Metodología a para la Determinación n de la Correlación de Flujo Multifásico

Transcripción

1 Presentado por: Juan Carlos Brown Metodología a para la Determinación n de la Correlación de Flujo Multifásico a Usar en Líneas de Flujo Distrito Morichal 16 de Septiembre de 2002

2 Determinar la o las correlaciones de flujo multifásico horizontal, aplicable en las líneas de flujo de los Pozos Productores de Crudo, desde el Cabezal hasta la Estación n de Flujo. OBJETIVO

3 ANTECEDENTES Trabajo de grado: Determinación n de la Correlación n de Flujo Vertical Optima en Pozos en LAG en el Dtto Morichal, Diciembre Trabajo de grado: Análisis del Comportamiento de Presiones de los Sistemas de Producción n de Bitumen del Area de Cerro Negro de PDVSA-Bitor, Mayo 1999.

4 Se seleccionarán n pozos representativos de la Unidad, por ejemplo: Baja gravedad API. Alto Corte de Agua (BSW). Alta RGP (GOR). Alta Producción n de Arena. Alto Caudal (BPD). Flujo por cabezadas. Metodología Alta Presión n de Cabezal (THP).

5 Metodología Se elaborará un perfil real de presiones y temperaturas a cada pozo a estudiar, por al menos 24 horas, para esto será necesario: instalar registradores portátiles tiles de dichas variables, en el pozo, a lo largo de la tubería a y en la estación n de flujo. Se deberá realizar el levantamiento topográfico de las líneas l de flujo de cada pozo a estudiar. Se detallarán n las conexiones: Válvulas, V Codos, Reducciones, que estén n presentes entre el cabezal del pozo y su destino final.

6 Metodología Simultáneamente se probará cada pozo, también n por 24 horas, con énfasis en una precisa medición n de gas y líquido. l Se tomarán n muestras de fluido del pozo, durante el desarrollo de la prueba (3 por lo menos), cuyo análisis incluirá además s de API y %AyS (BSW), la medición n de viscosidad. Se medirá en forma continua la tasa de inyección n de diluente al pozo, durante el desarrollo de la prueba.

7 ARREGLOS NECESARIOS A NIVEL DE POZO Medición de Parámetros de Interés en el Cabezal del Pozo Medición de presión y temperatura a intervalos Regulares a través del recorrido de la línea de flujo REGIST DE TEMP REGIST DE PRESIÓN REGIST DE PRESIÓN REGIST DE TEMP REGIST DE PRESIÓN REGIST DE PRESIÓN CABEZAL DE POZO Medición de la Tasa de Inyección de Diluente Toma de muestras con análisis de API, %AyS y Viscosidad A LA ESTACIÓN DE FLUJO

8 ARREGLOS NECESARIOS A NIVEL DE ESTACIÓN N DE FLUJO REGIST DE TEMP Separador de Prueba GAS CONTADOR DE GOLPES AL DEPURAODR VIENE DEL POZO A LOS TANQUES REGISTRO DE GOLPES REGISTRADOR DE FLUJO DE GAS

9 Metodología Con la información n recolectada, se realizarán simulaciones usando las diferentes correlaciones de flujo horizontal multifásico existentes, por ejemplo: Xiao Et Al Beggs & Brill Duns & Ross Oliemans Duckler,, AGA & Flanigan Eaton Lockhart y Martinelli

10 Metodología La resultados de las simulaciones se compararán n con la data real, se seleccionará la correlación n o correlaciones que más m s se ajusten a la realidad. Presión Data Real Correlación n #1 Correlación n #2 Correlación n #3 Cabezal Separador Long.

11 Beneficios Mayor precisión n en el diseño o de líneas l de flujo para pozos nuevos. Determinación n de regimenes de flujo, pudiéndose evaluar las acciones para modificar uno no deseado. Insumo necesario, para desarrollo de redes de recolección, en caso que se inicie un crecimiento tipo Macollas (Clusters).

12 Beneficios Estimar capacidades máximas m de líneas l de flujo actualmente instaladas. Se mejorará la precisión n en los análisis nodales e integrales de producción n de pozos. Se tendrá una herramienta para evaluar problemas en pozos con alta presión n de cabezal, determinándose ndose posibles cuellos de botella.

13 Presentado por: Juan Carlos Brown Metodología a para la Determinación n de la Correlación de Flujo Multifásico a Usar en Líneas de Flujo Distrito Morichal 16 de Septiembre de 2002