)
Efficiency
Centrifugal Pumps: Operating Characteristics
Anlisis del efecto de la viscosidad sobre la curva caracterstica de una bomba centrifuga
234
Correccin de las curvas de comportamiento de la bomba
por efecto de la viscosidad del fluido
235
Sistema de bombeo
Calculo de la curva del sistema
Curva del sistema
238
Pump Curve System Curve
Static
Friction
2
5 6260 Q d
L f h
Flow Rate (gpm) Flow Rate (gpm)
h: Differential head, ft
f : Friction factor, ft
L : Length of line, ft
d : Diameter of line, inch
Q : Flow Rate, gpm
239
Operating
Point
Arreglo Bomba - Tuberia
Flow Rate (gpm)
Sistema de bombeo
241
C
Q1: Normal rate
Q2: Required rate (Partial
Closing Valve)
P
valve
Q1 Q2
System curve
Valve fully open
System curve + valve
Partially throttled
Constant Speed
Pump curve
Centrifugal Pumps: Operating Characteristics
Operating Point for Centrifugal Pump in a Pipeline System
B
A
Flow Rate (gpm)
1
2
Sistema de bombeo
243
Q2 Q1
System
curve
C
N1
N2
N3
Pump
curves
The speed of engine is constant. The variation
speed driver is used in order to change it
Centrifugal Pumps: Operating Characteristics
Operating Point for Centrifugal
Pump in a Pipeline System
Flow Rate (gpm)
Q1: Normal rate
Q2: Required rate
N1 > N2 > N3
Sistema de bombeo
Arreglo de bombas
centrifugas
Curva del sistema de bombeo
Curva del sistema de bombeo
248
Centrifugal Pumps: Series and Parallel Arrangement
1
2
A
B
Effective Characteristic Curve,
Two Identical Centrifugal
Pumps Operating in Parallel
249
Centrifugal Pumps: Series and Parallel arrangement
1
2
A
B
Operating Point for Two
Identical Centrifugal Pumps
Operating In Parallel
250
Centrifugal Pumps: Series and Parallel arrangement
1
2
A
B
Non-identical Centrifugal
Pumps in Parallel
Curva del sistema de bombeo
Curva del sistema de bombeo
253
Centrifugal Pumps: Series and Parallel Arrangement
Effective Characteristic
Curve for Identical
Centrifugal Pumps in
Series
1
2
A B
254
Centrifugal Pumps: Series and Parallel arrangement
Operating Point for Two
Identical Centrifugal Pumps
in Series
1
2
A B
255
Centrifugal Pumps: Series and Parallel arrangement
Nonidentical Centrifugal
Pumps in Series
1
2
A B
Curva del sistema de bombeo
Curva del sistema de bombeo
0,,,,,,,, w QLDWHf sb
0,,,,,,5322
2
3
ww
w
w
D
W
D
gHD
D
Q
DD
Lf sb
w
w
w
2
322,,,
D
D
Q
DD
Lf
D
gHg b
w
w
w
2
353,,,
D
D
Q
DD
Lf
D
Wh s
w
w
2
3,,,
D
D
Q
DD
Lfk
Analisis
dimensional
322 D
Qf
D
gHb
ww
353 D
Qf
D
Ws
ww
3D
Qf
w
222
1
22
D
gH
D
gH bb
ww
2
53
1
53
D
W
D
W ss
ww
2
3
1
3
D
Q
D
Q
ww
21
Anlisis de la similitud dinmicas de una bomba centrifuga
OPTIMIZACION DE LA ENERGIA
EN LA OPERACION DEL
TRANSPORTE DE PETROLEO
POR OLEODUCTOS
263
La seleccin adecuada de bombas, motores y los controles para
integrar los requerimiento del proceso de bombeo es esencial para
asegurar que el sistema de bombeo opere efectiva, confiable y
eficientemente
264
Muchos de los sistemas de bombeo estn sobre dimensionados hasta
por mas de un 20%, representando una buena oportunidad para la
optimizacin del proceso
CONTROL DE FLUJO EN BOMBAS CENTRIFUGAS
1- Estrangulando el flujo. 2- Recirculando el flujo 3- Ajustar la velocidad
266
Estrangulamiento del flujo
Anlisis hidrulico en el pozo En este momento estamos en condicin de calcular los perfiles de presin y
temperatura en el pozo a partir del flujo de fluido multifsico.
As mismo estamos en condicin de realizar un anlisis hidrulico en el pozo.
Anlisis hidrulico en el pozo
Anlisis hidrulico en el pozo
Anlisis hidrulico en el pozo Nos familiarizaremos con la obtencin de los perfiles hidrulicos de presin y temperatura para un pozo, el cual produce agua y luego realizamos ejercicios
similares para un pozo de petrleo.
Calculo del perfil hidrulico.
< <
Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
???
Un pozo con las siguientes caractersticas: Presin esttica en el fondo del pozo (SBHP) = 2500 psi Presin en el cabezal del pozo (WHP) = 100 psi Presin en el casing del pozo (CHP) = 100 psi Perforaciones en el tubing = 7000 ft Dimetro interior del tubing = 2.992 pulg. Dimetro interior del casing = 6,36 pulg. ndice de productividad del yacimiento IP = 3 bpd/psi Fluido: 100 % agua. Tasa de produccin: 3200 BPD
Calculo del perfil hidrulico.
< <
Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
???
1- Es capaz de producir este pozo bajo flujo natural. Si su repuesta es si, diga cuanto puede producir. En caso contrario, diga cual es la presin necesario para producir los 3200 BPD bajo flujo natural. 2- Considere que se tome la decisin de instalar una bomba electro sumergible a 6500 ft, como mtodo de levantamiento artificial, diga cuales serias las presiones en la succin y descarga de la bomba, as como la potencia hidrulica, que debe suministrarle al fluido. 3- Seleccione las bombas posibles que se podran instalar en el casing capaces de producir la tasa de flujo de 3200 BPD. 4- Cual seria el numero de etapas requeridas por la bomba, si usted seleccionara la bomba SN3600 de Reda 5- Si se decide instalar 120 etapas a la bomba SN3600, cuanta energa seria necesaria perder en el choque. 6- Calcule el dimetro del choque originaria esa perdida de energia.
Calculo del perfil hidrulico.
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Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
???
Presion requerida en fondo fluyen para FN es 3200 psigPerfil de presion en el pozo
No se puede producir bajo flujo natural
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Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
???
Presion Desc. Bomba Psig 2982,841
Presion Succ. Bomba Psig 1216,588
Delta P Bomba Psig 1766,253
Analisis hidraulico del sistema de produccion sin chk
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Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
???
Presion Desc. Bomba Psig 2982,841
Presion Succ. Bomba Psig 1216,588
Delta P Bomba Psig 1766,253
Potencia hidraulica HP 96,16
Eficiencia bomba 7,0376E+01
BHP HP 136,64
Head Bomba ft 4075,968
No de estapas nec. 77,239
No de estapas nec. Sel. 78,000
Comportamiento de la bomba SN3600
Analisis hidraulico del sistema de produccion sin chk
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Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
??? Comportamiento de la bomba SN3600
Comportamiento de la bomba SN3600
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Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
???
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Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
???
Q Head Efic.
bbl/d ft %
0,000 64,044 100,000
300,000 64,081 11,682
600,000 63,977 22,495
900,000 63,718 32,147
1200,000 63,282 40,549
1500,000 62,642 47,735
1800,000 61,767 53,796
2100,000 60,618 58,834
2400,000 59,152 62,930
2700,000 57,319 66,125
3000,000 55,065 68,413
3300,000 52,328 69,732
3600,000 49,043 69,954
3900,000 45,138 68,879
4200,000 40,535 66,214
4500,000 35,151 61,559
4800,000 28,898 54,378
5100,000 21,680 43,957
5400,000 13,399 29,365
5700,000 3,947 9,383
6000,000 0,000 100,000
Comportamiento de la bomba SN3600
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Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
???
Comportamiento de la bomba SN3600
< <
Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
???
Comportamiento de la bomba SN3600
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Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
??? Analisis hidraulico del sistema de produccion con chk
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Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
???
Presion Desc. Bomba Psig 3960,663
Presion Succ. Bomba Psig 1216,588
Delta P Bomba Psig 2744,075
Potencia hidraulica HP 149,40
Eficiencia bomba 7,0376E+01
BHP HP 212,29
Head Bomba ft 6332,482
No de estapas nec. 120,000
No de estapas nec. Sel. 121,000
Comportamiento de la bomba SN3600
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Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
??? Dimetro del choke
Diametro del choke pulg. 0,202 C = Coeff de Flujo.
Gereralm: 0,820,90
Anlisis del flujo de un fluido multifsico a travs de un pozo de petrleo.
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Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
???
Estamos en capacidad de realizar el anlisis hidrulico, de la seleccin del equipo Bomba y del diseo hidrulico del sistema
de bombeo.
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Tubera de produccin
Fondo del pozo
Pwf
Pwh
???
ANA