Análisis Nodal
Análisis que se realiza para optimizar la producción de hidrocarburos bajo cualquier escenario de producción, análisis y registros de cada componente del sistema de producción, permite diagnosticar el comportamiento de un pozo (Sistema Integral de Producción).
Figura 1. Análisis de Presiones en un Pozo
Fuente: H. Dale Beggs, Gas Production Operations, 1984
Sistema de Producción: o
Facilidades Sub superficiales
o
Facilidades de Superficie
Inflow: IPR – Inflow Performance Relationship Outflow: VLP – Vertical Lift Performance TPR – Tubing Vertical Lift
IPR: Representación Gráfica del comportamiento del pozo, permite calcular “q” (Caudal de producción óptimo).
Figura 2. Análisis “Curva Inflow ” y “Curvas Outflow ”
Fuente: H. Dale Beggs, Gas Production Operations, 1984
Caídas de Presión: Se generan por la intersección entre reservorio – pozo: o
Caídas de Presión General:
1= 2= 3=ℎ 4=ℎ =
o
Caídas de Presión Total:
1= 2=
Caída de Presión en el Medio Poroso Caída de Presión por Terminación con Baleos
3= 4= 5=ℎ 6= 7=ℎ 8=ℎ
Caída de Presión en el Choke de Fondo Caída de Presión en Válvula Sub Superficiales Caída de Presión en el Choke de Superficie Caída de Presión en la Línea de Flujo Caída de Presión en el Tubing Caída de Presión Total en la Línea de Flujo
Este tipo de análisis también determina el caudal óptimo de producción en función de las caídas de presión, analizando y evaluando cada uno de los componentes del Sistema Integral de Producción.
Figura 1. Posibles Pérdidas de Presión en el Sistema Completo
Fuente: H. Dale Beggs, Gas Production Operations, 1984
Nodo: Es un punto que se selecciona en el cual se evalúa y controla lo que llega y sale del nodo propiamente, a continuación se muestra su clasificación:
Nodo Fijo: Donde se genera una caída de presión
Nodo Común: Donde solamente el flujo cambia de dirección
Pws: Presión que se alcanza durante la limpieza, en función de la Pres. Pwf: Presión en fondo de pozo cuando este entre en producción bajo determinados patrones de producción, en función del diámetro de choke, hasta la presión de separación.
AOF: Será el caudal de producción máximo, considerando la presión del sistema mas baja.
Método para realizar el análisis: o
Método Práctico: Memory Gauge/Gage
o
Métodos Analíticos:
Factor Z
Sukkar – Cornell
Cullender Smith
Para efectuar este tipo de análisis se debe considerar que en un pozo se pueden presentar diferentes tipos de flujo, estático y dinámico, siendo a su vez que estos pueden encontrarse en fase monofásica o bifásica, sea cual sea el caso, cada uno de ellos tiene sus respectivas consideraciones.
Formulario:
Presión y Temperatura Pseudo Critica para Gas Seco:
= 677 + 15,0 ∗ 37,5 ∗ =168+325∗12,5∗
Presión y Temperatura Pseudo Critica para Gas Húmedo:
= 706 51,7 ∗ 11,1 ∗ =187+330∗71,5∗
Flujo Estático: o
Cálculo para el Análisis de presión: Para 2 o 3 nodos.
@= o
.
Cálculo de la Presión (Pms)*: Para 3 nodos.
∗ =ℎ∗1+2.510− ∗/2 . o
Cálculo de la Presión (Pms): Real para 3 nodos.
=ℎ+ 0.01875∗∗ +ℎ o
Cálculo de la Presión (Pws)*: Para 2 nodos.
∗ =ℎ∗1+2.510− ∗ o
.
Cálculo de la Presión (Pws)*: Para 3 nodos.
∗ =∗1+2.510− ∗/2 o
.
.
Cálculo de la Presión (Pws): Real para 3 nodos.
=+ 0.01875∗∗ +
.
o
Cálculo de la Temperatura (Tms): Para 3 nodos.
=ℎ+ ℎ ∗/2
.
Cálculo de Pwf: Para hacer el cálculo de presión dinámica, se asume que el flujo es estable, en fase simple y temperatura constante. Si el cálculo es para flujo bifásico se hacen correlaciones a la gravedad específica y al factor Z.
Flujo Dinámico: o
Cálculo para el Análisis de presión: Análisis para 3 nodos.
@= 0,001∗ ∗ + o
Cálculo de la Temperatura (Tmf): Real para 3 nodos.
=ℎ+ ℎ ∗/2 o
.
Cálculo de la Presión (Pmf): Real para 3 nodos.
=ℎ+ 0.01875∗∗ +ℎ o
.
Cálculo de la Presión (Pmf)*: Para 3 nodos.
∗ =ℎ∗ 1+2,510− ∗/2 o
.
Cálculo para el Ángulo de Inclinación: Para 3 nodos.
=cos o
.
Cálculo para el Factor de Flujo: Para 3 nodos.
= 0,667∗∗ o
.
.
Cálculo de la Presión (Pwf)*: Para 3 nodos.
∗ =∗ 1+2,510− ∗/2
.
o
Cálculo de la Presión (Pwf): Real para 3 nodos.
=+ 0.01875∗∗ + o
Cálculo del Número de Reynolds: Para 2 nodos.
=20011∗ ∗ µ∗ o
.
Messer: Temperatura promedio en fondo fluyente, para 2 nodos.
= ℎ ln(ℎ) o
.
Cálculo para Presión Promedio: Para 2 nodos.
∗ ℎ+ = 2 o
.
Colebrook: El método más preciso para determinar la fricción, para 2 nodos.
1 =1,142∗log( + 21,25) , √ o
.
.
Factor de Daño Skin:
% = || ℎ 0,001 . o
Factor de Daño Skin: Para 2 nodos.
∗ =0,0375∗ ∗ o
.
Razsa – Katz: Cálculo de la Presión de Fondo Fluyente Real, para 2 nodos.
=ℎ ∗ +25∗ ∗
∗∗∗∗∗ 1 ∗
.
Flujo Bifásico: Se considera una corrección, es decir que se debe tomar tanto la gravedad específica del gas como la de petróleo. o
Cálculo de la Gravedad Específica Promedio:
+4591∗ = 1125 1 +
Análisis Dimensional:
o
I@x = Nodo del Sistema, adim.
o
I@wh = Nodo en cabeza de pozo, adim.
o
I@ms = Nodo en medio pozo, adim.
o
I@ws = Nodo de fondo estático, adim.
o
H = Altura del Pozo, pies
o
Hx = Altura del nodo en pozo, pies
o
P = Presión ambiente, psi
o
Pms = Presión del nodo en medio pozo, psi
o
Pwh = Presión en cabeza de pozo, psi
o
Pws = Presión de fondo estático, psi
o
Pwf = Presión de fondo fluyente, psi
o
Z = Factor de Compresibilidad, adim.
o
RGL = Relación Gas Líquido, scf/bbl
o
T = Temperatura ambiente, ºR
o
Tx = Temperatura de acuerdo al nodo, ºR
o
Tms = Temperatura del nodo en medio pozo, ºR
o
Tws = Temperatura de fondo estático, ºR
o
ρ = Densidad , ppg
o
γ = Gravedad Específica , adim.
o
Q = Caudal, MMpcs/d
o
S = Factor de Daños Skin, adim
o
d = Diámetro, plg
o
f = Fricción, adim
o
= Rugosidad, adim
Prueba Flujo - Tras - Flujo.-
Luego de la limpieza del pozo, se inicia la prueba en condiciones de cierre, se apertura las válvulas del pozo, esperando que la presión de fondo (Pwf) se estabilice, con un tamaño de choke determinado, se repite el proceso con unos 4 a 5 chokes, se realiza esta prueba en pozos de mediana y alta permeabilidad. Se deja fluir el pozo con diferentes chokes, una vez que se ha dejado fluir con los 4 o 5 chokes, se cierra el pozo nuevamente para estabilizar la presión.
Choke
Q
Pwf
(Pr^2 – Pwf^2) /
MMscfd
(Psi)
10^3 (Psi)
-
0
4850 (Pr)
23522,5
1
0,95
4080
6876,1
2
1,4
3677
10002,2
3
1,8
3166
13498,9
4
2,3
2920
14996,1
log log = log log
.
=∗ ∗∗∗∗ 0,04∗10 ó = = ∗
.
IPR f (Pwf vs Q)
. .
