PIPESIM.-simulación Estática de Pozos

Metodología de Productividad
de Pozos
Ingeniería Aplicada ONEPRO
SUBDIRECCIÓN TÉCNICA DE EXPLOTACIÓN

Contenido
Análisis nodal
Ajuste de pozo

Proceso de Producción de un Pozo
Comprende el recorrido de los fluidos desde el radio de drene del pozo

hasta el separador de producción.
•  Comprende 4 elementos claramente identificados:

–  Yacimiento
–  Tuberías vertical
–  Estrangulador
–  Línea de flujo/descarga superficial
•  Presión de Entrada: Pws

•  Presión de salida: Psep

Balance de Energía en el Sistema

La pérdida de energía (presión) a través de cada componente esta en
función de:
•  Características propias de cada componente

•  Características de los fluidos producidos
•  Gasto del flujo transportado
La capacidad de producción de un sistema responde a un balance de

energía:
Pws – Psep : ΔP1 + ΔP2 +ΔP3 +ΔP4

•  Sistema de producción típico en el cual se indican las caídas de presión a través de los elementos que
integran el sistema desde el yacimiento hasta el separador.
Gas
Δp8 = Pth – Ps
Δp5 = Pth - Pe Δp5
Ps
Δp6 = Pe - Ps
Pth Pe
Líquido
Pdsv
Δp4 = Pusv - Pdsv
Pusv
Δp7 = Pwf - Pth
Δp1 = Pérdidas de presión en el medio poroso.

Pdr
Δp2 = Pérdidas de presión en la terminación o perforación.
Δp3 = Pur - Pdr 5 Δp3 = Pérdidas de presión por restricciones o estrangulador de fondo .
Pur Δp4 = Pérdidas de presión en la válvula de seguridad.
Δp5 = Pérdidas de presión en el estrangulador superficial.
Δp6 = Pérdidas de presión en la línea de descarga.
Δp7 = Pérdidas de presión en el aparejo de producción
Δp8 = Pérdidas de presión en la línea de flujo.
Pwf Pwsf Pws
Δp2 = Pwfs - Pwf Δp1 =Pws - Pwsf
INGENIERIA APLICADA ONEPRO

Análisis Nodal
Concepto general del análisis nodal.
(Inflow) (Outflow)
Q Py o Pws OFERTA NODO DEMANDA Psep Q
Pn
COMPONENTES COMPONENTES
SECCION AGUAS ARRIBA SECCION AGUAS ABAJO
ΔP (Upstream) ΔP (Downstream)
Pnodo = Py − ΔP (Upstream) Pnodo = Psep + ΔP (Downstrea m)
El procedimiento consiste en seleccionar un punto de división o nodo en el pozo y dividir el sistema en

este secciones oferta y demanda.
Todos los componentes de aguas arriba del nodo componen la sección de entrada (inflow), mientras que
la sección de salida (outflow) se compone de todos los componentes aguas abajo del nodo.
Una relación entre el gasto y la caída de presión debe estar disponible para cada componente en el
sistema. El gasto a través del sistema puede determinarse satisfaciendo los siguientes requisitos:
1. El gasto en la entrada es igual al gasto en la salida.

2. Sólo una presión puede existir en un nodo

Análisis Nodal
los principales nodos donde se puede realizar el análisis nodal.
Gas
Δp3 = Pth - Ps
Ps
Pth
Líquido
Δp2 = Pwf - Pth
Nodo Localización
1 Separador.
2 Estrangulador superficial.
3 Cabeza del pozo
6 Fondo del pozo.
8 Radio de drene
Δp1 = Pérdidas de presión en el yacimiento (10-50 % )

Δp2 = Pérdidas de presión en el aparejo de producción. (30-60%)
Pwf Pws Δp3 = Pérdidas de presión en la línea de flujo. (5-30%)
Δp1 = Pws - Pwf

Análisis Nodal
Balance en el Fondo del Pozo

ΔP3 = (Pwh - Psep)
Gas
Pwh Psep Liquido
Tanques
Nodo localizado en el fondo del pozo:
ΔP2 = Pwf - Pwh Presión de llegada: Pwf (oferta) = Pws - ΔP1

Presión de salida: Pwf (demanda) = Psep + ΔP3 + ΔP2
Condición Q constante en el sistema
Pwf Pwfs
ΔP1 = (Pws - Pwf)

Análisis Nodal
La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del gasto se
denomina CURVA DE OFERTA DE ENERGIA (Curva IPR o Afluencia)
Presión
Curva de oferta (Inflow)
Gasto

La representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del gasto
de producción se denomina CURVA DE DEMANDA (Curva de Transporte o “Outflow”)
Presión
Curva de Demanda(Outflow)
Gasto

La representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del gasto
de producción se denomina CURVA DE DEMANDA DE ENERGIA (Curva de Transporte o
“Outflow”)
Presión
Curva de Demanda(Outflow)
Pws
Pwf
Curva de oferta (Inflow)
Q nodo Gasto

Análisis de Pozos
Análisis de pozos en condiciones de flujo.

Pwf
d1
Pwh1
Pwh2
Pwh3
Pwh4
Pwf
Gasto límite
Gasto q Gasto q
Típica condición de flujo Cambio de estrangulador

Análisis de Pozos
Análisis de pozos en condiciones de abatimiento.
Flujo
inestable
1
Pwf
Pwf
2
Flujo estable
Gasto q
Gasto q
Pozos inestable Pozos abatido

Contenido
Análisis nodal
Ajuste de pozo

Ajuste de modelo de pozo
Ajuste de Modelo
de fluidos
Construcción de Ajuste de perfil

Modelo de temperatura
Selección de
Ajuste de RPFF
correlación
Ajuste Modelo
Ajuste de perfil
de presión
Estimación de IP
Ajuste de
producción
Ajuste de
Estrangulador

Ajuste de modelo de pozo
Ajuste de Modelo
de fluidos
Construcción de Ajuste de perfil

Modelo de temperatura
Selección de
Ajuste de RPFF
correlación
Ajuste Modelo
Ajuste de perfil
de presión
Estimación de IP
Ajuste de
producción
Ajuste de
Estrangulador
Presiones Gastos
Ple QL
Pth Qo
Pwf Qg
Pws

Datos
Datos de registro Datos medición
MICRO SMART SYSTEM DE MEXICO S. D R.L. DE C.V.

03/12/2008 MEDICIONES E INTERVENCIONES TECOMINOACAN 105
POZO TECOMINOACAN 105 Qo BRUTO (BPD) Qo neto (BPD) Qg Medido (Mmpcd) INTERVENCIONES RME S/E Qo Reportado (BPD)
3,000 10
(4-5 Jun-09) L.A. C/TF (24-Feb-10)L.A C/TF
Disparos pouncher 3420- E.M. 36 m3 OSA-M+
REGISTRO A POZO FLUYENDO 3424 y 3460-3464 m 20 m3 ZCA 5%+30 9
2,500 m3 CSA+40 m3 CEA
8
Prof. Presión Temp. Temp. Gradiente
2 2
(m) (psia) (Kg./cm ) (° F ) (° C ) (Kg./cm /m)
GASTO DE ACEITE (BPD)
GASTO DE GAS (MMPCD)

7
2,000
1 0 251.450 17.679 87.26 30.699 ---------
2 1000 521.403 36.659 190.97 88.314 0.0190 6
3 2000 805.659 56.645 220.50 104.723 0.0200
4 3000 1174.132 82.552 244.91 118.283 0.0259 1,500 5
5 4000 1683.333 118.353 273.64 134.244 0.0358
6 5000 2367.784 166.476 288.01 142.227 0.0481 4
7 5350 2637.007 185.404 291.03 143.906 0.0541
1,000
3
2
500
1
MICRO SMART SYSTEM DE MEXICO S. D R.L. DE C.V.
09/04/2009 0 0
TECOMINOACAN 105
REGISTRO A POZO FLUYENDO
Prof. Presión Temp. Temp. Gradiente

(m) (psia) (Kg./cm2) (° F ) (° C ) (Kg./cm2/m)
1 0 267.742 18.825 110.42 43.569 ---------

2 1000 499.315 35.106 190.06 87.809 0.016
3 2000 748.972 52.659 218.04 103.357 0.018
4 3000 1148.800 80.771 240.88 116.046 0.028
5 4000 1651.119 116.088 268.07 131.149 0.035
6 5000 2327.145 163.618 282.11 138.951 0.048
Fecha de ajuste ?
7 5350 2588.547 181.997 285.08 140.599 0.053

Contenido
Ajuste de Modelo de fluidos
Construcción de modelo
Ajuste de RPFF
Ajuste de Perfil de Temperatura
Selección de Correlación
Ajuste de Perfil de Presión
Ajuste de Producción
Estimación de IP
Ajuste de Estrangulador
Ajuste de Modelo de Fluidos
Pemex Exploración y Producción
Región Sur
Activo Jujo-Tecominoacán
Anáilisis PVT
Pozo Jujo 42
POZPO JUJO 42
Datos del campo para el análisis de laboratorio

Operador: Petroleos Mexicanos
Pozo: Jujo 42
pozo: PVT TECOMINOACÁN No. 42 País: México
Formación productora: Jurasico Tithoniano
muestreo 11-Abr-09 Fecha de terminación: 18-Oct-01
Int. Productor: 5768-5735, 5600-5655 m.b.M.R.
análisis 13-Abr-09 Presión inicial: 684.8 kg/cm
2
Fecha med. Pws: 21-Abr-84

Temperatura inicial: ºC
Pi=
3 3
RGAi: 205 m /m
3
Producción inicial: 445 m /d
T yac= Presión actualdel yacimiento: 664.1 kg/cm
2
(1-Ago-1982)
Temperatura actual del yacimiento 154 ºC
Pb= Fecha de muestreo: 01-Ago-82
Tipo de muestreo: Fondo
Estado del pozo: Fluyendo (Disparado)
Den gas=
Composición del fluido original
ºAPI= Peso Densidad

3
Componente % Mol Molecular (gr/cm )
Rs= Nitrógeno 0.520
Bióxido de carbono 1.530
Bo= Ácido sulfhídrico 0.470
Metano 41.170
Etano 10.330
Propano 7.010
Isobutano 1.340
Butano normal 3.500
Isopentano 1.380
Pentano normal 2.020
Hexanos 2.700
Heptanos 2.800 96 0.712
Octanos 2.650 107 0.732
Nonanos 2.830 117 0.758
Decanos 2.530 130 0.778
Undecanos 2.230 150 0.794
Dodecanos y más pesados 14.990 292 0.888
Total 100

Tecominoacan 105
pozo: PVT TECOMINOACÁN No. 42

muestreo 11-Abr-09
análisis 13-Abr-09
Pi= 684.8 Kg/cm2 9737.856 Psi

T yac= 154 ºC 309 ºf
Pb= 262.33 Kg/cm2 3730.3326 Psi

Den gas= 0.706

ºAPI= 36
Rs= 1359 scb/bl 242 m3/m3
Bo= 2.01

pozo: TECOMINOACÁN No. 105

muestreo 17-Mar-09 24-Mar-09 31-Mar-09 04-Abr-09 11-Abr-09 25-Abr-09 04-May-09 11-May-09 18-May-09 25-May-09
análisis 19-Mar-09 25-Mar-09 01-Abr-09 05-Abr-09 13-Abr-09 27-Abr-09 05-May-09 12-May-09 19-May-09 26-May-09
P(kg(cm2) 21.4 19.3 20.3 18.2 19.3 20.3 21.4 13 16.8 10.9
T (°C) 50 49 52
% MOL % MOL % MOL % MOL % MOL % MOL % MOL % MOL % MOL % MOL
NITROGENO 4.087 4.660 4.414 5.289 5.075 4.398 4.286 4.081 4.374 3.928
DIOXIDO DE CARBONO 0.826 0.809 0.888 0.781 0.870 0.537 0.911 0.840 0.932 0.901
ACIDO SULFHIDRICO 0.155 0.000 0.326 0.232 0.095 0.000 0.273 0.306 0.139 0.302
METANO 80.047 78.350 77.549 77.541 77.363 79.822 76.315 75.952 77.132 76.600
ETANO 9.970 10.750 11.149 10.666 10.991 9.980 10.957 11.227 10.017 11.101
PROPANO 3.350 3.629 3.726 3.480 3.633 3.377 4.504 4.478 4.583 4.391
ISOBUTANO 0.375 0.427 0.447 0.429 0.444 0.412 0.616 0.638 0.622 0.588
BUTANO NORMAL 0.734 0.857 0.915 0.903 0.912 0.859 1.326 1.428 1.321 1.288
ISOPENTANO 0.160 0.191 0.211 0.227 0.215 0.214 0.313 0.372 0.324 0.329
PENTANO NORMAL 0.153 0.184 0.208 0.228 0.211 0.215 0.298 0.375 0.311 0.330
HEXANO Y MAS PESADOS 0.143 0.143 0.167 0.224 0.191 0.186 0.201 0.303 0.245 0.242
TOTAL 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000
PESO MOLECULAR PROMEDIO 19.891 20.223 20.435 20.412 20.441 19.998 20.989 21.195 20.922 20.970
PRESION PSEUDOCRITICA 669.082 666.770 669.431 666.608 666.626 665.826 667.716 667.426 666.250 668.503
TEMPERATURA PSEUDOCRITICA 378.939 381.274 384.629 381.707 382.597 379.102 390.328 392.838 388.534 390.978
DENSIDAD RELATIVA DEL GAS 0.687 0.698 0.705 0.705 0.706 0.690 0.725 0.732 0.722 0.724
ETANO LIQUIDO RECUPERABLE (m 3/ 1000 m3 ) 0.337 0.363 0.377 0.361 0.372 0.337 0.370 0.380 0.339 0.375
ETANO LIQUIDO RECUPERABLE (GPM) 2.511 2.708 2.808 2.687 2.769 2.514 2.760 2.828 2.523 2.796
PROPANO Y MAS PES. LIQ. RECUP. (m 3/ 1000 m3 ) 0.195 0.216 0.227 0.222 0.225 0.212 0.292 0.309 0.299 0.290
PROPANO Y MAS PES. LIQ. RECUP. (GPM) 1.455 1.610 1.689 1.651 1.675 1.576 2.173 2.302 2.225 2.158
PODER CALORIFICO BRUTO (BTU/P3 ) 1125.707 1137.575 1144.609 1133.393 1139.000 1136.584 1176.795 1192.352 1173.821 1181.405
PODER CALORIFICO BRUTO (Kcal/m 3 ) 10042.242 10148.115 10210.875 10110.820 10160.837 10139.274 10498.009 10636.800 10471.476 10539.134

1600
1400
1200 Rs Lab
1000 Rs Standing
800 Rs Vazquez
600 Rs Glaso
Pb
400
200
0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
2.2000
2.0000
1.8000 Bo Lab
Bo Standing
1.6000
Bo Vazquez
1.4000 Bo Glaso
1.2000 Pb
1.0000
0.8000
0 1000 2000 3000 4000

Inicio
•  Dar clic en PIPESIM

•  Dar clic en File.
•  Dar clic en New.
•  Dar clic en Well Performance Analysis

•  Dar clic en Setup

•  Seleccionar Black oil
•  Introducir en Fluid Name (el nombre del pozo).
•  Introducir los datos de Stock Tank Properties.
•  Introducir Calibration Data at Bubble point.
•  Seleccionar Solution Gas Correlation.
DATOS DE LABORATORIO
DENSIDAD DE
DENSIDAD DEL % EN VOLUMEN LA MEZCLA
DENSIDAD DE (% AGUA/100 *
ACEITE AGUA Y SED. CONTENIDO DE EMULSION DE ACEITE
FECHA AGUA DENSIDAD PH OBS.
60/60 %VOL SAL ( PPM ) % VOL. (% ACEITE =
60 / 60 °F. AGUA) +(%
ASTM D 1298 100 - %AGUA)
ACEITE/100*DEN
SIDAD ACEITE)
09/04/2009 0.855 4.80 143,325 0.6
20/04/2009 0.852 5.80 130,616 1.8
23/04/2009 0.854 4.40 134,944 1.4
27/04/2009 0.854 5.40 125,505 2.2
30/04/2009 0.855 4.80 145,938 0.2
ACTUALIZACIÓN DE MEDICIONES
DIFERENCIA
PRODUCCIÓN
ACEITE ACEITE GAS GAS TIEMPO ENTRE GAS DE
AGUA DE LAB. NETA
FECHA POZO BRUTO NETO MEDIDO INYECTADO MEDIDO REPORTADO FORMACIÓN OBSERVACIONES RGA INTERVENCIONESRMA S/E RME S/E
REPORTADA
Y MEDIDO
(BPD) (BPD) MMPCD MMPCD % (hrs.) (bpd) (bpd) MMPCD
02-Abr-09 105 1302 1288 0.16 1.10 6 1201 87 0.16 22
10-Abr-09 105 1318 1304 0.37 1.10 6 1201 103 0.37 51
16-Abr-09 105 1236 1177 0.39 4.80 6 1201 -24 0.39 59
23-Abr-09 105 1285 1285 6 1201 84 0.00 0
28-Abr-09 105 1285 1211 0.37 5.80 6 1264 -53 0.37 54
30-Abr-09 105 1483 1412 0.41 4.80 6 1264 148 0.41 52
Qo , RGA %W ?

Introducción de Datos de Viscosidad
•  Para ajustar la viscosidad del

aceite es necesario tener dos
valores de la viscosidad del
aceite muerto para diferentes
temperaturas.
Seleccionar la correlación que
mas se ajuste a los valores de
viscosidad medidas

Introducción de Datos de Viscosidad
•  Para ajustar la viscosidad del ACTIVO INTEGRAL BELLOTA - JUJO (ÁREA BELLOTA)
aceite es necesario tener dos EX P L O R A C IÓ N Y PR OD U C C IÓ N

COORD. DE OPERACIÓN DE POZOS E INSTALACIONES DE EXPLOTACIÓN
R E GIÓ N SU R LABORATORIO CENTRAL COMALCALCO
valores de la viscosidad del INFORME DE RESULTADOS DE ANALISIS DE CARACTERIZACIÓN DE ACEITE CRUDO
aceite muerto para diferentes No. DE REGISTRO:

No. DE INFORME:
2827
IR02 /071/ 2009
temperaturas. FECHA DE EMISIÓN:

DESTINATARIO:
23/03/2009
COORD. DE OP´N DE POZOS E INSTAL. DE EXPLOTACIÓN Y OTRAS COORD. DEL ACTIVO
DATOS DE LA MUESTRA
Seleccionar la correlación que DESCRIPCIÓN DE LA MUESTRA:

FECHA DE MUESTREO: 21/03/2009
Tecominoacan 105
mas se ajuste a los valores de FECHA DE RECEPCIÓN:

FECHA DE ANÁLISIS:
22/03/2009
23/03/2009
viscosidad medidas
PROPIEDADES FISICAS MÉTODO UNIDAD RESULTADO
Variación de la viscosidad con la presión PESO ESPECÍFICO A 20/4°C (ASTM D 1298 - 90) 0.838
T = 309ºF GRAVEDAD API A 60/60°F (ASTM D 1298 - 91) 36.75
Presión Viscosidad VISCOSIDAD SAYBOLT A 37.8°C (100°F) (ASTM D 88 - 92) SSU 37.81
(psia) cp VISCOSIDAD SAYBOLT A 54.4°C (130°F) (ASTM D 88 - 92) SSU 35.16
9720 0.278 VISCOSIDAD CINEMÁTICA A 37.8°C (100°F) (ASTM D 445 - 95) CTS 3.59
9015 0.264 VISCOSIDAD DINÁMICA A 37.8°C (100°F) (ASTM D 445 - 95) CP 2.95
8065 0.248 TEMPERATURA DE CONGELACIÓN (ASTM D 97 - 93) °C *
7085 0.232 AGUA POR CENTRIFUGACIÓN (ASTM D 4007 - 95) % EN VOLUMEN 2.00
6070 0.217 SEDIMENTO POR CENTRIFUGACIÓN (ASTM D 4007 - 95) % EN VOLUMEN 0.00
4990 0.197 AGUA POR DESTILACIÓN (ASTM D 4006 - 95) % EN VOLUMEN 2.00
3985 0.176 SALINIDAD (UOP 22 - 58) LMB 27.84
3335 0.192 AZUFRE TOTAL ASTM D 4294 - 95) % EN PESO 1.02
2925 0.205 CARBÓN RAMSBOTTON (ASTM D 524 - 95) % EN PESO 0.90
2660 0.215 CARBÓN CONRADSON (ASTM D 189 - 95) % EN PESO 1.28
2352 0.232 PARAFINA TOTAL (UOP - 46 - 64) % EN PESO 3.52
2012 0.247 FACTOR DE CARACTERIZACIÓN (UOP - 375 - 86) 11.70
1713 0.262 ASFALTENOS EN HEPTANO (ASTM D 3279 - 90) % EN PESO *
1112 0.307 ANALIZA

LIGERO SUPERVISA
AUTORIZA.
CRUDO : BASE INTERMEDIA
ANALIZA.
645 0.362 _________________________________ _________________________________
_______________________________ ________________________________
TEC. GEORGINA LÓPEZ TORRES ING. LEANDRO VIDAL CORTÉS
MARÍA I. AVALOS CARAVEO TEC. GEORGINA LÓPEZ TORRES
AUTORIZA
________________________________
ING. LEANDRO VIDAL CORTÉS
Calibración de Datos
•  Seleccionar
Advanced
Calibration Data
•  Dar clic en una de

las tres opciones
según se requiera.
•  Dar clic en OK.
•  Crear una carpeta

destinada para este
modelo y guardar.

Guarda modelo
•  Crear una carpeta destinada para este modelo y guardar.

Contenido
Ajuste de RPFF
Estimación de IP
Barra de herramientas

Construcción del modelo
Utilizando los objetos de la barra de

herramientas, construir el modelo como se
muestra a continuación:
•  Yacimiento
•  Nodal Analysis Point
•  Connector
•  Node
•  Tubing
•  Choke
•  Conector
•  Node
•  Flowline
Al inicio los objetos aparecerán con un recuadro rojo, lo cual indica que no se han especificado los
datos básicos para definir a cada uno de ellos; al introducir la información solicitada en cada objeto,
dichos recuadros desaparecerá.
Modelo de Yacimiento
•  Doble clic en el icono del yacimiento .

•  Introducir los datos de presión y temperatura estática de yacimiento correspondientes a la fecha en que
se ajustara el modelo.
•  En IPR Model seleccionar Well IP.

600
550
pws pwf
500
450
PRESIÓN (Kg/cm2)
400
350
300
281.26
281.20 272.19
250 258.61
242.00
200
173.00
150
100
50
0
jul-‐98 ago-‐99 oct-‐00 nov-‐01 dic-‐02 ene-‐04 feb-‐05 mar-‐06 abr-‐07 jun-‐08 jul-‐09 ago-‐10 sep-‐11
TIEMPO (Meses)
P yac ?
T yac ?
•  Doble clic en el icono del yacimiento .

•  Introducir los datos de presión y temperatura estática de yacimiento correspondientes a la fecha en que
se ajustara el modelo.
•  En IPR Model seleccionar Well IP.

Modelo de Tubería
•  Doble clic en Tubing.
•  Seleccionar “Detailed Model” donde se cargará la información referente al estado mecánico
del pozo (desviación, perfil geotérmica, configuración de la tubería y equipo de fondo).
•  En la pestaña “Deviation Survey” se introduce la desviación del pozo (profundidad
verticalizada y medida)
•  En la pestaña “Tubing Configurations” se introduce el estado mecánico
•  En la pestaña “Downhole Equiment” se introduce el equipo en el pozo

Modelo de Tubería
En la pestaña “Deviation Survey” se introduce la desviación del pozo

(profundidad verticalizada y medida); tiene 200 puntos disponibles; es
necesario introducir dos columnas y la tercera es calculada según la
información disponible.
Profundidad
El calculo dependent
Desarrollada Ver2cal
m m paramenter va a
0 0 depender de la
3324 3323 información que se tenga
3550 3549
por lo cual se requieren
3850 3849
4200 4197 dos variables
4500 4496
5000 4994
5432 5424
MD TVD Angle
X X ?
X ? X
? X X

Modelo de Tubería
En la pestaña “Deviation Survey” se introduce la desviación del pozo (profundidad

verticalizada y medida); tiene 200 puntos disponibles; es necesario introducir dos
columnas y la tercera es calculada según la información disponible.
Summary/ Schematic

Datos de Temperatura
•  Dar clic en “Geothermal Survey” se refiere a la temperatura ambiental, si no se

cuenta con la información detallada se usan, generalmente, dos datos, el de
temperatura ambiental a nivel de superficie y el de temperatura de yacimiento a
nivel medio de los disparos (NMD). Nótese que el coeficiente de transferencia de
calor preestablecido es 2 BTU.

Datos de Estado Mecánico
•  En la pestaña “Tubing Configurations” se introduce el estado mecánico tan

detallado como se requiera.
TP 3 1/2” 12.7# 0-780 m

TP 3 1/2” 9.2 # 780-1585 m
TR 7 5/8” 26#
TP 2 7/8” -6.4# 3433 - 3453 m

TR 5” 15# 3478- 4400 m
Cambios de TP
Cambios de TR
Camisa
Puntos de inyección


/Help
/Search
/Tubing/Casing Tables


TP 3 1/2” 12.7# 0-780 m

TP 3 1/2” 9.2 # 780-1585 m
TR 7 5/8” 26# 0- 1585 m
TP 2 7/8” 6.4# 1586-3433 m

TR 7 5/8” 26# 1585-3478 m
Camisa 6.4# 3433 - 3434 m
TP 2 7/8” -6.4# 3433 - 3453 m

TR 5” 15# 3478- 4400 m
TR 5” 4400-5375 m

•  En la pestaña “Downhole Equipment” se adicionan herramientas al estado

mecánico, como válvulas de inyección de gas, válvula de tormenta o
estranguladores de fondo, si aplica.

Modelo de estrangulador
•  Luego, para cargar los datos del estrangulador, doble clic el icono respectivo e
introducir del diámetro del mismo y seleccionar las correlaciones deseadas para
flujo subcrítico y crítico.

Modelo de Línea de Flujo
•  Luego, hacer doble clic en los íconos del bajante y de la línea de flujo y capturar
datos referentes a las características de dichas tuberías (diámetro interno, longitud,
perfil topográfico, rugosidad interna de la tubería, etc) .

Contenido
Ajuste de RPFF
Estimación de IP
Carga de Datos de RPFF
•  Usando los datos de medición de producción correspondientes a la fecha del

último registro de presión de fondo fluyente (RPFF) disponible del pozo en
estudio carga de datos:
•  En el menú principal ir a “Data/Load Add Measured Data”; capturar datos

medidos de presión-temperatura del RPFF:
Ingeniería Aplicada ONEPRO 4

Contenido
Ajuste de RPFF
Estimación de IP
•  En el menú principal, seleccionar “Operations, Pressure Temperature/Profile”.

•  Introducir la presión de salida del sistema y el gasto del fluido. Una tercera
variable será la incógnita (en este caso “inlet pressure” correspondiente a la
presión estática de yacimiento Pws).
•  Seleccionar la gráfica del perfil “Elevation vs Temperature”.

•  Al correr el modelo, se genera la curva de perfil “Elevación vs Temperatura” la

cual se puede ajustar con el coeficiente de transferencia de calor que se encuentra
en el icono de la tubería en el diagrama mecánico.

Contenido
Ajuste de RPFF
Estimación de IP
Seleccionar correlación
•  Una vez ajustado el perfil de temperatura lo siguiente es seleccionar la correlación

de vertical que mejor reproduzca las caídas de presión a través de la tubería
vertical.
•  En el menú principal ir a la opción “Operation/Flow Correlation Matching” y

seleccionar las correlaciones que se deseen verificar (correspondientes al tipo de
tubería y fluidos que se esta modelando).


Los factores de colgamiento y de

fricción referentes a la correlación
de flujo vertical que se encuentran
en la opción “Setup / Flow
Correlations” y la rugosidad de la
tubería, para ajustar las caídas de
presión a través de la tubería
vertical.


ACTUALIZACION DE PRESIONES
PRESION PRESION PRESION PRESION PRESION PRESION PRESIÓN MOVIMIEN
ESTRANGULADOR FECHA
MIN TP2 MÁX TP2 PROM TP2 MIN TR2 MÁX TR2 PROM TR2 LE TOS
2 2
TP1 80/64" Y TR 1/2" 01/04/2009 (Kg/cm
11 ) 19 15 (Kg/cm
11 ) 19 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 02/04/2009 12 19 15 12 19 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 03/04/2009 10 14 12 10 14 12 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 04/04/2009 10 20 15 10 20 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 05/04/2009 11 19 15 11 19 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 06/04/2009 11 19 15 11 19 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 07/04/2009 11 19 15 11 19 15 8
TP1 80/64" Y TR 1/2" 08/04/2009 11 19 15 11 19 15 8
TP1 80/64" Y TR 1/2" 09/04/2009 11 17 14 11 17 14 8
TP1 80/64" Y TR 1/2" 10/04/2009 12 18 15 12 18 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 11/04/2009 11 20 15 11 20 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 12/04/2009 12 18 15 12 18 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 13/04/2009 11 20 16 11 20 16 9

•  Para este ejemplo, la correlación de Hagedorn and Brown fue la que mejor
reprodujo las presiones medidas.

Seleccionar la Correlación de Ajuste
•  Una vez seleccionada la correlación, ir al menú principal Setup/Flow

Correlations y seleccionar para flujo vertical la correlación que ajustó (Hagedorn &
Brown)

•  Regresar a la opción “Operation/Pressure-Temperature Profile” y correr el perfil

de “Pressure/temperatura Profile”

•  De esta manera se genera el perfil de presión a través del pozo (línea de

descarga, estrangulador, tubería vertical y terminación) de ser necesario,
asumiendo que los datos de gastos de aceite, gas y agua usados para el ajuste
son correctos, para refinar el ajuste del perfil de caídas de presión a través de
cada uno de estos elementos, se pueden modificar:

Contenido
Ajuste de RPFF
Estimación de IP
Contenido
Ajuste de RPFF
Estimación de IP
•  Activar nodo en cabeza
•  Activar la línea de descarga
•  Activar el estrangulador
•  Ir al menú del estrangulador
•  Seleccionar la correlación
•  Introducir el diámetro del estrangulador

•  Activar la línea de descarga

•  Activar el estrangulador Diametro Equivanete
A1
•  Ir al menú del estrangulador Aeq = A1 +A2
•  Seleccionar la correlación πD
2
eq
2
/2 = πD 1 / 4 + πD
2
2 /4
• Introducir el diámetro del estrangulador 2 2
D eq = D 1 - D 2
2
2 2 A2
Deq =√ D 1 - D 2
D1 (plg) = 1/2
D2 (plg) = 3/8
0.6250
A3
ACTUALIZACION DE PRESIONES
PRESION PRESION PRESION PRESION PRESION PRESION PRESIÓN MOVIMIEN
ESTRANGULADOR FECHA
MIN TP2 MÁX TP2 PROM TP2 MIN TR2 MÁX TR2 PROM TR2 LE TOS
2 2
TP1 80/64" Y TR 1/2" 01/04/2009 (Kg/cm
11 ) 19 15 (Kg/cm
11 ) 19 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 02/04/2009 12 19 15 12 19 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 03/04/2009 10 14 12 10 14 12 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 04/04/2009 10 20 15 10 20 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 05/04/2009 11 19 15 11 19 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 06/04/2009 11 19 15 11 19 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 07/04/2009 11 19 15 11 19 15 8
TP1 80/64" Y TR 1/2" 08/04/2009 11 19 15 11 19 15 8
TP1 80/64" Y TR 1/2" 09/04/2009 11 17 14 11 17 14 8
TP1 80/64" Y TR 1/2" 10/04/2009 12 18 15 12 18 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 11/04/2009 11 20 15 11 20 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 12/04/2009 12 18 15 12 18 15 9
TP1 80/64" Y TR 1/2" 13/04/2009 11 20 16 11 20 16 9

•  Ir a operations
•  Seleccionar Nodal Analysis
•  Introducir Outlet Pressure
•  Clic en Run Model




Contenido
Ajuste de RPFF
Estimación de IP
Estimación de IP
•  Activar nodo en fondo

•  Ir al menú modelo de yacimiento
•  Seleccionar el modelo de IPR
•  Introducir parámetros del modelo de IPR

Estimación de IP
•  Activar nodo en fondo

•  Ir al menú modelo de yacimiento
•  Seleccionar el modelo de IPR
•  Introducir el diámetro del estrangulador

Estimación de IP

Ajuste de producción

PIPESIM.-simulación Estática de Pozos

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Metodología de Productividad

SUBDIRECCIÓN TÉCNICA DE EXPLOTACIÓN

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Comprende el recorrido de los fluidos desde el radio de drene del pozo

• Comprende 4 elementos claramente identificados:

• Presión de Entrada: Pws

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Balance de Energía en el Sistema

• Características propias de cada componente

La capacidad de producción de un sistema responde a un balance de

Pws – Psep : ΔP1 + ΔP2 +ΔP3 +ΔP4

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Δp1 = Pérdidas de presión en el medio poroso.

Pwf Pwsf Pws

Δp2 = Pwfs - Pwf Δp1 =Pws - Pwsf

INGENIERIA APLICADA ONEPRO

El procedimiento consiste en seleccionar un punto de división o nodo en el pozo y dividir el sistema en

1. El gasto en la entrada es igual al gasto en la salida.

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Δp2 = Pwf - Pth

Δp1 = Pérdidas de presión en el yacimiento (10-50 % )

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Balance en el Fondo del Pozo

Nodo localizado en el fondo del pozo:

ΔP2 = Pwf - Pwh Presión de llegada: Pwf (oferta) = Pws - ΔP1

Condición Q constante en el sistema

ΔP1 = (Pws - Pwf)

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Curva de oferta (Inflow)

INGENIERIA APLICADA ONEPRO

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Curva de oferta (Inflow)

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Análisis de pozos en condiciones de flujo.

Típica condición de flujo Cambio de estrangulador

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Análisis de pozos en condiciones de abatimiento.

Pozos inestable Pozos abatido

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Construcción de Ajuste de perfil

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Construcción de Ajuste de perfil

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Datos de registro Datos medición

MICRO SMART SYSTEM DE MEXICO S. D R.L. DE C.V.

GASTO DE ACEITE (BPD)

GASTO DE GAS (MMPCD)

REGISTRO A POZO FLUYENDO

Prof. Presión Temp. Temp. Gradiente

1 0 267.742 18.825 110.42 43.569 ---------

Ingeniería Aplicada ONEPRO

Ajuste de Modelo de fluidos

Ajuste de Perfil de Temperatura

Ajuste de Perfil de Presión

Datos del campo para el análisis de laboratorio

Fecha med. Pws: 21-Abr-84

ºAPI= Peso Densidad

•  Comprende 4 elementos claramente identificados:

•  Presión de Entrada: Pws

•  Características propias de cada componente

1. El gasto en la entrada es igual al gasto en la salida.

•  Dar clic en PIPESIM

•  Dar clic en Setup

•  Para ajustar la viscosidad del

•  Dar clic en una de

•  Dar clic en OK.

•  Crear una carpeta

•  Crear una carpeta destinada para este modelo y guardar.

•  Doble clic en el icono del yacimiento .

•  Doble clic en el icono del yacimiento .

•  Dar clic en “Geothermal Survey” se refiere a la temperatura ambiental, si no se

•  En la pestaña “Tubing Configurations” se introduce el estado mecánico tan

•  En la pestaña “Tubing Configurations” se introduce el estado mecánico tan

•  En la pestaña “Tubing Configurations” se introduce el estado mecánico tan

•  En la pestaña “Downhole Equipment” se adicionan herramientas al estado

•  Usando los datos de medición de producción correspondientes a la fecha del

•  En el menú principal ir a “Data/Load Add Measured Data”; capturar datos

•  En el menú principal, seleccionar “Operations, Pressure Temperature/Profile”.