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ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 1 INDICE CAPITULO I GENERALIDADES 1.1. INTRODUCCION 9 1.2. DEFINICION DE CONCEPTOS BASICOS 9 1.2.1. CLASIFICACION DE NODOS 9 a. Nodo Común 9 b. Nodo Funcional 9 1.3. ELEMENTOS USADOS EN EL SISTEMA DEL AN...

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Libro de Petroleo Diego Armando Quispe Salgado

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Libro de Pet roleo Análisis Nodal Gust avo Jose Gregorio Fariñas Gago

Libro de Pet roleo (1) Nat halie Kira REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA INST IT UT O UNIVERSITARIO POLIT ÉCNICO " SANT IAGO MAR… Chao Mey Est ifalis

ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 1

INDICE

CAPITULO I GENERALIDADES 1.1. INTRODUCCION 1.2. DEFINICION DE CONCEPTOS BASICOS 1.2.1. CLASIFICACION DE NODOS a. Nodo Común b. Nodo Funcional 1.3. ELEMENTOS USADOS EN EL SISTEMA DEL ANALISIS NODAL 1.3.1. Ubicación de los nodos componentes 1.3.2. Componentes que intervienen en el análisis nodal a. Separador b. Línea de flujo horizontal c. Choque superficial d. Cabeza de pozo e. Válvula de seguridad f. Choque de fondo g. Presiones fluyentes h. Presión promedio del reservorio 1.4. ANALISIS DETALLADO DEL SISTEMA 1.4.1. Esquema gráfico del análisis completo de un reservorio de producción 1.4.2. Procedimiento del análisis nodal 1.4.3. Comportamiento de un sistema de producción completo 1.4.4. Análisis del comportamiento gráfico a. Curva de presión de tanque b. Curva de presión de separador c. Curva de línea de producción horizontal d. Curva de comportamiento de choque de fondo e. Curva de capacidad de transporte de cañería f. Curva de presión fluyente de fondo g. Curva IPR a la pared del pozo h. Curva de presión estática 1.4.5. Presión Constante 1.4.6. Análisis del sistema en fondo del pozo 1.4.7. Optimización de la tubería de Producción

9 9 9 9 9 10 10 11 11 11 11 12 12 12 12 12 12 12 13 14 14 14 15 15 15 15 15 15 15 15 15 16

CAPITULO II PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 2.1. 2.2.

INTRODUCCION PROPIEDADES FISICAS DEL PETROLEO 2.2.1. Densidad y Gravedad específica del Petróleo 2.2.1.1. Correlaciones para el cálculo de la densidad Petróleo Saturado Petróleo Sub saturado 2.2.2. Viscosidad del Petróleo 2.2.2.1. Correlaciones para el cálculo de la viscosidad Petróleo Muerto Petróleo Saturado Petróleo Bajo Saturado 2.2.3.-Factor Volumétrico del Petróleo 2.2.3.1.- Correlaciones para el cálculo del factor volumétrico del petróleo Petróleo Saturado Petróleo Bajo Saturado 2.2.4.-Compresibilidad del petróleo 2.2.4.1.- Correlaciones para el cálculo de la compresibilidad del Petróleo Petróleo Bajo Saturado Petróleo Saturado 2.2.5. Relación de solubilidad del gas en el petróleo 2.2.5.1.- Correlaciones para el cálculo de la solubilidad del gas en el Petróleo

Ing. José Luis Rivero S.

18 19 19 19 19 20 21 22 22 23 24 26 26 26 27 29 29 29 30 30 31

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2.2.6.-Presión de Burbuja 2.2.6.1- Correlaciones para el cálculo de la presión de burbuja 2.2.7.-Tensión Superficial 2.3. Propiedades de los fluidos en tubería 2.3.1. Densidad del petróleo 2.3.2. Efecto de la densidad en tubería vertical 2.3.3. Viscosidad del petróleo 2.3.4. Efecto de la viscosidad en tubería vertical 2.3.5. Efecto de la viscosidad en tubería horizontal 2.3.6. Compresibilidad del petróleo 2.3.7. Tensión superficial del petróleo 2.3.8. Efecto de la tensión superficial en tubería vertical 2.3.9. Efecto de la tensión superficial en tubería horizontal 2.3.10. Efecto de la relación gas-petróleo en tubería vertical 2.3.11. Efecto de la relación gas-petróleo en tubería horizontal 2.4. Propiedades fisicas del Gas 2.4.1. Factor de Compresibilidad 2.4.1.1.-.Determinación del factor de desviación del gas 2.4.2.- Factor Volumétrico del Gas Bg 2.4.2.1.- Determinación del Factor Volumétrico del gas Bg 2.4.3.- Viscosidad del Gas 2.4.3.1.- Determinación de la viscosidad del gas

31 32 32 32 32 33 33 33 34 34 35 35 35 36 36 37 37 38 39 40 41 41

CAPITULO III ANALISIS DE FLUIDO EN EL RESERVORIO 3.1.Introducción 3.2.Diagrama de Fases (Presión –Temperatura) 3.2.1.- Propiedades Intensivas 3.2.2.- Punto Crítico 3.2.3.- Curva de Burbujeo 3.2.4.- Curva de Roció 3.2.5.- Región de dos Fases 3.2.6.-Cricondenbar 3.2.7.- Cricondenterma 3.2.8.- Zona de Condensación Retrógrada 3.2.9.-Petróleo Saturado 3.2.10.-Petróleo Bajo Saturado 3.2.11.-Petróleo Supersaturado 3.2.12.-Saturación Crítica de un Fluido 3.3.Reservorio de Petróleo 3.3.1.- Reservorio de Petróleo Sub Saturado 3.3.1.1.- Reservorio de Petróleo Saturado 3.3.1.2.- Reservorio con capa de Gas 3.3.2.- Petróleo Negro 3.3.2.- Petróleo Negro de Bajo Rendimiento 3.3.4.-Petróleo Volátil 3.3.5.- Petróleo cerca al punto crítico

44 44 45 45 45 45 45 45 45 45 46 46 46 46 46 46 47 47 47 48 49 50

CAPITULO IV ANALISIS DE RESERVORIO 4.1. Introducción 4.2. ECUACION DE FLUJO (LEY DE DARCY´S) 4.2.1. Flujo lineal 4.2.2. Flujo radial 4.2.3. Flujo de petróleo 4.2.4. Flujo pseudo estático 4.3.-COMPORTAMIENTO DE LA PRESION EN EL RESERVORIO 4.3.1.-Alteración de la Permeabilidad (K) y Turbulencia (D) 3.3.1. Factores que controlan el paso de los fluidos desde el reservorio hasta el pozo

Ing. José Luis Rivero S.

53 53 55 55 58 58 58 59 60

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4.4. INDICE DE PRODUCTIVIDAD 4.5. MECANISMO DE EMPUJE 4.5.1.- Proceso de Desplazamiento 4.5.1.1.- Expansión de la Roca y los Fluidos 4.5.1.2..- Empuje por Gas Liberado 4.5.1.2.1.- Característica de la Producción 4.5.1.3.- Empuje por casquete de Gas 4.5.1.3.1.- Característica de la Producción 4.5.1.4.- Empuje hidráulico 4.5.1.4.1.- Característica de la producción 4.5.1.5.- Desplazamiento por segregación gravitacional 4.5.1.5.1.- Característica de la Producción 4.5.2.- Comparación de los empujes 4.5.3.- Empuje combinado 4.5.4,- Determinación del índice de desplazamiento 4.6. FLUJO DE UNA SOLA FASE 4.6.1. Espesor de la zona productora (h) 4.6.2. Presión promedio del reservorio (Pr) 4.6.3. Viscosidad promedio del petróleo (µo) 4.6.4. Factor de volumen de formación promedio (βo) 4.6.5. Radio de drenaje (re) 4.6.6. Radio de pozo (rw) 4.6.7. Factor de skin o daño (S) 4.6.8. Flujo turbulento (Dq) 4.7. FLUJO EN EL RESERVORIO DE DOS FASES 4.7.1. Combinación de la fase líquida y las dos fases 4.8. PREDICCION DE IPR PARA POZOS DE PETROLEO 4.8.1. Método de Vogel 4.8.1.1.- Reservorio bajo Saturado 4.8.2. Método de Vogel modificado por Standing (sin daño) 4.8.3. Método de Fetkovich 4.8.4. Método de Blount y Glaze 4.9. CONSTRUCCION DE LA IPR CON PRUEBAS NO SON ESTABILIZADAS 4.10. DETERMINACION DE LA CURVA IPR 4.10.1. Cálculo de la presión de fondo fluyente para un cierto Caudal de flujo para construir curvas de IPR 4.10.2.- Cálculo del caudal de flujo a cierta presión de flujo para la Construcción de la curva IPR 4.10.3.- Cálculo preliminar para construir la curva compuesta de IPR Con datos de prueba 4.11. PREDICCIÓN FUTURA DEL IPR PARA POZOS PETROLÍFEROS 4.12.-FORMACIONES ESTRATIFICADAS 4.13.-POZOS HORIZONTALES 4.13.1.- Impacto del efecto de Daño en el Comportamiento de un Pozo Horizontal 4.14.-TIPOS DE PRUEBAS 4.14.1.-Prueba de Flujo Tras Flujo 4.14.2.-Prueba Isócronal 4.14.3.-Prueba Isócronal Modificada 4.14.4.-Prueba de Producción CAPITULO V CAIDAS DE PRESION

60 61 61 61 62 64 64 66 66 67 68 69 69 72 72 73 74 74 74 74 74 75 75 75 77 78 80 80 80 81 82 86 92 92 92

5.1. INTRODUCCION 5.2. ECUACION BASICA DE ENERGIA 5.3. FLUJO DE UNA SOLA FASE 5.3.1. Ecuación de gradiente de presión 5.3.2. Ecuación de gradiente de presión de componentes 5.4. COMPORTAMIENTO DE FLUJO DE DOS FASES 5.4.1. Flujo de dos fases 5.4.2. Resbalamiento de líquido HOLD-UP (HL)

103 104 108 109 109 110 110 110

Ing. José Luis Rivero S.

94 95 95 96 97 98 99 99 99 100 100 101

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5.4.2.1. Valor de resbalamiento del líquido 5.4.3. Suspensión de líquido 5.4.4. Densidad 5.4.5. Velocidad 5.4.6 Viscosidad 5.4.7 Tensión superficial 5.5. MODIFICACION DE LA ECUACION DE GRADIENTE DE PRESION PARA FLUJO DE DOS FASES 5.5.1 Cambio del componente de elevación 5.5.2. Componente de fricción 5.5.3. Componente de aceleración 5.5.4. Modelo de flujo patrón 5.5.5. Procedimiento con la distribución de temperatura 5.5.6. Cálculo de la presión de recorrido 5.5.6.1. Procedimiento para incremento de la longitud de línea 5.5.6.2. Procedimiento para incremento de caída de presión 5.6. CORRELACIONES DE FLUJO PARA POZO VERTICAL 5.6.1. Correlación de Poettmann y Carpenter 5.6.2. Correlación general de Hagerdorn y Brown 5.6.3. Correlación de Beggs y Brill 5.6.3.1. Determinación de flujo * Flujo segregado (zona I) * Flujo intermitente (zona II) * Flujo distribuido ** Zona IIA ** Zona IIIB * Flujo de transición (zona IV) * Segregado * Transición * Intermitente * Distribuido * Densidad bifásico * Factor de fricción * Término de la aceleración 5.6.4.- Correlación de Orkiszewki 5.6.4.1. Flujo burbuja 5.6.4.2. Flujo por baches 5.6.4.3. Flujo por transición 5.6.4.4. Flujo niebla 5.7. CORRELACION DE FLUJO HORIZONTAL 5.7.1. Métodos de predicción 5.7.2. Método de Eaton y Al 5.7.3. Método de Dukler y Al 5.7.4. Método de Beggs y Brill 5.7.5. Método de Flaningan 5.8. CAIDA DE PRESION A TRAVES DE LAS PERFORACIONES 5.8.1. Caída de presión a través de las perforaciones 5.9. TIPOS DE RESTRCCIONES QUE PRODUCEN PERDIDAS DE PRESION 5.9.1. Válvula de seguridad 5.9.1.1. Válvula de seguridad superficial 5.9.1.2. Válvula de seguridad Sub-superficial 5.9.1. Choque superficial 5.9.1.1. Choque de fondo 5.10.-Determinación de la caída de Presión en Línea Horizontal 5.11.- Determinación de la caída de Presión en la Línea Vertical

Ing. José Luis Rivero S.

110 111 111 112 112 113 113 113 113 114 114 115 115 115 116 117 117 119 120 121 122 122 122 122 122 122 122 122 122 122 123 123 124 124 125 127 128 129 129 130 130 130 131 132 132 134 135 136 136 137 137 137 140 141

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CAPITULO VI ANALISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCION 6.1. INTRODUCCION 6.2. SELECCIÓN DEL TUBING (TUBERIA) 6.3. EFECTO DEL DIAMETRO DE LA LINEA DE FLUJO 6.4. CAMBIOS EN EL TAMAÑO DEL CONDUCTO DE FLUJO 6.5. EFECTO DE LA ESTIMULACION 6.6. ANALISIS DEL SISTEMA TOTAL CON RESTRICCIONES 6.6.1. Choque superficial 6.6.2. Choque de seguridad 6.7. EVALUACION DE LOS EFECTOS DE TERMINACION 6.8. PROCEDIMIENTO GENERAL PARA EL CÁLCULO DE LA PÉRDIDA DE PRESION PARA CUALQUIER PUNTO O NODO 6.9. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE LA PÉRDIDA DE PRESION UTILIZANDO EL PUNTO O NODO EN EL FONDO DEL POZO (NODO 6) 6.10. USANDO LA SOLUCION EN EL PUNTO O NODO 3 SEGUIMOS EL SIGUIENTE PROCEDIMIENTO 6.11. USANDO LA SOLUCION EN EL PUNTO O NODO 1 6.12. DETERMINE EL EFECTO O TAMAÑO DEL ESTRANGULADOR O CHOQUE DE SUPERFICIE USANDO EL NODO 2 COMO NODO SOLUCION

142 143 143 145 145 147 147 147 147 148 148 151 152 155

CAPITULO VII OPTIMIZACION DE LA SEGUNDA ETAPA DE SEPARACION 7.1.-EQULIBRIO LIQUIDO-VAPOR 7.2 CALCULO DE LA RELACION DE EQULIBRIO 7.3 RELACION DE EQUILIBRIO PARA SOLUCIONES REALES 7.3.1.- Correlación de Wilson 7.3.2.- Correlación de Standing 7.3.3.- Correlación de Galimberti Campbell 7.3.4.-Correlación de Whtson y Torp 7.3.5.-Correlación de Lohrenz et Al 7.4 Presión de Convergencia 7.4.1 Método de Estanding 7.4.3 Método de Rzasa 7.5.-RELACION DE EQUILIBRIO PARA LOS COMPONENTES MAS PESADOS 7.5.1. Método de Winn 7.5.2 Método de Katz 7.6. CALCULO DE LA SEPARACION INSTANTANEA 7.7 APLICACIONES DE LA CONSTANTE DE EQUILIBRIO K EN LA INDUSTRIA 7.7.1.- Determinación del punto de Roció 7.7.2.- Determinación del punto de burbuja 7.8 CALCULO DE LOS SEPARDORES 7.9.- OPTIMIZACION DE LA SEGUNDA ETAPA DE SEPARACION

159 159 161 161 162 163 163 164 164 166 166 166 166 167 167 169 169 171 173 177

CAPITULO VIII BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS DE PETROLEO 8.1.- Introducción 8.2.- Condiciones del Balance de Materiales 8.3.- Generalidades del Balance de Materiales 8.3.1.- Balance de Materiales para Yacimientos de Petróleo Sub Saturados 8.3.1.1.- Balance Volumétrico despreciando la Compresibilidad del Agua y la formación 8.3.1.2.- Balance Volumétrico Considerando la Compresibilidad del Agua y la Formación 8.3.1.3.- Balance de Materia considerando la entrada de agua, despreciando la Compresibilidad del agua y la formación. 8.3.1.4.- Balance de Materiales con entrada de agua, considerando la compresibilidad del agua Y la formación. 8.3.1.5.- Balance de Materia con inyección de agua, despreciando la compresibilidad del agua

Ing. José Luis Rivero S.

180 180 180 180 181 181 182 183 184

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ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 6

Y la formación 8.3.1.6.- Balance de Materia con inyección de agua, considerando la compresibilidad del agua Y la formación. 8.3.2.- Balance de Materiales para Yacimientos de Petróleo Saturados 8.3.2.1.- Balance Volumétrico despreciando la compresibilidad del agua y la formación 8.3.2.2.- Balance Volumétrico Considerando la compresibilidad del agua y la formación 8.3.2.3.- Balance de Materiales con entrada de agua despreciando la compresibilidad del Agua y la formación. 8.3.2.4.- Balance de Materiales Con entrada de agua considerando compresibilidad del agua y la formación. 8.3.2.5.- Balance de Materiales Con inyección de gas despreciando compresibilidad del

184 184 185 186 186 187 188

Agua y la formación. 8.3.2.6.- Balance de Materiales Con inyección de gas considerando compresibilidad

188

del agua y la formación. 8.3.2.7.- Balance de Materiales Con inyección de agua despreciando compresibilidad

189

del agua y la formación. 8.3.2.8.- Balance de Materiales Con inyección de agua considerando compresibilidad

189

del agua y la formación. 8.3.3.- Balance de materiales para yacimientos de petróleo con capa de gas.

190

8.3.3.1.- Balance Volumétrico despreciando la compresibilidad del agua y la formación

191

8.3.3.2.- Balance Volumétrico considerando la compresibilidad del agua y la formación

192

8.3.3.3.- Balance de Materiales Con entrada de agua despreciando la compresibilidad

193

del agua y la formación. 8.3.3.4.- Balance de Materiales Con entrada de agua considerando la compresibilidad

193

del agua y la formación. 8.3.3.5.- Balance de Materia Con inyección de gas despreciando la compresibilidad

194

del agua y la formación. 8.3.3.6.- Balance de Materia Con inyección de gas considerando la compresibilidad

194

del agua y la formación. 8.3.3.7.- Balance de Materia Con inyección de agua despreciando la compresibilidad

195

del agua y la formación. 8.3.3.8.- Balance de Materia Con inyección de agua considerando la compresibilidad del agua y la formación. 8.4.- Usos y limitaciones de la ecuación de balance de materiales

195 196

CAPITULO IX EVALUACION DE LA ENTRADA DE AGUA EN LOS YACIMIENTOS DE PETROLEO 9.0.- Introducción 9.1.- Clasificación de los Acuíferos 9.1.1.- Clasificación de los acuíferos según su régimen de flujo

200 200 200

9.1.1.1.- Acuíferos de régimen estable

201

9.1.1.2.- Acuíferos de régimen semiestable

201

9.1.1.3.-Acuíferos de régimen inestable

201

9.1.2.- Clasificación de los acuíferos según su geometría de flujo 9.1.2.1 Acuíferos lineales

Ing. José Luis Rivero S.

201 201

6

ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 7

9.1.3

9.1.2.2 Acuíferos radiales

201

9.1.2.3 Acuíferos de fondo

201

Clasificación de los acuíferos según su extensión

202

9.1.3.1 Acuíferos infinitos

202

9.1.3.2 Acuíferos finitos

202

9.1.3.3 Acuíferos realimentados

202

9.2.- Determinación de la entrada de agua

203

9.2.1.-Modelo de Pote

203

9.2.2.- Modelo Fetkovich

204

9.3.3

9.2.2.1 Acuíferos radiales

204

9.2.2.2 Acuíferos lineales

206

9.2.2.3 Acuíferos irregulares

208

Modelo Carter-Tracy

209

9.3.3.1 Acuíferos radiales

209

9.3.3.2 Acuíferos lineales

211

9.3.4.-Modelo Van Everdingen

45

9.3.4.1 Acuíferos radiales

212

9.3.4.2 Acuíferos lineales

213

9.3.4.3 Acuíferos de fondo

214

9.3. Consideraciones en el análisis de la entrada de agua

216

CAPITULO X PREDICCION DEL COMPORTAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS DE PETROLEO 10.1.- Introducción

218

10.2.- Predicción del comportamiento de yacimientos subsaturados

218

10.3 Predicción del comportamiento de yacimientos de petróleo saturado

218

10.3.1.-Aplicando el método de Tarner

223

10.3.2 Aplicando el método de Muskat

227

10.4 Predicción del comportamiento de yacimientos de petróleo con capa de gas

227

10.4.1 Aplicando el método de Tarner

227

10.4.2 Aplicando el método de Muskat

227

10.5 Factores que influyen en el comportamiento de los yacimientos de petróleo

228

10.5.1 Efecto de capa de gas Inicial

228

10.5.2 Efecto de la viscosidad del petróleo

228

10.5.3 Efecto de la energía del yacimiento

228

10.5.4 Efecto de la gravedad API del petróleo

229

10.5.5 Efecto de la saturación crítica del gas

229

10.5.6 .-Efecto de agua connata (intersticial)

229

10.5.7 Efecto del tipo de formación y permeabilidad

230

Ing. José Luis Rivero S.

7

ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 8

CAPITULO XI DETERMINACION DEL VOLUMEN ORIGINAL DE PETROLEO APLICANDO EL METODO DE HAVLENA Y ODEH 11.1

Introducción

232

11.2.-

Aplicación del balance de materiales a la ecuación de la línea recta

232

11.2.1.- Linealización para yacimientos de petróleo subsaturado

234

11.2.2

11.2.3

11.2.1.1 Volumétrico

234

11.2.1.2 Con entrada de agua

236

11.2.1.3 Con inyección de agua

237

Linealización para yacimientos de petróleo saturado

238

11.2.2.1 Volumétrico

238

11.2.2.2 Con entrada de agua

239

11.2.2.3 Con inyección de gas

239

11.2.2.4 Con inyección de agua

240

Linealización para yacimientos de petróleo con capa de gas 49 11.2.3.1 Volumétrico

241

11.2.3.2 Con entrada de agua

242

11.2.3.3 Con inyección de gas

245

11.2.3.4 Con inyección de agua

246

11.2.4 Casos especiales

246

11.2.4.1 Determinación simultánea de m y N

246

11.2.4.2 Determinación de N y correcta aplicación del modelo para encontrar We

248

CAPITULO XII EJERCICIOS DE ...