Category Archives: Ingenieria de Produccion de Petroleo
PRODUCTION ANALYSIS OF OIL RESERVOIRS
PRODUCTION ANALYSIS. Production analysis started with empirical relationships exactly where Well Test Interpretation stopped. In the 1920’ PA started with Arnold and Cutler, Who implemented empirical relations for economic purpose but with no physical relation to actual reservoir engineering. The objective was more or less to find the right scale, draw a straight line and extrapolate.
Things improved marginally with Arps in the 1940’s, with the formulation of constant pressure exponential, hyperbolic and harmonic decline responses: The first log-log, well test style type-curves came with Fetkovich in the 1970’s, still assuming constant flowing pressure at a time where the well test community was moving towards superposition/convolution of the flow rates.
FETKOVICH DECLINE TYPE-CURVES
The superposition and derivative came ten years later, with the work of Blasingame et al. When a new presentation was proposed, with normalized rate pressure instead of normalized pressure rate values: At this stage, Production analysis had, in theory, caught up with PT methodology. In reality, day to day Production analysis remained, until recently, constrained to the “old” tools implemented to serve production databases. Basically, look at the rates, not at the pressures, hence missing the corrective factor to perform a rigorous diagnostic of the data. When forward thinking people wanted to use both pressure and rate for analysis of the production responses, they would enter the data in a well test analysis package. But this approach had inherent errors as assumptions made in well test interpretation are not necessarily valid or appropriate over production time scales.
The move to modern Production analysis and corresponding commercial is recent. It came from the dual requirements of performing classic decline analysis on a personal computer (PC), and permanent surface and downhole pressure gauges, making real analysis using both production and pressure data.
PERMANENT DOWNHOLE GAUGES:
With the increasingly frequent installation and use of permanent downhole gauges(PDG) and other measuring instruments we are receiving data at a high acquisition rate and over a long time interval. Put crudely, If we multiply high frequency by long duration we get a huge number of data points; typically 20 million,
TYPICAL PERMANENT DOWNHOLE GAUGE
not sometimes up to 300 million. Conversely, the number of data points needed for an analysis is much less. They are of two types:
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Low frequency data for production analysis and history matching. If rates are acquired daily, a pressure point per hour will do. This means less than 100,000 points for ten years.
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High frequency data or Pressure Transient Analysis. Assuming 100 build-ups wih 1000 points extracted on a logarithmic time scale for analysis coincidentally this is another, albeit different, 100,000 points.
So even for the largest data sets, 200,000points are plenty to cope with the required processing, for instance, two orders of magnitude less than the median size of the actual raw data set, unlike the size of the raw data, 200,000 points is well within the processing capability of today’s PC. But we need some smart filtering algorithms to obtain these points.
WELLBORE STORAGE AND SKIN FACTOR
WELLBORE STORAGE AND SKIN. In most cases the valve used to open the well and shut it in is not exactly at sandface level. In most cases it will be at surface. Even in the case of downhole shut in there is always a volume that will act as a cushion between the sandface and the valve. As a result, wellbore dynamics create a time lag between the sandface and the surface, or the valve, or the choke. This is what we generally call wellbore storage.
Let us take the case of a well opened and shut in at surface. When you open the well the initial surface production will be coming from the decompression of the fluid trapped in the wellbore. In the initial seconds or minutes of the flow the sandface will not even “know” that the well is opened and the sandface rate will remain virtually zero. Naturally, at some stage we get to a mass equilibrium, for example, this sandface mass rate reaches the surface mass rate. This is the time of the end of the wellbore storage. Conversely, if the well in shut in at surface, the surface rate will go immediately to zero while the sandface does not know about it.
WELLBORE STORAGE AND SKIN FACTOR IN A HOMOGENEOUS RESERVOIR
The time of wellbore storage will be this transition time between the effective shut-in time and the time at which the reservoir stops flowing into the well.
There are two main types of wellbore storage. The first one is modeled by the compression or decompression of the wellbore fluid in the wellbore volume. The second type of wellbore storage is linked to the rise of the liquid level present in the wellbore.
SKIN:
The skin effect quantifies the difference between the productivity of a well in an ideal case and its effective productivity in reality.
- If after drilling, completion, cementing and perforating, the pressure drop for a given production into the wellbore is identical to the one you would forecast in the ideal case for the same geometry, the skin is zero.
- Very often, the reservoir near the wellbore had been invaded and the effective permeability around the well is lowered, thus a higher pressure drop results for a given production. The skin is then positive.
- Conversely, a stimulated well will have better productivity, hence a lower pressure drop for a given production. The skin is then considered negative.
Skin may not be constant in time. During the initial “Clean-up” period in a well test, skin has a tendency to reduce. Conversely, over long period of times, completed wells may get damaged reducing productivity, hence an increasing skin.
We will consider that a well has a constant skin when the additional pressure drop is proportional to the sandface rate. The skin is a dimensionless factor representative of a pressure change, and integrates the same coefficients as the one in Darcy’s law.
SKIN FACTOR EQUATION
COMPONENTS OF CHRISTMAS TREE ON WELL
Although not part of subsurface equipment , the Christmas tree is usually the first component encountered by a workover/completion crew. The Christmas tree is a series of valves, flanges, choke body and connectors that allow the controlled flow of produced fluids.
Applications usually dictate what type of Christmas tree will be needed. There are many different designs and complexities of Christmas trees. Simple units, such as a pump jack setup, may consist of a stuffing box with
CHRISTMAS TREE COMPONENTS
no valves. Complex tress may have numerous master and wing valves. Factors taken into account in tree design include pressure, surface environment and temperatures, other types of produced fluids, down hole envoronment, fluid temperatures and economics.
The tree should be lubricated on a regular schedule. Good maintenance minimizes complications during production. It also leads to smoother repair and removal.
The basic components of the Christmas tree include the following:
- PRESSURE GAUGE: Pressure gauges allow well pressures to be monitored. Tubing pressure and casing or annular pressures are monitored with these gauges.
- GAUGE FLANGE (CAP): Provides a seal for the top of the tree and has provisions for a pressure gauge. When this flange is removed, it provides access to the tubing.
- CROWN VALVE (SWAB VALVE): The crown valve is used to shut off pressure and allow access to well for wireline, coil tubing, workover, etc, units to be rigged up.
- FLOW TEE (CROSS, TEE): The flow tee is used so that tools may be run into the hole while allowing production to the flow line.
- WING VALVE: A wing valve is used to shut off the well for most routine operations. These are the easiest to replace in case of damage or cutting out of the valve.
- CHOKE: The choke controls the amount of flow desired from the well.
- MASTER VALVES: master valves are the main shut off valves. They are open most vof the well’s life and are used as little as possible, especially the lower master valve.
- TUBING HANGER: A tubing hanger suspends or supports the tubing string, seals off the casing annulus, and allows flow to the Chirstmas tree.
- CASING VALVE: The casing valve gives access to the annulus between tubing and casing.
- CASING HANGER: A slip and seal arrangement that suspends, and seals off, the casing in the casing bowl.
- CASING: Casing is a pipe string that supports the wellbore to prevent it from caving in and prevents communication from one zone to another.
- TUBING: A pipe string that contains and allows the flow of fluid produced by the formation.
During a rig move in and rig up, extremme care must be taken not to damage the tree. Carelessness at this point could prove fatal to rig and/ or personnel.
CONSTRUCCION DEL POLIDUCTO TUXPAN EN MEXICO
La construcción de un poliducto de 18 pulgadas de diámetro y alrededor de 103 kilómetros de longitud de Cima de Togo, estado de Hidalgo a Venta de Carpio, Estado de México, hara que incremente la capacidad del sistema de almacenamiento y distribución Tuxpan-México y se garantizará el suministro de combustibles al centro del país al menor costo.
Este poliducto que forma parte del Plan de Infraestructura del Gobierno Federal, es el primero que se construye en nueve años.
ETAPA DE CONSTRUCCIONDEL POLIDUCTO TUXPAN
Para la construcción del ducto se requerirán 107 mil 448 metros de tubería, equivalentes a 8 mil 954 piezas de 12 metros de longitud. Este tipo de inversiones de Petróleos Mexicanos impulsan la ejecución de obra pública y propicia la participación de la industria de la construcción local y regional, lo que coadyuvará a la generación de empleos, con la consecuente derrama económica en la zona.
PEMEX Refinación, a través de una Licitación Pública Internacional invitó a empresas a participar en el concurso para llevar a cabo dicho proyecto. En este concurso participaron 12 compañías nacionales e internacionales, cuyo ganador fue la empresa ARB Arendal, S. de R.L. de C.V. al presentar la oferta más conveniente para Petróleos Mexicanos.
En México, el 61 por ciento de los hidrocarburos se transporta por ductos.
POLIDUCTO TUXPAN
Se estima que el costo de trasladar petrolíferos por ducto es 15 veces menor al de transportarlos por auto tanque.
OBJETIVOS:
- Aumentar la capacidad de transporte por ducto de 70 a 140 mil barriles diarios de petrolíferos que llegan al puerto de Tuxpan, Veracruz, principalmente vía importaciones y se transportan a la ciudad de México
- Operar en forma eficiente y segura.
- Reducir los costos de abastecimiento a la Zona Metropolitana del Valle de México. (ZMVM), al sustituir medios alternos más costosos, lo que representa un ahorro de 146 Millones de dólares en promedio anualmente.
BENEFICIOS:
Se mejorará el suministro de productos a la Ciudad de México de los productos que llegan al puerto de Tuxpan. Al finalizar el primer mes del 2011 se tuvo en construcción el 76 por ciento .Es importante mencionar que en noviembre de 2010, se puso en operación el primer tramo de este ducto, permitiendo un incremento de 10 mil barriles por día de producto.
RECUPERACION Y PRODUCCION DE CRUDO PESADO
CRUDO PESADO. El conocer las propiedades de los fluidos pesados es fundamental para decidir los métodos de extracción, producción y procesamiento de un campo. Las pruebas de laboratorio brindan información acerca de los atributos termodinámicos y físicos de las reservas de crudo pesado de una compañía. Sin embargo, el equipo de laboratorio debe ser capaz de recrear condiciones de presión, volumen y temperatura representativas del subsuelo durante la recuperación.
A medida que disminuye el suministro global de crudos livianos y medianos, los depósitos de crudos pesados cobran importancia, y las compañías petroleras inevitablemente comienzan a considerar los costos y la logística para desarrollar esos campos- se hacen mas costosos y dificil de continuar-. En latinoamerica hay ciertos paises que poseen una porción muy importante de los yacimientos mundiales de crudos pesados. Estos ya se explotan exitosamente en la Faja Petrolífera del Orinoco de Venezuela, y Colombia.
El conocimiento de las propiedades de los fluidos pesados es fundamental para decidir los mejores métodos de extracción, producción y procesamiento de un campo.
Los elementos clave para una operación exitosa con crudo pesado son varios. Se debe considerar la cadena de valor completa desde el campo productor hasta el transporte, la comercialización, el mejoramiento y la refinación de este petróleo. Para lograr una recuperación óptima y éxito económico es de mejorar y optimizar las operaciones de manera constante. Todas estas tareas deben ser dirigidas en una forma tal que cumplan con los estándares y expectativas ambientales.
INYECCION DE AGUA:
La inyección de agua puede ser aplicada en algunos yacimientos de crudo pesado donde los procesos de recuperación mejorada de petróleo no son técnica o económicamente posibles. Sin embargo, la inyección de agua para la extracción de crudo pesado mejora marginalmente la recuperación final (de 2% a 20%, con respecto a
WATER INJECTION
la recuperación primaria) en comparación con la recuperación mejorada. Para considerar su aplicación, los factores clave son la viscosidad del crudo, la heterogeneidad de la permeabilidad, así como la continuidad de estratos de alta permeabilidad dentro del yacimiento. La viscosidad afecta fuertemente el escape de burbujas de agua (water fingering) por causa de inestabilidades viscosas y, a su vez, la recuperación final. De forma similar, si un yacimiento tiene un alto grado de variación en la permeabilidad, así como continuidad de estratos de alta permeabilidad entre pozos, la recuperación será afectada de forma adversa y la inyección de agua podría no ser factible.
Buena parte de la recuperación de petróleo ocurre con altos porcentajes de corte de agua. Sin embargo, la inyección de agua puede ayudar a mantener la productividad del pozo y los resultados pueden ser impresionantes si se presentan condiciones favorables en el yacimiento.
RECUPERACION PRIMARIA:
La recuperación primaria se puede aplicar para petróleo de gravedad API muy baja o alta gravedad especifica. Por lo general, es el método preferido, si resulta económico. Los factores clave para tener una producción primaria exitosa son la energía del reservorio (presión del reservorio y cantidad de gas disuelto) y la movilidad del petróleo (permeabilidad/viscosidad del aceite).
IMYECCION DE VAPOR:
Las técnicas de recuperación mejorada pueden aumentar significativamente la recuperación final. En algunos casos, como las arenas bituminosas en Athabasca, Canadá, este método puede ser utilizado cuando la
VAPOR INJECTION
producción primaria no es factible. Sin embargo, la recuperación mejorada involucra inversiones y gastos operativos muy superiores a los requeridos por la producción primaria o la inyección de agua.
El proceso de inyección de vapor es una de las técnicas dominantes en la recuperación mejorada de la extracción de petróleo pesado. Por lo tanto, la discusión en este trabajo se concentrará en la recuperación mejorada por inyección de vapor. Con el desarrollo del petroleo pesadom la tecnologia de inyeccion de vapor para la recuperacion desempeña un papel importante cadda vez. Sin embargo, para los yacimientos horizontales, la heterogeneidad del deposito o reservorio petrolifero afectara seriamente el efecto de absorcion de vapor. causa la diferente efecto de permeabilidad y la disparidad de capacidad de liquidos. La practica ha demostrado que la inyeccion de vapor convencional en la seccion horizontal, la succion de vapor desiguales, los pozos de calor es corta, el fenomeno de la utilizacion es muy bajo, reducir el efecto de desarrollo.
