Ingeniería de Petróleos · 2021
Desarrollo de un software pedagógico para la optimización de producción en pozos petroleros horizontales, verticales y desviados con flujo natural
Este trabajo de investigación presenta una propuesta de software pedagógico para la optimización de producción en pozos verticales, horizontales y desviados para los estudiantes de pregrado de Ingeniería de Petróleos. El programa está diseñado de una forma didáctica e intuitiva para facilitar el aprendizaje y entendimiento por parte de los estudiantes, incorporando ayudas visuales como gráficos 2D, diagramas de pozos y correlaciones tanto empíricas como analíticas que guiarán al usuario en la compresión de los fenómenos físicos que ocurren en un sistema de producción. El software se compone de una serie de módulos que siguen una secuencia, pasando por cada una de las fases en un proceso de optimización de producción, desde el cálculo del survey de desviación para un pozo desviado, hasta la obtención del punto óptimo de operación del pozo a través de la técnica de análisis nodal. De esta manera, los estudiantes podrán contar con una herramienta interactiva que supone una alternativa a los tradicionales métodos de aprendizaje en las asignaturas de productividad de pozos y métodos de producción, permitiéndoles analizar problemas con un enfoque real. OilPro es un software pedagógico que se implementó con la intención de servir como herramienta de acompañamiento para así mejorar la comprensión por parte del estudiante del proceso real de cómo se elabora la optimización de un pozo, permitiendo la realización de un análisis más detallado de los resultados con datos reales y evitar centrarse en solo realizar cálculos repetitivos.
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Contenido
- Introducciónp. 16
- 1. Objetivosp. 18
- 1.1 Objetivo Generalp. 18
- 1.2 Objetivos Específicosp. 18
- 2. Marco referencialp. 19
- 2.1 Propiedades de los fluidos del yacimientop. 19
- 2.1.1 Propiedades del aceitep. 20
- 2.1.2 Propiedades físicas del gasp. 26
- 2.1.3 Propiedades físicas del agua de formaciónp. 33
- 2.2 Predicción de la temperatura y transferencia de calor en el pozop. 38
- 2.3 Comportamiento de influjo del yacimientop. 39
- 2.3.2 Correlaciones IPR (Curvas IPR) para pozos verticalesp. 40
- 2.3.3 Correlaciones IPR para pozos horizontalesp. 47
- 2.4 Flujo multifásico en tuberíasp. 59
- 2.4.1 Consideraciones teóricas y conceptos de flujo multifásicop. 60
- 2.4.2 Definiciones de variables y parámetros de flujo multifásicop. 65
- 2.4.3 Patrones de flujop. 69
- 2.4.4 Correlaciones para flujo multifásicop. 73
- 3. Optimización de la producciónp. 76
- 3.1 Sistema de producción de un pozop. 77
- 3.1.1 Tipos de nodosp. 79
- 3.2 Selección del nodop. 80
- 4. Manual técnico del softwarep. 83
- 4.1 Requerimientos técnicosp. 83
- 4.1.1 Requerimientos mínimos de hardwarep. 83
- 4.1.2 Requerimientos mínimos de softwarep. 83
- 4.2 Herramientas utilizadas para el desarrollo de OilProp. 84
- 4.3 Instalación de la aplicaciónp. 86
- 4.4 Diagrama de casos de usop. 89
- 5. Software pedagógico “OilPro”p. 91
- 5.1 Presentación del programap. 92
- 5.2 Validaciónp. 103
- 5.2.1 Surveyp. 104
- 5.2.2 Validación del módulo de propiedades de los fluidosp. 104
- 5.2.3 Validación del módulo de temperaturap. 109
- 5.2.4 Validación de curva IPRp. 111
- 5.2.5 Validación del módulo de caída de presiónp. 115
- 5.2.6 Validación del módulo de análisis nodalp. 116
- 5.2.7 Validación de un pozo horizontalp. 117
- 6. Conclusionesp. 124
- 7. Recomendacionesp. 125
- Referenciasp. 126
- Apéndicesp. 131
- Tabla 2. Validación Relación aceite-gas en soluciónp. 104
- Tabla 3. Validación del factor de volumétrico de formación del aceitep. 107
- Tabla 4. Errores promedio de las propiedades de los fluidosp. 109
- Tabla 5. Validación de temperaturap. 110
- Tabla 6. Validación de curva IPRp. 112
- Tabla 7. Validación de caída de presiónp. 115
- Tabla 8. Validación de análisis nodalp. 117
- Tabla 9. Validación del perfil de temperatura para un pozo horizontalp. 118
- Tabla 10. Validación de la caída de presión para un pozo horizontalp. 120
- Tabla 11. Punto óptimo de operación – caso pozo horizontalp. 122
- Figura 1. Relación aceite-gas en soluciónp. 22
- Figura 2. Factor volumétrico de formación del aceitep. 23
- Figura 3. Viscosidad del aceitep. 25
- Figura 4. Factor volumétrico de formación del gasp. 29
- Figura 5. Compresibilidad isotérmica del gasp. 30
- Figura 6. Viscosidad del gasp. 32
- Figura 7. Factor volumétrico de formación del aguap. 34
- Figura 8. Compresibilidad del aguap. 36
- Figura 9. Viscosidad del agua de formaciónp. 37
- Figura 10. Modelo de yacimiento para IPR horizontalp. 49
- Figura 11. Cálculo de parámetros V y n en la ecuación de Bendakhlia y Azizp. 50
- Figura 12. Geometría para ecuaciones de flujo en estado estacionariop. 55
- Figura 13. Curvas de IPR para flujo en estado estacionario con S = 0p. 57
- Figura 14. Geometría para la ecuación de Babu & Odehp. 58
- Figura 15. Patrones de flujo para tubería verticalp. 71
- Figura 16. Patrones de flujo en tubería horizontalp. 72
- Figura 17. Sistema de producción y pérdidas de presiónp. 79
- Figura 18. Nodos en un sistema de producciónp. 82
- Figura 19. Ejemplo del código fuente de OilProp. 85
- Figura 20. Descarga del instalador de OilProp. 86
- Figura 21. Extracción de los ficheros de la carpeta del instaladorp. 87
- Figura 22. Carpeta del instalador descomprimidap. 87
- Figura 23. Ventana de confirmación de instalaciónp. 88
- Figura 24. Instalación de OilProp. 88
- Figura 25. Ejecución del programap. 89
- Figura 26. Diagrama de casos de usop. 90
- Figura 27. Diagrama de flujo OilProp. 91
- Figura 28. Ventana de selección de la geometría del pozop. 93
- Figura 29. Interfaz principal de OilProp. 94
- Figura 30. Módulo para el cálculo del surveyp. 95
- Figura 31. Módulo de propiedades de los fluidosp. 96
- Figura 32. Ventana de resultados de propiedades de los fluidosp. 97
- Figura 33. Módulo de perfil de temperaturap. 98
- Figura 34. Perfil de temperaturap. 98
- Figura 35. Módulo de cálculo de la curva IPRp. 99
- Figura 36. Curva IPRp. 100
- Figura 37. Módulo de caída de presiónp. 101
- Figura 38. Perfil de presiónp. 102
- Figura 39. Tabla de datos – caída de presiónp. 102
- Figura 40. Módulo de análisis nodalp. 103
- Figura 41. Rso vs presiónp. 106
- Figura 42. Bo vs presiónp. 108
- Figura 43. Temperatura vs MDp. 111
- Figura 44. Curva IPRp. 114
- Figura 45. Caída de presiónp. 116
- Figura 46. Perfil de temperatura de un pozo horizontalp. 119
- Figura 47. Curva IPR de un pozo horizontalp. 120
- Figura 48. Caída de presión para un pozo horizontalp. 122
- Apéndice A. Ejercicio completo de análisis nodalp. 131
- Apéndice B. Propiedades físicas del aceitep. 134
- Apéndice C. Propiedades físicas del gasp. 147
- Apéndice D. Propiedades físicas del aguap. 150
- Apéndice E. Flujo multifásico: Ansarip. 152
- Apéndice F. Flujo multifásico: Beggs & Brillp. 159
- Apéndice G. Flujo multifásico: Hagedorn & Brownp. 162
- Apéndice H. Constantes de la ecuación de Chengp. 166
- Apéndice I. Manual del usuariop. 169