06 Well Simulation

Simulación de pozos y sistemas artificiales de produccióncon OLGA®

Pozos con OLGA

Flujo de fluidos en el pozo

Pwf

• Entre el yacimiento y el fondo del pozo el flujo de hidrocarburo ocurre a través de la roca.

Pws

wfwsI PPF Fuerza impulsora

• Entre el fondo y la cabeza del pozo el flujo es a través de un tubo ordinario.

Pwh

whwfI PPF Fuerza impulsora

Contenido

4

• Generalidades de pozos con OLGA

• Gas lift

• ESPs

Contenido

5

• Generalidades de pozos con OLGA

• Gas lift

• ESPs

IPR (Inflow Performance Relationship)

• El fluido fluye en la dirección de la reducción de presión

Si Pbh < Pres, el fluido fluirá

• La caída de presión entre el yacimiento y el pozo se conoce en inglés como drawdown

A mayor caída de presión (drawdown) mayor flujo

La relación entre el drawdown y el flujo se conoce como:

(IPR) Inflow Performance Relationship

Pbh

AHP

THP

Pres

Módulo avanzado de pozos

Modelos de IPR en OLGA®

– Índice de productividad constante

– Modelo de Forcheimer– Modelo deForcheimer

simple (Pozos de gas a alta presión)

– Ecuación de Vogel– Ecuación de contrapresión

(pozos de gas)

– Contrapresión normalizada (pozos de aceite saturado)

– Curva IPR tabulada

Modelos lineales

• Forma lineal para un yacimiento de aceite típico.– Pozos de aceite con FBHP > Presión de burbuja– Pozos de aceite con HWOR– Pozos de aceite con caída de presión limitada (drawdown)– Pozos de agua– Pozos de Inyección de Agua (II)

• El IPR lineal puede ser también usado como un primer estimado cuando la curva de producción no está correctamente definida a alta producción.

El PI se define como: • El total de barriles de líquido (aceite y agua) por día por psi de

drawdown: (1)

• El total STBO/D por psi de drawdown: (2)

• El total de lb de fluido (aceite, gas y agua) por día por psi de drawdown.

(3)

Índice de productividad lineal

)( PwfPwsqwqoJ

)( PwfPwsqoJ

)( PwfPwsqgqwqoJ

Vogels

• Empleado tradicionalmente para modelar pozos en yacimientos de aceite saturado

• Vogels propuso el uso de este modelo de IPR para yacimientos con desplazamiento por gas en solución cuando la presión de yacimiento está en o por debajo la presión de burbuja (subsaturado)

2

ReRemax

8.02.01

pp

pp

qq

s

bh

s

bh

o

o

Máximo flujo de aceite (AOF, absolute open flow), cuando la presión fluyente

en el fondo, pbh es igual a cero

P = PbubbleLineal

No lineal

Q

Pbh

Qomax = AOF

Contrapresión

• La ecuación de contrapresión es normalmente usada para pozos de gas.

• Una forma normalizada de la ecuación de contrapresión puede ser usada también para pozos de aceite saturado

nwfr PPCQ 22

pendiente1 n

P2Gráfico Log – Log

Q

slopebCb

Forchheimer

• Donde

222ggwfR CqBqpp

• Donde B y C son respectivamente la parte lineal y no lineal del PI, definido B en [psi2/(scf/d)] y C en [psi2/(scf2/d2)] :

srrkhzT

B weg 75.0ln

703.0

DkhzT

C g

703.0

T Temperatura del yacimiento [R]g Viscosidad del gas a condiciones de yacimiento [cP]z Factor de compresibilidad del gas a condiciones de yacimientore Extensión del yacimiento [ft]rw Radio del pozo [ft]s Daño mecánico [-]D Daño no darciano o por turbulencia [1/Sft3/d]k Permeabilidad del yacimientoh Espesor efectivo del pozo (net pay)

Forchheimer sencillo

• Donde:

pav se define como pav= (pR + pwf)/2

• Donde B y C están definidos por:

2ggwfR CqBqpp

srrpZ

khTB we

av

g

75.0ln

407.1

DpZ

khTC

av

g

407.1

Mecanismos de transferencia de calor

Convección con aire

Convección con agua

Conducción hacia la roca

15

Transferencia de calor en el Yacimiento

Form

atio

n

Tubi

ng

Ann

ulus

Cas

ing

Cem

ent

Flow

ing

Flui

ds

rti

rto rcirco

rw

Tf

TeTw 4

Convección

Conducción

Radiación en el annulus (Menor efecto)

Tubi

ng

Ann

ulus

Cas

ing

Cem

ent

Flow

ing

Flui

ds

rti

rto rcirco

rw

Tf

TeTw

re

Puede ser más exacto en la distribución de la temperatura si se conoce el re de la formación.

Transferencia de calor en el pozo

Tubi

ng

Ann

ulus

Cas

ing

Cem

ent

Form

atio

n

Flow

ing

Flui

ds

rti

rto rcirco

rw

Tf

TeTw

e

we

cem

cow

c

cico

ancit

tito

ftief k

rrk

rrk

rrhrk

rrhrL

qTT /ln/ln/ln1/ln12

Qué radio de formación debemos usar?

Transferencia de calor en el pozo

Radio de Formación re:

Estimación del área de drenado:

• Análisis Transitorio de la Presión, o

• Espaciamiento entre pozos y volumes relativos de producción

Well A Well B Well C

Re no puede ser mayor que el radio de drene estimado

re basado en el radio de drene puede ser extremadamente grande, mediano (~40 acre) a grande (>100 acre) áreas de drenado.

Simulación del pozo

Radio de Formación re:

Cómo podemos obtener el mejor estimado de re?

Rápida aproximación en base a Nicholson’s1:

tre 4Difusividad térmica de la tierra

pCk

hrft

hrtftre

/:

::

2

[1]H. S. Carslaw and J. C. Jaeger, Conduction of Heat in Solids, Oxford at the Clarendon Press, 1959, P-337.

Las propiedades dependen del tipo de formación (esquisto, arenisca, etc.)

re ~ 15 ft después de 1 mes para formaciones de arenisca o piedra caliza

Simulación del pozo

Módulo avanzado de pozos

• El yacimiento puede ser dividido en zonas múltiples con diferentes propiedades y modelos de IPR

• Las propiedades pueden ser definidas como series de tiempo (ciclo de vida del pozo) para cada zona:– Presión de yacimiento– Temperatura de yacimiento– Fracción de gas / RGA (GOR)– Fracción de agua / Corte de agua– Radio de drene– Daño– Presión de fractura

Resumen• El Módulo de Pozos nos permite:

– Definir las propiedades del yacimiento y petrofísicas

– Definir sistemas de capas múltiples y tener en cuenta las propiedades petrofísicas de cada capa

– Definir sistemas multilaterales

– Estudios de flujo cruzado

– Llevar a cabo estudios de aseguramiento de flujo después de un paro

– Tomar en cuenta cambios composicionales (opción CompTrack)

– Desarrollar estudios de Inyección alterna Agua y Gas (WAG) para cálculo de invasión de agua

– Estudiar el impacto de todos los fenómenos transitorios en el pozo.

Contenido

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• Generalidades de pozos con OLGA

• Gas lift

• ESPs

Aplicaciones

• Bombeo neumático– Para inicio de la producción – Inyección continua para reducir la presión

estática– Para reducir o evitar baches (slugging)

• Aplicado a pozos y risers

Intercambio de calor a contracorriente

Tubería de revestimiento

Producción

Inyección de gas al espacio anular en la cabeza del pozo

Espacio Anular (ANNULUS)

Producción

Tubería de producción

Descripción del modelo de OLGA®

• Inyección de una fuente de masa– Masa constante o masa calculada por un

controlador en base a la diferencia de presión +/-

+ simple- no puede cambiar la

composición del gasEl gas se considera que tiene la composición de sección donde se inyecta

gas

Descripción del modelo de OLGA® cont...

• Ramal separado para levantamiento con gas– Fuente de masa con controlador– Frontera de presión con controlador

+/- + dinámica más realista

+ composición específica de gas

- (puede ser) difícil de modelar y ajustar

Configuración típica de OLGA® para pozos con bombeo neumático

BRANCH del pozo inferior

Tubería de producciónTubería de

revestimiento

Nodo MERGE

Especificado con ANNULUS

Punto de inyección empleando ANNULUS:

• Por omisión: sobre la última frontera de la tubería de revestimiento.

Alternativamente:• Mediante LEAK con válvulas relevantes

– Los LEAKs pueden ser colocados en cualquier lugar dentro del ANNULUS

• Se puede cerrar el espacio anular con una válvula en la última frontera de la tubería de revestimiento (es posible por supuesto emplear válvulas como se desee para manipular el flujo dentro del ANNULUS).

Terminación doble (con gas de inyección desde un espacio anular común)

Gas (Presión)

Producción de aceite con abastecimiento de gas de BN

181 y 0270 y 250SBl/d

Con 70 $/SBl esto asciende a + 23 730 $ /d

Consumo de gas de levantamiento: 24.8 MMscfd

Modelo de OLGA® para GLVs de descarga

Presión del lado de producción

Presión del lado de la inyección

Aplicando GLVs en OLGA®

Curvas de GLV para Tubo 1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0 20 40 60 80 100Presión en tubería de producción (Bara)

Fluj

o de

gas

de

inye

cció

n S

m3 /s

50 bara60 bara90 bara

Presión en espacio anular

Terminación doble – Bombeo neumático con GLVs en OLGA®

Contenido

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• Generalidades de pozos con OLGA

• Gas lift

• ESPs

Qué modela OLGA de las ESPs

• Cada etapa se trata como una bomba centrífuga

• OLGA tiene una base de datos de donde lee las características de las ESPs.– Centrilift, REDA, Ramco, Trico y Wood Group están disponibles– Los usuarios pueden agregar ESPs siguiendo las reglas establecidas

• Para ESPs de etapas múltiples, las características son empleadas para cada etapa. Los valores totales de incremento de presión, y potencia se calculan para toda la ESP.

35

Qué modela OLGA de las ESPs

• En corrientes multifásicas a través de la ESP, el caudal de gas se ajusta de acuerdo a las diferencias de presión entre las etapas por una compresión ideal e isotérmica del gas. – Se considera que la fracción de gas es muy baja tal que no afecta la

temperatura por efecto de la compresión.– El modelo en OLGA considera una degradación en la curva de la

bomba en función de la fracción de gas.

36

Curvas de ESP

Ya existen varias curvas en OLGA

Para otros modelos, se pueden agregar empleando un archivo con las características

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El formato se detalla en el manual de usuario de OLGA

Esquema típico de ESP con OLGA

CasingHead Pressure Node TubingHead Pressure Node

Bottomhole Closed Node

Pump Intake Internal Node

ESP

• Nótese que la ESP no se puede colocar en la primera o última seccion del ramal– En el ejemplo a la derecha, la

ESP se encuentra en la segunda frontera

• Es posible separar las fases en el nodo interno, el cual modelaría un desgasificados o un separador en la succión.– El gas separado puede ser

enviado por el anular

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Control de la ESP

• La velocidad se puede definir con un control– Si es 1 la señal, se opera a la

velocidad a la que la curva es medida (3600 rpm para ESPs Centrilift y REDA)

– No hay interpolacion entre dos set points en el control, para evitar cambios súbitos, defina correctamente el stroke time

• La velocidad se puede tambien definir manualmente con una serie de tiempo

E

SP

spe

ed s

ettin

g po

int

Time

No stroke time

With stroke time

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