Analisis nodal

Analisis nodal gy crickrodrigo 02, 2010 5 pagos Objetivo. En el desarrollo de este proyecto se realizara un análisis del pozo Catedral 43 con el objeto de utilizar los conocimientos obtenidos en el curso de flujo multifásico y aplicarlos en la industria proponiendo cambios para mejorar la producción del pozo antes mencionado. Otro punto importante del proyecto es explicar en forma detallada el uso del simulador PIPESIM el cual tiene una amplia aplicación en la industria petrolera. Desarrollo.

Después de revisar nuestros datos para agosto de 1 999, fecha ue nos fue asignada, nos percatamos de que la profundidad media de los disparos para el catedral 43, era de 3010 metros, por lo que obtuvimos la resion estática ara lograrlo, normalizamos la pre estado cerrado, y co una profundidad de realizamos para todo 1997, 1998, 1999, 2 ors ute 0 me nte oce de presón en camos la presión a iento anterior, lo ampo en los años Después de tener todas las presiones de fondo a la profundidad media de disparos del pozo catedral 43, graficamos los valores obtenidos y agregamos una línea de tendencia central, con la cuacion obtenida de la línea de tendencia, obtuvimos la presión estática para el catedral 43 correspondiente para el mes de agost Swipe to View nexr page agosto de 1999 pws = 237. 489 @ agosto de 1999 ANALISIS PVT Se utilizó la información obtenida del análisis PVT del pozo catedral 1, considerando el comportamiento de las propiedades de los fluidos que más se aproximaban a las condiciones de nuestro pozo, por lo que decidimos tomar los datos del gas 1, ya que se encuentra a una presión de 225 [kg/cm2], además consideramos la temperatura constante en todo el yacimiento y n el tiempo. REGISTRO DE PRESION DE FONDO FLUYENDO Y CERRADO. A partir de este registro obtuvimos datos de gasto, presión de fondo fluyendo y gradientes de temperatura. Se utilizo la fecha del 26 de agosto de 1999 por que era la que contaba con mayor numero de registros, por esta razón el estrangulador usado fue el que se registro en esta fecha, ya que en nuestro pozo había constantes cambios de estrangulador. Estado mecánico. Se estudio el estado mecánico del pozo teniendo cuidado de solo tomar en cuenta las instalaciones y reparaciones antes de la fecha que nos fue asignada.

Del estado mecánico obtuvimos la longitud y el diámetro interno de la TP, tomamos las longitudes de las TR y el grado de estas, con el dato del grado y el programa de Hi-book obtuvimos el diámetro interno de las TR, otro dato proporcionado en el estado mecánico fue el grado de inclinación, que era de cero por lo que se trataba de un RI_IFS estado mecánico fue el grado de inclinación, que era de cero por lo que se trataba de un pozo vertical y los metro desarrollados eran igual a los metros verticales. Una vez recolectada esta información se procedió a utilizar PIPESIM, el primer punto a llenar en este programa era el nombre del proyecto, se tenia que escoger un modelo, en este caso se trato de un modelo de producción y el tipo de operación era un análisis nodal, después de esto se selecciono el tipo de unidades a usar, aunque a lo largo del desarrollo del proyecto estas se podían ir modificando.

Después de este punto se comenzó a utilizar la información antes mencionada, ya que a partir del análisis PVT se selecciono el tipo y como se trataba de un yacimiento de gas y condensado se selecciono un fluido composicional, después de esto y con a información del PVT llenamos la tablas de componentes de nuestro hidrocarburo. Hecho esto decidimos correr el programa para obtener nuestra envolvente de fases. La correlacion que mas se ajusto fue la de SRK Después de esto construimos nuestro sistema integral de producción e introducimos la información requerida para cada componente. Entramos en la opción de terminación vertical donde se introdujo la Pws y la temperatura en el fondo para agosto de 1999. Se selecciono el modelo de Well Pl, el tipo de fluido seleccionado fue gas y los 31_1fS agosto de 1999. e gas y los gastos y presones de fondo fluyendo se sacaron del RPFFyC y del PRELIM respectivamente correspondientes al 26 de agosto de 1999, con lo cual se calculó el Índice productividad. Posteriormente procedimos a introducir los datos de la tubería utilizada, los cuales ya se menciono de donde y como se obtuvieron. Desviación Temperaturas Estos datos se obtuvieron de RPFFyC para el 26 de agosto de 1 ggg. Configuración de la TP Una vez que introducimos todos los datos hasta el punto de análisis deseado, seguimos con el ajuste de la correlación de flujo ultifasico. La presión de salida fue la del separador, obtenida del PRELIM y era igual a 91 . 1 [kg/cm2], también se selecciono todas las correlaciones a probar. El programa grafico varias correlaciones y la la correlaclón de Duns & Ros fue la que mejor se ajustó.

Para obtener un mejor aju jo el diámetro del estrangulador, el cual se o PVC para el 26 deaeosto nodo del fondo como nodo solución se tuvo que desactivar el nodo de la cabeza. Este es el comportamiento de nuestro pozo para nuestras Pws = 237. 5489 Diámetro del estrangulador condiciones: 0. 6875 Graficando IPR futuras y distintos diámetros de la estos resultados: P obtuvimos Ahora, variando el diámetro del estrangulador obtuvimos estos resultados. Finalmente proponemos lo siguiente: Analizando los resultados obtenidos con la simulación de varios diámetros de TP, no es recomendable un cambio de tubería ya que la producción no aumentaría considerablemente y los costos por cerrar el pozo serian mayores.

Si se desea una mayor producción debe analizarse la opción de producir por el espacio anular, ya que no seria necesano invertir n tubería ni cerrar el pozo. Al aumentar el diámetro del estrangulador obtenemos mayor producción, sin embargo, deben analizarse las caídas de presión y consecuencias tales como las conificaciones y la producción de arenas. Conclusiones. El uso de programas como PIPESIM para el análisis integral del pozo facilita en gran medida la Visualización de escenarios futuros de producción, de esta forma, es posible diseñar estrategias que permitan optimizar la producción así como aumentar la vida productiva del pozo. SÜFS