Análisis Nodal

ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA ANÁLISIS NODAL 1. INTRODUCCION Una de las técnicas más utilizadas para optimizar sistemas de producción, dada su comprobada efectividad y confiabilidad a nivel mundial, es el Análisis Nodal; con la aplicación de esta técnica se adecua la infraestructura tanto de superficie como de subsuelo, para reflejar en el tanque el verdadero potencial de producción de los pozos asociados a los yacimientos del sistema total de producción. En otras palabras, se logra cerrar la brecha existente entre la producción real de los pozos y la producción que debería exhibir de acuerdo a su potencial real de producción. El Análisis Nodal básicamente consiste en detectar restricciones al flujo y cuantificar su impacto sobre la capacidad de producción total del sistema. El Sistema de Análisis Nodal, es usado para analizar problemas de producción en pozos de petróleo y gas. El procedimiento puede ser aplicado en pozos con distintos sistemas de levantamiento artificial, artific ial, si causa algún efecto en el método de levantamiento artificial la presión puede ser expresada como una función de la tasa de flujo. El procedimiento se puede aplicar para analizar el rendimiento en pozos inyectores, para una apropiada modificación de las ecuaciones de entrada (Inflow) y salida (outflow) de flujo. A continuación se presenta una lista aplicaciones del sistema de Análisis Nodal: 1.

Selección del diámetro del tubings

2.

Selección del diámetro de la línea de flujo

3.

Diseño de las redes de flujo en superficie.

4.

Diseño del Gravel pack

5.

Diámetro del choque en superficie superfici e

6.

Diámetro de la válvula de seguridad en subsuelo

7.

Evaluación y simulación de pozos

8.

Diseño del sistema de levantamiento Artificial Artificia l

9.

Analizar los sistemas de producción multi-pozo multi- pozo

Producción 2

Página 1

ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA La aplicación del procedimiento en el sistema de análisis requiere que se pueda calcular la caída de presión que podría ocurrir en todos los componentes del sistema, los cuales son listados a continuación en la Figura 1

Fig ura 1. Componentes principales para el análisis nodal. Fuente: Imagen de Schlumberger, Software Pipesim.

El análisis nodal es una herramienta que nos permite evaluar y simular un sin número de parámetros, de nuestro interés podemos señalar los siguientes: ―Determinar el daño ―Obtener pronósticos de producción ―Determinar caídas de presión ―Evaluar producción simulando diferentes cambios en el sistema ―Determinar diámetro óptimo en tuberías de producción.

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA 2. CONCEPTO DE ANÁLISIS NODAL El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción en nodos de solución para calcular caídas de presión, así como gasto de los fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento. Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el diámetro óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga por el cual debe fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de flujo y presión para diferentes condiciones de operación.

3. OBJETIVOS El análisis nodal es presentado para evaluar efectivamente un sistema completo de producción, considerando todos los componentes del sistema comenzando por la presión de reservorio Pr y terminando en el separador, incluyendo el flujo a través del medio poroso, flujo a través de las perforaciones de terminación, flujo a través de la tubería de producción con posibles restricciones de fondo, flujo por la línea horizontal pasando a través del estrangulador en superficie hacia el separador. El objetivo principal del análisis nodal, es el de diagnosticar el comportamiento de un pozo, optimizando la producción, variando los distintos componentes manejables del sistema para un mejor rendimiento económico. Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de producción, es necesario que la energía de los fluidos en el reservorio sea capaz de superar las pérdidas de carga en los diversos componentes del sistema. Los fluidos tienen que ir desde el reservorio hacia los separadores en superficie, pasando por las tuberías de producción, equipos superficiales en cabeza de pozo y las líneas de urgencia. La Figura 3 muestra un sistema de producción simple, con tres fases:

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA 1.

Flujo a través del medio poroso.

2.

Flujo a través de la tubería vertical o direccional.

3.

Flujo a través de tubería horizontal.

Figura 3Sistema de producción simple 4. SISTEMA DE PRODUCCION El sistema de producción está formado por el yacimiento, la Completación, el pozo y las facilidades de superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la Completación (perforaciones cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos.

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Figura 4 Sistema de producción 5. 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 laestación de flujo. En la figura se muestra el sistema completo con cuatro componentesclaramente 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 laestación de flujo, Psep.

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Figura 6: Proceso de producción 6. RECORRIDO DE LOS FLUIDOS EN EL SISTEMA 

Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en elyacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a travésdel medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde lapresión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que elmedio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercaníasdel hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (μo). Mientras más grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y elpozo mejorando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozoshorizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.



Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimientoatraviesan la Completación que puede ser un revestidor de producción cementadoy perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas,

o

un

empaquecon

grava,

normalmente

utilizado

en

formaciones poco consolidadas para elcontrol 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 lalongitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida deenergía se debe a la poca área expuesta a flujo. AL atravesar la completación losfluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf.

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Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de latubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con lasparedes 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 reductorde flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependeráfuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor lapresión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujosuperficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual ala presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo.

La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de lascaracterísticas de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado en el componente. La suma de las pérdidas de energía en forma de presiónde cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida y la presión final, Pws – Psep:

Pws – Psep = ΔPy + ΔPc + ΔPp + ΔPl Dónde: ΔPy = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR). ΔPc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze). ΔPp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical). ΔPl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)

7. CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA. La capacidad de producción del sistema está representada a través de la tasa de producción del pozo, y esta es consecuencia de un perfecto balance entre la capacidad deaporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación. 

Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo.

Tradicionalmente el balance de energía se realizaba en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permiteestablecer Producción 2

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso: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 elyacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y a la presión requerida en lasalida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con unapresión remanente igual a Psep. Por ejemplo, sí el nodo está en el fondo del pozo: Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - ΔPy – ΔPc Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + ΔPI + ΔPp

En cambio, si el nodo está en el cabezal del pozo: Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – Δpy – Δpc - ΔPp Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + ΔPl

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA 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 energíao de fluidos del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de lapresión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción sedenomina Curva de Demanda de energía o de fluidos de la instalación (Outflow Curve).



Balance de energía y capacidad de producción

El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica y gráficamente, y el caudal al cual se obtiene dicho balance representa la capacidadde producción del sistema. Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambaspresiones se igualen, el ensayo y error es necesarios ya que no se puede resolveranalíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el cálculo delas ΔP’s en función del caudal de producción. Para obtener gráficamente lasolución, se dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudaldonde se interceptan.. 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 arenaproductora, ello perm itirá computar ΔP y adicionalmente se requiere un modelomatemático para estimar la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (ΔPc) y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujo multifasico en tuberías que permitan predeciraceptablemente ΔPI y ΔPp. Las ecuaciones que rigen el comportamiento deafluencia a través del yacimiento – completación y el flujo multifasico entuberías serán tratados en las próximas secciones.

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

Optimización del sistema

Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es optimizar el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restriccionesal flujo tanto en la oferta como en la demanda, para ello es necesario larealización de múltiples balances con diferentes valores de las variables másimportantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto quedicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema. La técnicapuede usarse para optimizar la completación de pozo que aún no ha sidoperforados, 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, obviamente, la capacidadde producción del sistema, si interviene tanto en el tiempo de ejecución delsimulador como en la visualización gráfica de los resultados. El nodo debecolocarse justamente antes (extremo aguas arriba) o después (extremo aguasabajo) del componente donde se modifica la variable. Por ejemplo, si se deseaestudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo sobre la producción delpozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal o en el separador que enel fondo del pozo. La técnica puede usarse para optimizar pozos que producen por flujo natural o por Levantamiento Artificial. 

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Métodos de producción: Flujo natural y Levantamiento artificial Página 10

ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA 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 eductor), se dice entonces que el pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL. Cuando la demanda de energía dela instalación, en el nodo, es siempre mayor que la oferta del yacimiento paracualquier tasa de flujo, entonces se requiere el uso de una fuente externa deenergía para lograr conciliar la oferta con la demanda; la utilización de esta fuenteexterna de energía con fines de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hastael

separador

es

lo

que

se

denomina

método

de

LEVANTAMIENTOARTIFICIAL. Entre los métodos de levantamiento Artificial de mayor aplicaciónen la Industria Petrolera se encuentran: el levantamiento Artificial por Gas(L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo ElectroCentrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo Hidráulico (B.H.R y 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 demaximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de estamanera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción:arenamiento, conificacion de agua, etc. •Flujo Natur al •Levantamiento Artificial 

Levantamiento Artificial por Gas (LAG)



Bombeo Mecánico (BM)



Bombeo Electro sumergible (BES)



Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)



Bombeo Hidráulico (BH)

8. CONCEPTOS BÁSICOS DE ANÁLISIS NODAL Nodo Un nodo es el punto donde existe un cambio en el régimen o dirección de flujo. Los cuales se pueden dividir en nodo Común y nodo fijo.

Nodo Fijo Son los puntos terminales e inicial del sistema de producción, donde no existe una caída de Presión. Producción 2

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA Nodo Común Este es el nombre que recibe una sección determinada de un sistema de producción donde se produce una caída de presión, las caídas de presión están expresadas por ecuaciones físicas o matemáticas que relacionan la presión y caudal. La Figura 1.3 muestra los nodos comunes y fijos que se utilizan con más frecuencia.

9. UBICACIÓN DE LOS NODOS COMPONENTES Observando la Figura 1.3, podemos determinar las posiciones de los nodos componentes más comunes, siendo estos modificados de acuerdo a necesidades y requerimientos del sistema de producción o políticas de producción adoptadas.

10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

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Línea de Petróleo al Tanque Línea de venta de gas Separador Línea de Flujo Horizontal Choque Superficial Cabeza de Pozo Restricciones o choque de fondo Tubería Vertical o Inclinada Válvula de Seguridad Presión Fluyente de Reservorio

Fijo Fijo Fijo Común Común Fijo Común Común Común Fijo

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA 10. ACCESORIOS DEL ANÁLISIS NODAL En función a la necesidad que se tiene de cada uno de los elementos que intervienen como componente de un sistema de producción, definiremos la funcionalidad de los más importantes.

Separador. En el proceso de separación de petróleo y gas en los campos, no existe un criterio único para establecer las condiciones más adecuadas de producción óptima de los equipos. El análisis nodal TM, esta orientado a obtener ciertos objetivos puntuales que nos den condiciones de máxima eficiencia en el proceso de separación; obteniendo de esta manera: •

Alta eficiencia en el proceso de separación de gas –Petróleo

•

Mayor incremento en los volúmenes de producción

•

Incremento en la recuperación de líquido

•

Disminución de costos por compresión

•

Estabilización de gas-condensado

Línea de Flujo Horizontal . Este componente, es el que comunica la cabeza del pozo con el separador y donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones adoptadas para el sistema de producción de los pozos. El tratamiento del componente para flujo horizontal, puede ser analizado usando las diversas ecuaciones y correlaciones presentadas por investigadores que han estudiado la incidencia, que puede tener este componente, sobre el conjunto del sistema en su interrelación con los demás nodos.

Línea de Flujo Vertical. Este componente es el que comunica el fondo del pozo con la superficie, donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones de presión y temperatura, que están de acuerdo a la profundidad. En este componente existe la mayor pérdida de energía del sistema, que va desde el 20 al 50 % de acuerdo a la relación gas / condensado y corte de agua.

Choque Superficial. Es el que controla la producción del pozo con el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de producción, siendo que en este componente se produce una presión diferencial que puede ser calculada con una de las muchas ecuaciones para choques o estranguladores.

Cabeza de Pozo. Es un punto del sistema en el que se produce el cambio de dirección, de flujo vertical a flujo horizontal, y de donde se toma el dato de la presión de surgencia para conocer la energía de producción del pozo, siendo

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA también un punto crítico que es tomado en cuenta para su análisis dentro del sistema.

Válvula de Seguridad. Este componente, es un elemento que se instala en la tubería vertical y que opera en cualquier anormalidad del flujo que puede ocurrir en el transcurso de la producción, siendo vital para la seguridad operativa del pozo.

Choque de fondo. De acuerdo a la necesidad de elevar la presión o controlar la energía en el flujo de la línea vertical, así como también, tener una presión de aporte y elevación controlada, se procede a la bajada de este tipo de restricción, por lo que se va producir una presión diferencial en la que se tendrá una caída de presión que a su vez puede ser calculada.

Presión fluyente. Esta es muy importante para el sistema, ya que de ella depende toda la capacidad de la instalación que se desea conectar al reservorio a través del pozo y así producir todo el campo. Esta presión, es medida en el fondo del pozo y tomada en el punto medio del nivel productor. Su determinación se la hace en una forma indirecta utilizando herramienta mecánica o electrónica de toma de presión, o también se la puede calcular utilizando correlaciones.

Completación o Perforaciones en el Fondo. Este nodo es muy importante en el sistema de producción debido a que comunica el reservorio con el pozo, y de él depende mucho el potencial de entrega de pozo, debido a la disminución del área por donde debe pasar el fluido, la cual puede ser expresada por correlaciones.

11. COMPONENTES DEL ANÁLISIS NODAL El procedimiento del análisis nodal ha sido reconocido en la industria petrolera como un medio adecuado para el diseño y evaluación, tanto en pozos fluyentes como en pozos que cuentan con un sistema artificial de producción, debido a las necesidades energéticas, y a los incentivos derivados del precio de los hidrocarburos. En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción dividiéndole en tres componentes básicos: 1.

Flujo a través de un medio poroso en el yacimiento, considerando el daño ocasionado por lodos de perforación ycemento.

2.

Flujo a través de la tubería vertical en la sarta de producción, considerando cualquier posible restricción como empacamientos, válvulas de seguridad y estranguladores defondo.

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA 3.

Flujo a través de la tubería horizontal en la línea de descarga, considerando el manejo de estranguladores ensuperficie.

Para predecir el comportamiento del sistema, se calcula la caída de presión en cada componente. Este procedimiento comprende la asignación de nodos en varias de las posiciones claves dentro del sistema (ver Figura 4-1). Entonces, variando los gastos y empleando el método y correlación de flujo multifasico que se considere adecuado dependiendo de las características de los fluidos, se calcula la caída de presión entre dos nodos.

Fi g ura 4-1. Componentes básicos del sistema de análisis nodal. Fuente: http://catarina.udlap.mx/u_dl_a/tales/documentos/mip/carreon_s_r/capit ulo4.pdf

12. PUNTOS DE ANÁLISIS Y CONDICIONES DEOPERACIÓN Después de seleccionar un nodo de solución, las caídas de presión son adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, el cual generalmente es la presión estática del yacimiento, hasta que se alcanza la convergencia en las iteraciones de cálculo para obtener el valor del nodo de solución. Para utilizar el concepto nodal, al menos se deberá conocer la presión Producción 2

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA en el punto de partida. En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, las cuales se consideran constantes para fines de cálculo, siendo éstas la presión estática del yacimiento (Pws) y la presión de separación en la superficie (Psep).

Por lo tanto, los cálculos pueden iniciar con cualquiera de ellas, para después determinar la presión en los nodos de solución intermedios entre estas posiciones de partida.

Los resultados del análisis del sistema no solamente permitirán la definición de la capacidad de producción de un pozo para una determinada serie de condiciones, sino que también muestran los cambios en cualquiera de los parámetros que afectan su comportamiento. Por lo tanto, el resultado neto es la identificación de los parámetros que controlan el flujo en el sistema de producción.

Las curvas de comportamiento de afluencia obtenidas, son función de los siguientes puntos claves del sistema: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j)

Características del yacimiento. Características de la tubería de producción y línea de descarga. Presión en el nodo inicial y final del sistema. Porcentaje de agua producido Relación gas-líquido Longitud de las tuberías. Temperatura Características de los fluidos a manejar Topografía del terreno en el caso de la línea de descarga. Grado de desviación del pozo.

La selección del nodo o nodos iníciales depende grandemente del componente del sistema que se desea evaluar, pero su posición deberá ser tal que muestre, de la mejor manera posible, la respuesta del sistema a una serie de condiciones, para que como resultado final se tenga una evaluación total del problema, dando así una solución confiable. Un punto importante es que, además de las razones técnicas, se tendrá que aportar también una justificación económica, validando con ello de manera completa la solución encontrada.

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA 13. ANÁLISIS DESENSIBILIDADES En algún momento de la vida productiva 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 , y otra es la presión de salida del sistema. La presión de salida es generalmente la presión del separador , pero si la presión del pozo es controlada con un orificio en la superficie, la presión fija a la salida del sistema será . Una vez que el nodo es seleccionado la presión del nodo es calculada en ambas direcciones comenzando desde lasfijas.

Entrada al nodo (Inflow)

Salida del nodo (outflow)

La caída de presión , en cualquier componente varia con el caudal, q. Por lo tanto un gráfico de la presión versus el nodo el caudal producirá dos curvas, la cuales se interceptan satisfaciendo las dos condiciones 1 y 2 antes mencionadas. Este procedimiento es ilustrado en el siguientegráfico:

Fi g ura 4-2. Gráfico de presión en el nodo vs caudal. Fuente: Hirschfelt-Oilproduction.net El efecto del cambio en cualquier componente puede ser analizado recalculando la presión en el nodo versus el caudal, usando las nuevas Producción 2

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA características del componente que fue cambiado. Si el cambio fue realizado en un componente de 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 del 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 presenta como punto 3 en la Figura4-3

Fi g ura 4-3. Sistema simple de producción considerando 8 puntos de análisis. Fuente : Hirschfelt-Oilproduction.net

Entrada al nodo (Inflow)

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El efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del diámetro de tubings es ilustrado gráficamente en la Figura 4-4.

Fi g ura 4-4. Capacidad de flujo debido al cambio del diámetro de tubings. Fuente: Hirschfelt-Oilproduction.net El efecto de cambio del diámetro del tubing por uno de mayor diámetro, siempre y cuando no sea muy grande, provoca un aumento del caudal y un consecuente aumento en la presión en la boca depozo. El análisis usado más frecuente es el de seleccionar el Nodo entre el reservorio y el sistema de producción de superficie. Este punto se puede observar en la posición 6 de la Figura 4-3, y la presión en el Nodo es . Seleccionando el Nodo en este punto divide al pozo en dos componentes, e reservorio y el sistema de producción en superficie. Las expresiones para entrada (inflow) y salida (outflow) son lassiguientes:

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA Entrada al nodo (Inflow)


El efecto del cambio en los diámetros de tubing sobre la capacidad de flujo del sistema es ilustrado gráficamente en la Figura 4-5.

Fi g ura 4-5. Efecto del cambio en los diámetros del tubing sobre la capacidad de flujo. Fuente: Hirschfelt-Oilproduction.net 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 globaldel sistema PrPsep, podría ser fijadaenun momento particular, la capacidad de producción del sistema dependerá de donde ocurra la caída depresión. Si es mucha la presión que cae en un componente o modulo, habrá una Producción 2

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA insuficiente presión remanente para un rendimiento eficiente de los otros módulos. La figura 4-6, muestran gráficamente un ejemplo donde un diámetro reducido de tubings restringe la capacidad de flujo del pozo, mientras que en la figura 4-7 el rendimiento del pozo se ve controlado por el rendimiento en la 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.

Fi g ura 4-6. Diámetro reducido de tubings restringe la capacidad de flujo del pozo. Fuente: Hirschfelt-Oilproduction.net

Fi g ura 4-7. El pozo se ve controlado por el rendimiento en la entrada al nodo (Inflow performance). Fuente: Hirschfelt-Oilproduction.net Producción 2

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA 14. ANALISIS DETALLADO DEL SISTEMA Cuando empezamos a detallar un sistema de análisis nodal para un pozo de producción observamos la figura 1.2.

ESQUEMA GRÁFICO DEL ANÁLISIS COMPLETO DE UN SISTEMA DE PRODUCCIÓN En la figura 1.2 se puede observar la relación directa de las caídas de presión entre los nodos más comunes los cuales son: ∆P1

= Pr - PWFS ∆P2= PWFS - PWF ∆P3=PUR - Pdr ∆P4=PUsd - Pdsv ∆P5=PWh - Pdsc ∆P6= Pdsc - PSep ∆P7=PWf - PWh ∆P8= PWh - PSep

8 3

Pwh

∆P6=Pdsc-Psep

Psep

∆P5=Pwh-Pdsc

9 TK

Pdsv ∆P4=Pusv-Pdsv

4 Pusv ∆P7=Pwf-Pwh

Pdr ∆P3=Pur-Pdr

Pur

6 Pwf

Pdsc

2

7 Pwf s

8 Pr

Fig. 1.2

∆P1=Pr-Pwfs

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA Esquema gráfico de las caídas de presión obtenida del libro “Techology of Artificial Lift Methods”.

PROCEDIMIENTO DEL ANÁLISIS NODAL













Una vez que se tenga el sistema completado en el pozo se procede a efectuar el análisis de la siguiente forma: Primeramente determinamos qué componentes del sistema de producción van a ser cambiados para dar una mayor optimización al sistema. Después seleccionamos los nodos componentes que van a ser analizados. Luego seleccionamos la ubicación de cada uno de los nodos y aislamos el efecto de cambio de presión sobre los demás componentes seleccionados. Después determinamos las relaciones que se aplicarán para la entrada y salida de flujo del nodo. También se describe el método que va a usarse para determinar la entrada y salida del flujo. Por último se construyen curvas de entrada Vs. Salida de flujo en las que se determinan los efectos de cambio de capacidad de producción sobre el rendimiento completo del sistema. Y esto se repite para cada nodo componente.

15. COMPORTAMIENTO DE UN SISTEMA DE PRODUCCIÓN COMPLETO. La figura 1.3 es un comportamiento general de un sistema de producción dentro de la relación que existe y tiene cada uno de los nodos componentes dentro de un sistema completo de producción.

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA Figura 1.3 Esquema de caídas de Presión.

16. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO GRÁFICO Descripción de la figura 1.3 caídas de presión: a)

Curva de presión de tanque

Este es un valor constante para todos los caudales siendo que este se encuentra a condiciones atmosféricas o de superficie. b)

Curva de presión de separador

La presión de separador es un valor razonable que se asume constante para todos los caudales. c)

Curva de línea de producción horizontal

Esta curva se obtiene asumiendo caudales de flujo y una determinada presión de separación, obteniendo la presión requerida corriente abajo del choque o estrangulador. d)

Curva de comportamiento de choque de fondo

Es una curva del funcionamiento del choque o estrangulador que se muestra sobre la gráfica. En este caso es afectada por la caída de presión del choque o estrangulador. e)

Curva de capacidad de transporte de tubería

Esta representa la presión requerida en el fondo de la tubería para permitir cierta producción que llegue al tanque, y de ahí que incluya las caídas de presión en la tubería de producción, línea de flujo, choques o estranguladores, válvulas de seguridad y cualquier otra restricción. f)

Curva de presión fluyente de fondo

Esta representa la presión fluyente que existe al centro del intervalo perforado o baleado y es la presión medida por un registrador de presión de fondo colocado a esa profundidad. g)

Curva IPR a la pared del pozo

Esta línea representa la presión fluyente que existe en la pared del pozo para diferentes caudales. h)

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Curva de presión estática Página 24

ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA Es el punto inicial para todos los sistemas gráficos y se muestra como una línea horizontal. Esta podría representar una línea de índice de productividad infinito.

17. Optimización de la tubería de producción Uno de los componentes más importantes en un sistema de producción, es la sarta de producción. Debido a que cerca del 80 % de la pérdida total de presión en un pozo de petróleo puede ocurrir por la movilización de los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie. Un problema común en los proyectos de completación es el seleccionar un tamaño de tubería de producción basados en criterios totalmente irrelevantes, como por ejemplo, el tamaño que se tiene disponible en almacén. La selección del tamaño de la tubería de producción debe ser hecha en base a datos disponibles, ya sea pruebas de formación o datos de reservorio, lo cual no es posible hacerlos en pozos exploratorios por falta de información confiable. A medida que el área de flujo vertical se incrementa, las velocidades de flujo disminuyen pudiendo llegar a generar que las condiciones de flujo sean inestables e ineficientes, esto ocasiona que se forme un escurrimiento de líquido, formándose la acumulación de líquido en el fondo del pozo, que podría ocasionar el ahogo o muerte del pozo. Una situación similar se presenta en pozos de baja productividad y diámetro excesivo de tubería, (Figura 1.7). Por el contrario, en las tuberías de producción muy pequeñas el caudal de producción es restringido a causa de la pérdida excesiva de fricción. Un problema común que ocurre en la completación de pozos de alto potencial, es el de instalar tuberías de producción con diámetros excesivos para mantener la seguridad. Esto con frecuencia es contraproducente, ya que disminuye la vida útil de los pozos; a medida que la presión del reservorio decrece, los líquidos comienzan a escurrirse por falta de velocidad del gas para arrastrar los líquidos en el fondo.

La respuesta de la capacidad de producción con la variación del área de flujo, es muy importante para poder definir el diámetro de la tubería que se deba bajar a un pozo, ya que para dos diámetros distintos de tubería obtendremos distintos caudales. Por ejemplo, si tenemos un diámetro d 2 mayor a d 1, el caudal q2 aumenta un porcentaje con respecto al caudal q1 ; quiere decir, que estamos frente a un pozo restringido por el comportamiento de flujo de salida (outflow). La severidad de la 5 10dependerá 15 20 25 porcentaje 30 restricción, del del incremento del caudal con un cambio del tamaño de la sarta. Por el contrario, para un d 2 > d 1 el caudal q2 es aproximadamente igual al caudal q1 , no se justificarán el costo de una inversión para un cambio de tamaño de tubería Producción 2

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Producción 2

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Producción 2

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Producción 2

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Producción 2

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Producción 2

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Producción 2

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12”

14”

16”

18”

20”

Producción 2

Qo (BPD)

Pcab (Psi)

Pwh (Psi)

∆Pck

200

120

480

360

400

140

960

820

600

180

1440

1260

800

230

1920

1690

1000

275

2400

2125

200

120

358

238

400

140

716

576

600

180

1074

894

800

230

1432

1202

1000

275

1790

1515

200

120

278

158

400

140

556

416

600

180

834

654

800

230

1112

882

1000

275

1390

1115

200

120

224

104

400

140

448

308

600

180

672

492

800

230

896

666

1000

275

1120

845

200

120

184

64

400

140

368

228

600

180

552

372

800

230

736

506

1000

275

920

645

(Psi)

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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA 

Optimización de PSep:

Qo (BPD)

Pwf (Psi)

∆Pb

12

Pwf2

Pcab

∆Pck

balas

(Psi)

(Psi)

(Psi)

Pwf (Psi)

∆P

tub.

Sep.

Htal.

(Psi)

200

200

27

1973

600

64

536

20

516

400

1800

54

1746

570

228

342

40

302

600

1589

81

1508

400

372

28

80

-

800

1350

109

1241

240

506

-

130

-

1000

1068

138

930

30

645

-

175

-

Producción 2

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Análisis Nodal

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