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Optimización de la Producción mediante Análisis Nodal
CAPÍTULO I
El Sistema de Producción 1.1 El Sistema de producción y sus componentes El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las líneas de flujo en la superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracci extracción, ón, control control,, medició medición, n, tratam tratamiento iento y transpo transporte rte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos.
1.2 Proceso de producción El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. En la figura figura se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial. Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep. LINEA DE FLUJO
Pwh
Psep
PRESIÓN DE SALIDA: Psepara Pse parador dor (Pse (Psep) p)
P O Z O
Pwf
Pwfs
COMPLETACIÓN
Pws
PRESIÓN DE ENTRADA: Pestática Pest ática promed promedio io (Pws)
YACIMIENTO
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Recorrido de los fluidos en el sistema
Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo ( Ko.h), Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S ) y el fluido ofrezca resistencia al flujo ( o). Mientras mas grande sea sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo aumentando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.
Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobrecompactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf.
Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.
Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo.
En las siguientes figuras se presentan los componentes del sistema de una manera mas detallada así como el perfil de presión en cada uno de ellos.
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Componentes del Sistema y Perfil de presiones
La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado en el componente.
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1.3 Capacidad de producción del sistema. La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos hasta la superficie.
La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, Psep:
Pws ! Psep = Py + Pc + Pp + Pl Donde:
Py = Pws ! Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR). Pc = Pwfs- Pwf
= Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze).
Pp = Pwf-Pwh
= Caída de presión en el pozo. (FMT vertical).
Pl = Pwh ! Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)
Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del pozo, separador, etc.
Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida en la salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep.
Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo: 9
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Presión de llegada al nodo: Presión de salida del nodo:
Pwf (oferta) = Pws - Py ! Pc Pwf (demanda)= Psep + Pl + Pp
Psep
NODO
Pws
En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo: Presión de llegada al nodo: Presión de salida del nodo:
Pwh (oferta) = Pws ! py ! pc - Pp Pwh (demanda) = Psep + Pl
NODO
Psep
Pws
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Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo: Curvas VLP / IPR.
La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR ("Inflow Performance Relationships#) y la de demanda es la VLP ("Vertical Lift Performance#)
VLP
Pwf
IPR
qliq.
¿Como realizar el balance de energía?
El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica o gráficamente.
Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen, el ensayo y error es necesario ya que no se puede resolver analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el calculo de las P$s en función del caudal de producción.
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qo . o . Bo Ln ( re / rw ) 0 ,75 S
Pws
0 ,00708 Ko . h
Pyacimiento m
1
Z g . m . sen 144
(
g c
+
fm . m .Vm
- 14 . . Bo 2 . o .( 1 - 1 ) 2 , 30 . 10 rp rc . qo 2 2 2 Lp 2 TPP . h P
Pcompletación
2
2 g c .d
+
m . Vm 2 2 g c . Z
)
n
1
Z g . m . sen 144
Ppozo
Velocidad:
Vm
rc ) o . Bo .( Ln rp 0 ,00708 . 10 - 3 Lp . Kp
5 ,615 q B o o 86400 A t
(
g c
+
fm . m .Vm 2 g c .d
2
+
m . Vm 2 2 g c . Z
) Psep
Plínea
q RGP R B o s g
86400 A t
Densidad: m L H L g 1 H L
Donde: qo= o= re= rw= S= Ko= h= = o= rp= rc= Lp= Kp= TPP= hp= g= gc= g/gc= At= Z= m= = f m= Vm=
Tasa de producción, bbpd. Viscosidad, cps Factor volumétrico del petróleo, by/bn. Radio de drenaje, pies. Radio del pozo, pies. Factor de daño, adim. Permeabilidad efectiva al petróleo, md. Espesor de arena neta petrolífera, pies. Coeficiente de velocidad para flujo turbulento, 1/pie. Densidad del petróleo, lbm/pie3 Radio de la perforación, pulg. Radio de la zona triturada alrededor del túnel perforado, pulg. Longitud del túnel perforado, pies. Permeabilidad de la zona triturada, md. Densidad de tiro, tiros/pie. Longitud del intervalo cañoneado, pies. Aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg 2 Constante gravitacional, 32,2 pie/seg 2. lbm/lbf. Conversión de maas en fuerza, 1 lbf/lbm. Area seccional de la tubería, pie2. Longitud del intervalo de tubería, pies. Densidad de la mezcla multifásica gas-petróleo, lbm/pie3 Angulo que forma la dirección de flujo con la horizontal. Factor de fricción de Moody de la mezcla multifásica gas-petróleo, adim. Velocidad de la mezcla multifásica gas-petróleo,pie/seg.
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. qo TPP . h P
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Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan. La figura muestra el procedimiento paso a paso:
Como estimar la Capacidad de Producción del Sistema ? Pwh
LINEA DE FLUJO
ql = ?
Psep
1.- Dado un valor de ql en superficie se determina Pwfs y Pwf a partir de la Pws , luego se tabula y grafica Pwf vs. ql. 2.- Se repite el paso anterior para otros valores asumidos de ql , y se construye la curva de Oferta de energía del Sistema. P O Z O
3.- Similarmente para cada valor de ql en superficie se determina Pwh y Pwf a partir de la Psep y se construye la curva de Demanda.
ql Pwfs Pwf Pwh Pwf
Pwf
Pwf Demanda Oferta
Pwf
ql ql Capacidad de Producción del Sistema.
Pws Pwfs
COMPLETACIÓN
YACIMIENTO
Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello permitirá computar Py y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (Pc) y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujo multifásico en tuberías que permitan predecir aceptablemente Pl y Pp.
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- Optimización Global del Sistema Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es optimizar globalmente el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en superficie como en el subsuelo, para ello es necesario la realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema. Ing. de Yacimiento Ing. de Producción
sinergia
Pws DEMANDA
q L = J ( Pws - Pwf ) DISMINUYENDO LA DEMANDA
Pwf AUMENTANDO
Pwf crit.
OFERTA OFERTA
Psep
q1
q2
q3
Qliq.
La técnica puede usarse para optimizar la completación del pozo que aun no ha sido perforado, o en pozos que actualmente producen quizás en forma ineficiente. Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que a pesar de que la misma no modifica la capacidad de producción del sistema, si interviene en el tiempo de ejecución del simulador. El nodo debe colocarse justamente antes (extremo aguas arriba) o después (extremo aguas abajo) del componente donde se modifica la variable. Por ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal o en el separador que en el fondo del pozo. La técnica comercialmente recibe el nom bre de Análisis Nodal (!Nodal Systems TM Analysis" ) y puede aplicarse para optimar pozos que producen por flujo natural o por levantamiento artificial
Marca registrada por Dowell-Schlumberger 14
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- Métodos de producción: Flujo Natural y Levantamiento Artificial Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y conjunto de tuberías: línea y tubería de producción) sin necesidad de utilizar fuentes externas de energía en el pozo, se dice entonces que el pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL. A través del tiempo, en yacimientos con empuje hidráulico, los pozos comienzan a producir con altos cortes de agua la columna de fluido se hará mas pesada y el pozo podría dejar de producir. Similarmente, en yacimientos volumétricos con empuje por gas en solución, la energía del yacimiento declinará en la medida en que no se reemplacen los fluidos extraídos trayendo como consecuencia el cese de la producción por flujo natural. Empuje Hidráulico
Empuje por gas en solución
50 % Pws
NO FLUYE
30 %
Pws1
20 %
Pws2
600
Pws3
1000
0%
Pws4
RGL
400 800
(pcn/bn)
% AyS Pwf
Pwf
q3
q2 q1
NO FLUYE
q3 q2 q1
Qliq.
Qliq.
Cuando cesa la producción del pozo por flujo natural, se requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la demanda; la utilización de esta fuente externa de energía en el pozo con fines de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina método deLEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.
DISMINUYENDO DEMANDA EN LA VÁLVULA NO FLUJO
Demanda (“Outflow” )
qL
Oferta (“Inflow”)
qL
LAG
BOMBEO AUMENTA NDO OFERTA EN LA DESCARGA DE LA BOMBA
q
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Entre los métodos de Levantamiento Artificial de mayor aplicación en la Industria Petrolera se encuentran: el Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo Electro-Centrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo Hidráulico tipo Jet ( B.H.J).
El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción: migración de finos, arenamiento, conificación de agua ó gas, etc.
Pwf
Pwf
IPR
qliq
qliq
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Nota Técnica
Análisis Nodal ™ (*) En análisis del sistema, llamado a menudo Análisis NODAL ™, ha sido aplicado por varios años para analizar la performance del sistema a partir de la interacción de cada uno de sus componentes. Circuitos eléctricos, complejas redes de ductos y sistemas de bombeo centrífugo son todos analizados utilizando este método. Esta aplicación al análisis de os sistemas de producción de pozos fue propuesta por Gilbert en 1954 y discutida por Nind en 1964 y Brown en 1978. El procedimiento consiste en seleccionar un punto de división o nodo en el pozo y dividir el sistema en ese punto. Las ubicaciones más comunes usadas para los nodos se muestra a continuación en la Figura. 2
Figura. 2
1
1
6
7
8
Nodo 1 2 3 4 5 6 7 8 1ª 1b
1b
Ubicación Separador Orificio sup. Wellhead Valv. Seguridad Restricción Pwf Pwfs Pr Salida de Gas Tanque stock
(*) NODAL Analysis es una MarcaRegistrada de Flopetrol Johnston, una división de Schlumberger Technology Corporation.
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3
Nota Técnica
Todos los componentes aguas arriba del nodo (Upstream) comprende la sección de entrada (Inflow section), mientras que la sección de salida (outflow section) consiste en todos los componentes que se encuentran aguas abajo del nodo (Downstream). Una relación entre el caudal y la caída de presión debe estar disponible para cada componente del sistema. El flujo a través del sistema puede ser determinado una vez que los siguientes requerimientos son satisfechos: 1.
El flujo a la entrada del nodo es igual al flujo a la salida del mismo.
2.
Una sola presión existe en el nodo.
En un momento particular de la vida del pozo, hay siempre dos presiones que permanecen fijas y no son función del caudal. Una de esas presiones es la presión promedio del reservorio P , R y la otra es la presión de salida del sistema. La presión de salida es generalmente la presión del separador P , pero si la presión del pozo es controlada con un orificio en la superficie, la sep presión fija a la salida del sistema será P wh . Una vez que el nodo es seleccionado, la presión en el nodo es calculada en ambas direcciones, comenzando desde las fijas.
Entrada al Nodo (inflow)
P R
p
(upstream componentes) = p
nodo
Salida del Nodo (outflow)
P sep
p
(downstream componentes) = p
nodo
La caída de presión p , en cualquier componente varía con el caudal, q. Por lo tanto, un gráfico de la presión en el nodo versus el caudal producirá dos curvas, las cuales se interceptaran satisfaciendo las condiciones 1 y 2 antes mencionadas. El procedimiento es ilustrado en Gráfico 3.
Salida (outflow) desde el nodo
o d o n l e n e n ó i s e r P Capacidad de flujo del sistema
Gráfico. 3
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Entrada ( inflow) al nodo
Caudal, q
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4
Nota Técnica
El efecto del cambio en cualquier componente puede será analizado recalculando la presión en el nodo versus el caudal, usando las nuevas características del componente que fue cambiado. Si el cambio fue realizado en un componente aguas arriba (upstream), la curva de salida (outflow) no sufrirá cambios.
Por lo tanto, si cualquier curva es cambiada, la intersección
también lo hará, y existirá entonces una nueva capacidad de flujo y presión en el nodo. Las curvas también se pueden desplazar si cambian cualquiera de las condiciones fijas, por ejemplo una depletación en la presión de reservorio o un cambio en las condiciones del separador o instalaciones receptoras en superficie.
El procedimiento puede ser ilustrado considerando un sistema simple de producción, y eligiendo la presión de boca de pozo como nodo, el cual se representa con el punto 3 en la Figura 2.
Entrada al Nodo (inflow)
P R
p
res
p
tubing
=p
wh
Salida del Nodo (outflow)
P p =p sep flowline wh El efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del diámetro de tubings es ilustrado en el Gráfico .4
Nodo ubicado en la cabeza de pozo (wh) inflow
h w P , o d o n l e n e n ó i s e r P
Gráfico. 4
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outflow
Capacidad de flujo del sistema
D2 >D1 D1
Caudal, q
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5
Nota Técnica
El efecto del cambio del diámetro de tubing por uno de mayor diámetro, siempre y cuando no sea muy grande, provoca un aumento de caudal y un consecuente aumento en la presión de boca de pozo. El análisis usado mas frecuente es el de seleccionar el Nodo entre el reservorio y el sistema de conducción. Este punto se puede observar en la posición 6 del gráfico 2, y la presión del Nodo es Pwf . Seleccionando el Nodo en este punto divide al pozo en dos componentes, el reservorio y el sistema de conducción (piping). Las expresiones para a entrada (inflow) y salida (outflow) serán las siguientes:
Entrada al Nodo (inflow)
P R
p
res
=P wf
Salida del Nodo (outflow)
P p sep flowline
p
tubing
=P wf
El efecto del cambio en los diámetros de tubing sobre la capacidad de flujo del sistema es ilustrado en el Gráfico 5
D1
P R inflow f w P , o d o n l e n e n ó i s e r P
Gráfico. 5
outflow
D2 >D1
Capacidad de flujo del sistema
Caudal, q
Un sistema de producción puede ser optimizado seleccionando una combinación de componentes característicos que permitan lograr la máxima producción al menor costo posible. Aunque la caída de presión global del sistema, P P sep , podría ser fijada en un momento
R
particular, la capacidad de producción del sistema dependerá de donde ocurra la caída de
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6
Nota Técnica presión. Si es mucha la presión que cae en un componente o módulo, habrá una insuficiente presión remanente para una performance eficiente de los otros módulos.
El Gráfico 6. muestra el ejemplo donde un diámetro reducido de tubings restringe la capacidad de flujo del pozo, mientras que el Gráfico 7 la performance del pozo se ve controlada por la performance de entrada (inflow performance) donde una gran caída de presión podría estar cayendo en el daño de formación o en el entorno de un ineficiente punzado.
Gráfico. 6
Gráfico. 7
outflow
P R
P R f w P
inflow
f w P
Caudal, q
outflow
inflow
Caudal, q
Resumen El análisis Nodal de sistemas de producción puede ser utilizado para analizar problemas en pozos de petróleo y gas. El procedimiento puede ser utilizado tanto para pozos surgentes como pozos con sistemas de levantamiento artificial. Este procedimiento también puede ser utilizado para analizar la performance de pozos inyectores a partir de la modificación de las ecuaciones de entrada (inflow) y salida (outflow). Una lista parcial de aplicaciones se presenta a continuación. 1
Selección de diámetros de tubings.
2
Selección de líneas de conducción.
3
Diseños de Gravel Pack.
4
Dimensionamiento de orificios de superficie o fondo.
5
Análisis de problemas en restricciones.
6
Diseño de sistemas de levantamiento artificial.
7
Evaluación de estimulación de pozos.
8
Analizar el efecto de comprimir gas en boca de pozo.
9
Analizarla performance de la densidad de punzados.
10
Predecir los efectos de la depleción de reservorios.
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7
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1 6
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1 ) % % , 2
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1 % 1
45 64 49. 49 745 <4<: 7.4:. 49 <4: :74. 4:7 :.4: 47< .4<5
% % , % % % % % % % *% !%$ %
& &
.
45 6746 .4:: 49 469 .5496 7:466 49 4. <5947 664.7 9.4:< 4 67..9 4
% % , 8 8 8 8 8* !8$
.
BottomHoleNodalOil-HB
Description: This spreadsheet calculates operating point using Hagedorn-Brown Correlation.
Input Data
MENOR
MAYOR
ft
>Q
in.
>Q
o
API
>Q
Oil viscosity (cp):
cp
>Q
Production !" (!"): as specific gravity ( γg):
scf#bbl
>Q
air
%$
>Q
psia &
>Q
>Q
&
>Q
Depth (D): Tubing inner diameter (d ti): Oil gravity (API):
&lo'ing tubing head pressure (p hf ): &lo'ing tubing head temperature (t hf ): &lo'ing temperature at tubing shoe (t 'f ):
Units
o o
ater cut (): "eservoir pressure (p e):
*
>Q
psia
>Q
+ubble point pressure (p b):
psia
>Q
Productivity above bubble point (,-):
stb#dpsi
>Q
WellheadNodalOil!"#$ls Description: This sprea"shee$ #a'#u'a$es opera$ing poin$ using Poe$$mann(Carpen$er Me$ho" i$h e''hea" no"e7 Instruction: 1. ;e'e#$ a uni$ s%s$em< . =p"a$e parame$er va'ues in $he Inpu$ Da$a se#$ion< ). C'i#k >Resu'$> bu$$on< an" 4. ?ie resu'$ in $he Resu'$ se#$ion an" Char$s7 Input Data: Reservoir pressure: Tubing ID: Choke size: Pro"u#$ivi$% in"e& above bubb'e poin$: Pro"u#ing gas('i*ui" ra$io +-R.: a$er #u$ +C.: 2i' gravi$%: a$er spe#ii# gravi$%: as spe#ii# gravi$%: Choke #ons$an$: Choke -R e&ponen$: Choke size e&ponen$: 5orma$ion vo'ume a#$or or a$er: e''hea" $empera$ure: Tubing shoe "ep$h: o$$om ho'e $empera$ure:
6000 3,5 64 1 1000 25 30 1,05 0,65 10 0,546 1,89 1 100 12000 150
1 psia in 1/64 in s$b/"(psi s#/s$b o 3PI 1 or resh a$er 1 or air
rb/s$b o 5 $ o 5
p
0 35 MPa 0,09 m 0,0!4 m 0, sm /"(MPa ) ) 180 sm /m 25 0,9 1 or resh a$er 1,05 1 or resh a$er 0,65 1 or air 10 0,546 1,89 ) ) 1 rm /sm o 39 C 3000 m o 65 C
* +s$b/".
ph +psia.
+psia.
PR
CPR
0 600 1700 17800 7400 )7000 )7600 4700 47800 !7400 67000
67000 !7400 47800 4700 )7600 )7000 7400 17800 1700 600 10
700) 176)0 1799 !9 694 4 0 ) 0 (8)878607800
0 101 01 )0 40 !0) 60) 904 80! 0! 17006
2.500 WPR !PR
2.000 ) a i s p ( e r1.500 u s s e r P d1.000 a e h l l e W 500
0 0
1.000
2.000
3.000
4.000
Liquid Production Rate (bbld)
5.000
6.000
WellheadNodalOil-PC.xls Description: This spreadsheet calculates operating point using PoettmannCarpenter Method with wellhead node.
Input Data:
Units
Reservoir pressure:
psia
Tubing ID:
in
MENOR
MAYOR
>Q
>Q
>Q
Choke size:
1/64 in
Productivity index above bubble point:
stb/d-psi
>Q
Producing gas-liquid ratio (GLR):
scf/stb
>Q
% API
>Q
>Q
Water specific gravity:
1 for fresh water
>Q
Gas specific gravity:
1 for air
>Q
Choke constant:
>Q
Choke GLR exponent:
>Q
Choke size exponent:
>Q
rb/stb o F
>Q
>Q
ft o F
>Q
>Q
Water cut (WC): Oil gravity:
Formation volume factor for water: Wellhead temperature: Tubing shoe depth: Bottom hole temperature:
o
