CONTENIDO: OBJETIVOS: General Específicos INTRODUCCIÓN: El análisis nodal es utilizado ampliamente en muchos campos hoy día, su aplicación a sistemas de producción de pozos de petróleo y gas permite optimizar su producción determinando ciertas condiciones de operación. Todo pozo productor es perforado y completado con el fin de conducir aceite o gas desde su ubicación original en el yacimiento hasta los tanques de almacenamiento o líneas de venta según según sea el caso. Transporta Transportarr estos fluidos requiere requiere energía energía para superar las perdidas por fricción a travs del sistema de producción y lograr llevarlos hasta la superficie. superficie. !os fluidos deben deben desplazarse desplazarse a travs del yacimiento y el sistema de tuberías y por último entrar a un separador para lograr la separación separación gas"liquido. El siste sistema ma de produc producci ción ón pued puede e ser ser relat relativa ivamen mente te simple simple o pued puede e inclui incluirr muchos muchos componentes en los cuales tienen lugar prdidas de presión. Teniendo en cuenta lo anterior, el completamiento de pozos de petróleo y gas resulta determinante para las tasas de producción# el caudal que puede producirse es una función directa del dise$o de los sistemas de producción# cuando este dise$o se considere ineficiente, se deben concentrar concentrar esfuerzos esfuerzos en traba%os de optimización optimización y reacondiciona reacondicionamiento, miento, y es aquí donde entra en escena el análisis análisis nodal como una herramienta de optimización.
El análisis nodal es un proceso metodológico, que consiste en la evaluación de los sistemas de producción y el estudio del comportamiento del sistema pozo"formación, analizando la respuesta de estos sistemas a cualquier variación intencional en las variable variables s operacio operacionale nales s involuc involucrada radas s en el proceso proceso de producc producción. ión. &l comparar comparar la configuración configuración original y las alternativas, unas con otras, se determinan determinan las condiciones de operación más óptimas para continuar la producción.
Teniendo en cuenta que la mayor cantidad de la producción mundial de petróleo es proveniente de campos maduros, y que el concepto de análisis nodal en pozos de petróleo y gas, solo fue introducido hasta '()* por +ilbert# los sistemas de producción de dichos campos pueden ser evaluados yo re evaluados, lo que puede representar cierto incremento en la producción de fluidos.
&unque el incremento incremento de ratas de flu%o en pozos de alta productividad, productividad, es su me%or carta de presentación, el análisis nodal resulta tambin una e-celente herramienta para pozos de ba%a productividad.
DESARROLLO: El análisis nodal se define como la segmentación de un sistema de producción en puntos o nodos, donde se producen cambios de presión. !os nodos están definidos por diferentes ecuaciones o correlaciones. El análisis nodal es presentado para evaluar efectivamente un sistema completo de producci producción, ón, consider considerand ando o todos todos los componen componentes tes del sistema sistema comenza comenzando ndo por la presión de reservorio r y terminando en el separador, incluyendo el flu%o a travs del medio poroso, flu%o a travs de las perforaciones de terminación, flu%o a travs de la tubería de producción con posibles restricciones de fondo, flu%o por la línea horizontal pasando a travs del estrangulador en superficie hacia el separador. El ob%etivo principal del análisis nodal, es el de diagnosticar el comportamiento de un pozo, optimizando la producción, variando los distintos componentes mane%ables del sistema para un me%or rendimiento económico. ara que ocurra el flu%o de fluidos en un sistema de producción, es necesario que la energía de los fluidos en el reservorio sea capaz de superar las prdidas de carga en los diversos componentes del sistema. !os 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 surgencia. !a /igura '.' muestra un sistema de producción simple, con tres fases0 '1 /lu%o /lu%o a trav travs s del del medio medio poros poroso. o. 21 /lu%o /lu%o a travs de la tuberí tubería a vertical vertical o direccio direccional nal.. 31 /lu%o /lu%o a travs travs de tuberí tubería a horizont horizontal. al.
El Sise!a "e #ro"$cci%n: &'& El Sise!a "e pro"$cci%n ( s$s co!ponenes: El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las líneas de flu%o en la superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flu%o del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación 4perforaciones o ca$oneo1, el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la e-tracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos e-traídos de los yacimientos.
&') #roceso "e pro"$cci%n: El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio e-terno de drena%e en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flu%o. En la figura se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados0 5acimiento, 6ompletación, ozo, y !ínea de /lu%o 7uperficial. E-iste una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, 8s, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flu%o, sep.
Recorri"o "e los fl$i"os en el sise!a Transporte en el yacimiento0 El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es 8s, via%a a travs del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, r8, donde la presión es 8fs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de ba%a capacidad de flu%o 49o.h1, presente restricciones en la cercanías del hoyo 4da$o, 71 y el fluido ofrezca resistencia al flu%o 4:o1. ;ientras más grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo aumentando el índice de productividad del pozo. !a perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo. Transporte en las perforaciones0 !os 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 prdida 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 e-puesta a flu%o. &l atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión 8f.
Transporte en el pozo0 5a dentro del pozo los fluidos ascienden a travs de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. !legan al cabezal del pozo con una presión 8h. Transporte en la línea de flu%o superficial0 &l salir del pozo si e-iste un reductor de flu%o 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 flu%o, lf, luego atraviesa la línea de flu%o superficial llegando al separador en la estación de flu%o, con una presión igual a la presión del separador sep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo. En las siguientes figuras se presentan los componentes del sistema de una manera más detallada así como el perfil de presión en cada uno de ellos.
!a prdida de energía en forma de presión a travs de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flu%o transportado en el componente.
&'* Capaci"a" "e pro"$cci%n "el sise!a: !a prdida de energía en forma de presión a travs de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flu%o 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. !a suma de las prdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la prdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, 8s, y la presión final, sep0 8s < sep =>y ? >c ? >p ? >l
Don"e: >y = 8s < 8fs = 6aída de presión en el yacimiento, 4@A1. >c = 8fs" 8f = 6aída de presión en la completación, 4Bones, Clount D +laze1. >p = 8f"8h = 6aída de presión en el pozo. 4/;T vertical1.
>l = 8h < sep = 6aída de presión en la línea de flu%o. 4/;T horizontal1
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 4nodos1 de la trayectoria del proceso de producción0 cabezal del pozo, separador, etc. ara realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flu%o y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flu%o 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 sep. or e%emplo, sí el nodo está en el fondo del pozo0 resión de llegada al nodo0 8f 4oferta1 = 8s " >y < >c resión de salida del nodo0 8f 4demanda1= sep ? >l ? >p
En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo0 resión de llegada al nodo0 8h 4oferta1 = 8s < >py < >pc " >p resión de salida del nodo0 8h 4demanda1 = sep ? >l
6urvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo0 6urvas ! @A. !a representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina 6urva de Fferta de energía del yacimiento 4@nflo8 6urve1, y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina 6urva de Gemanda de energía de la instalación 4Futflo8 6urve1. 7i se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la @A 4H@nflo8 erformance AelationshipsI1 y la de demanda es la ! 4Hertical !ift erformanceI1
+C%!o reali,ar el -alance "e ener.ía/ El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numrica o gráficamente. ara realizarlo numricamente 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 comple%idad de las formulas involucradas en el calculo de las Js en función del caudal de producción.
Don"e: qo=
Tasa de producción, bbpd.
:o=
iscosidad, cps
Co=
/actor volumtrico del petróleo, bybn.
re=
Aadio de drena%e, pies.
r8=
Aadio del pozo, pies.
7=
/actor de da$o, adim.
9o=
ermeabilidad efectiva al petróleo, md.
h=
Espesor de arena neta petrolífera, pies.
K=
6oeficiente de velocidad para flu%o turbulento, 'pie.
Lo=
Gensidad del petróleo, lbmpie3
rp=
Aadio de la perforación, pulg.
rc=
Aadio de la zona triturada alrededor del túnel perforado, pulg.
!p=
!ongitud del túnel perforado, pies.
9p=
ermeabilidad de la zona triturada, md.
T= Gensidad de tiro, tirospie. hp=
!ongitud del intervalo ca$oneado, pies.
g=
&celeración de la gravedad, 32,2 pieseg2
gc=
6onstante gravitacional, 32,2 pieseg2. lbmlbf.
ggc= 6onversión de maas en fuerza, ' lbflbm. &t=
&rea seccional de la tubería, pie2.
>M=
!ongitud del intervalo de tubería, pies.N
Lm= Gensidad de la mezcla multifásica gas"petróleo, lbmpie3 L=
&ngulo que forma la dirección de flu%o con la horizontal.
fm=
/actor de fricción de ;oody de la mezcla multifásica gas"petróleo, adim.
m=
elocidad de la mezcla multifásica gas"petróleo,pieseg.
ara obtener gráficamente la solución, se dibu%an ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan. !a figura muestra el procedimiento paso a paso0
ara 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 >y y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar la caída de presión a travs del ca$oneo o perforaciones 4>c1 y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flu%o multifásico en tuberías que permitan predecir aceptablemente >l y >p.
Opi!i,aci%n Glo-al "el Sise!a Ona de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es optimizar globalmente el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flu%o tanto en superficie como en el subsuelo, para ello es necesario la realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema.
!a tcnica puede usarse para optimizar la completación del pozo que aun no ha sido perforado, o en pozos que actualmente producen quizás en forma ineficiente. ara este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que a pesar de que la misma no modifica la capacidad de producción del sistema, si interviene en el tiempo de e%ecución del simulador. El nodo debe colocarse %ustamente antes 4e-tremo aguas arriba1 o despus 4e-tremo aguas aba%o1 del componente donde se modifica la variable. or e%emplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flu%o sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal o en el separador que en el fondo del pozo. !a tcnica comercialmente recibe el nombre de &nálisis Podal 4HPodal 7ystems &nalysisIT;1 y puede aplicarse para optimar pozos que producen por flu%o natural o por levantamiento artificial
01o"os "e pro"$cci%n: 2l$3o Na$ral ( Le4ana!ieno Arificial 6uando e-iste 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 4separador y con%unto de tuberías0 línea y tubería de producción1 sin necesidad de utilizar fuentes e-ternas de energía en el pozo, se dice entonces que el pozo es capaz de producir por /!OBF P&TOA&!. & travs del tiempo, en yacimientos con empu%e hidráulico, los pozos comienzan a producir con altos cortes de agua la columna de fluido se hará mas
pesada y el pozo podría de%ar de producir. 7imilarmente, en yacimientos volumtricos con empu%e por gas en solución, la energía del yacimiento declinará en la medida en que no se reemplacen los fluidos e-traídos trayendo como consecuencia el cese de la producción por flu%o natural.
6uando cesa la producción del pozo por flu%o natural, se requiere el uso de una fuente e-terna de energía para lograr conciliar la oferta con la demanda# la utilización de esta fuente e-terna de energía en el pozo con fines de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina mtodo de !E&PT&;@EPTF &AT@/@6@&!.
Entre los mtodos de !evantamiento &rtificial de mayor aplicación en la @ndustria etrolera se encuentran0 el !evantamiento &rtificial por +as 4!.&.+1, Combeo ;ecánico
4C.;.61 por cabillas de succión, Combeo Electro"6entrifugo 7umergible 4C.E.71, Combeo de 6avidad rogresiva 4C.6.1 y Combeo Qidráulico tipo Bet 4 C.Q.B1.
El ob%etivo de los mtodos de !evantamiento &rtificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el ob%eto de ma-imizar el diferencial de presión a travs del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción0 migración de finos, arenamiento, conificación de agua ó gas, etc.
rincipio de funcionamiento de cada mtodo de producción0
& travs de recursos audiovisuales presentados por la compa$ía Reatherford se e-plicaran el principio de levantamientofuncionamiento de cada mtodo. El ingeniero de producción debe participar en el desarrollo del plan de e-plotación del yacimiento para realizar una adecuada selección del mtodo o mtodos de levantamiento en los pozos, acorde con la estrategia de e-plotación establecida.
NODOS &'*5 No"o On nodo es el punto donde e-iste un cambio en el rgimen o dirección de flu%o. !os cuales se pueden dividir en nodo 6omún y nodo fi%o.
&'*'&'& No"o 2i3o 7on los puntos terminales e inicial del sistema de producción, donde no e-iste una caída de resión.
&'*')'& No"o Co!6n 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 e-presadas por ecuaciones físicas o matemáticas que relacionan la presión y caudal. !a /igura '.3 muestra los nodos comunes y fi%os que se utilizan con más frecuencia. Todos los componentes aguas arriba del nodo, comprenden la sección de flu%o de entrada 4inflo81, en cuanto a la sección de flu%o de salida 4outflo81 agrupa todos los componentes aguas aba%o. Es importante notar que para cada restricción localizada en el sistema, el cálculo de la caída de presión a travs del nodo, como una función del caudal, esta representado por la misma ecuación general0 ∆ P =Q
n
Ona vez el nodo es seleccionado, se realiza un balance de presiones que representan al nodo0
Estas relaciones deben cumplir los siguientes requisitos0 '1 El caudal que ingresa al nodo debe ser igual al de salida. 21 7olamente e-iste una presión en el nodo.
&'7'5 Ele!enos $sa"os en el Sise!a "el An8lisis No"al 6onsiderando las variadas configuraciones de pozos de un sistema de producción, estos elementos, tambin llamados componentes, pueden ser muchos debido a que e-isten sistemas muy comple%os de terminación. !os más comunes están representados en la /igura '.3.
&'7'&'5 U-icaci%n "e los No"os co!ponenes Fbservando la /igura '.3, podemos determinar las posiciones de los nodos componentes más comunes, siendo estos modificados de acuerdo a necesidades y requerimientos del sistema de producción o políticas de producción adoptadas. Podo osición Tipo 'S !ínea de etróleo al Tanque /i%o ( !ínea de venta de gas /i%o 7eparador /i%o U !ínea de /lu%o Qorizontal 6omún V 6hoque 7uperficial 6omún ) 6abeza de ozo /i%o * Aestricciones o choque de fondo 6omún 3 Tubería ertical o @nclinada 6omún
2 álvula de 7eguridad 6omún ' resión fluyente de fondo
&'7')'5 Co!ponenes 9$e iner4ienen en el An8lisis No"al: 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.
&'7')'&'5 Separa"or: En el proceso de separación de petróleo y gas en los campos, no e-iste un criterio único para establecer las condiciones más adecuadas de producción óptima de los equipos. El análisis nodal T;, está orientado a obtener ciertos ob%etivos puntuales que nos den condiciones de má-ima eficiencia en el proceso de separación# obteniendo de esta manera0
<a eficiencia en el proceso de separación de gas <etróleo ;ayor incremento en los volúmenes de producción @ncremento en la recuperación de líquido Gisminución de costos por compresión Estabilización de gas"condensado
&'7')')'5 Línea "e 2l$3o ori,onal' 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 flu%o 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 con%unto del sistema en su interrelación con los demás nodos.
&'7')'*'5 Línea "e 2l$3o Verical' Este componente es el que comunica el fondo del pozo con la superficie, donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones de presión y temperatura, que están de acuerdo a la profundidad. En este componente e-iste la mayor prdida de energía del sistema, que va desde el 2S al )S W de acuerdo a la relación gas condensado y corte de agua.
&'7')'7'5 C;o9$e S$perficial. Es el que controla la producción del pozo con el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de producción, siendo que en este componente se produce una presión diferencial que puede ser calculada con una de las muchas ecuaciones para choques o estranguladores.
&'7')'<'5 Ca-e,a "e #o,o' Es un punto del sistema en el que se produce el cambio de dirección, de flu%o vertical a flu%o horizontal, y de donde se toma el dato de la presión de surgencia para conocer la energía de producción del pozo, siendo tambin un punto crítico que es tomado en cuenta para su análisis dentro del sistema.
&'7')'='5 V8l4$la "e Se.$ri"a"' Este componente, es un elemento que se instala en la tubería vertical y que opera en cualquier anormalidad del flu%o que puede ocurrir en el transcurso de la producción, siendo vital para la seguridad operativa del pozo.
&'7')'>'5 C;o9$e "e fon"o. Ge acuerdo a la necesidad de elevar la presión o controlar la energía en el flu%o de la línea vertical, así como tambin, tener una presión de aporte y elevación controlada, se procede a la ba%ada 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.
&'7')'?'5 #resi%n fl$(ene' Esta es muy importante para el sistema, ya que de ella depende toda la capacidad de la instalación que se desea conectar al reservorio a travs del pozo y así producir todo el campo. Esta presión, es medida en el fondo del pozo y tomada en el punto medio del nivel productor. 7u determinación se la hace en una forma indirecta utilizando herramienta mecánica o electrónica de toma de presión, o tambin se la puede calcular utilizando correlaciones.
&'7')'@'5 Co!pleaci%n o #erforaciones en el 2on"o' Este nodo es muy importante en el sistema de producción debido a que comunica el reservorio con el pozo, y de l depende mucho el potencial de entrega de pozo, debido a la disminución del área por donde debe pasar el fluido, la cual puede ser e-presada por correlaciones.
&'7'*'5 #resi%n Consane El nodo , ubicado en un sistema de producción en el separador, establece que e-isten dos presiones que no están en función del caudal de producción del reservorio. !a presión de separación es usualmente regulada a una presión de entrega de gas, planta o la presión de succión del compresor nodo . or lo tanto, la presión del separador 4sep1 será constante para cualquier caudal de flu%o. !a presión del reservorio 4A1, nombrada por el nodo ', será tambin considerada constante en el momento de la prueba o análisis. El balance de presión para el nodo en el choque se puede definir como0
&'7'7'5 An8lisis "el sise!a en el fon"o "e po,o 7i colocamos el nodo solución en el fondo de pozo, esto nos permite aislar el reservorio de las tuberías tanto vertical como horizontal# dando la posibilidad de estudiar varios efectos, podemos estudiar la sensibilidad al diámetro de tubería manteniendo los parámetros de reservorio constante y la sensibilidad de los parámetros de reservorio como la permeabilidad, da$o, conductividad. er /iguras '.) y '.V. !a ecuación de flu%o de entrada y salida respectivamente son0
En trada =7alida
&'7'< Opi!i,aci%n "e la $-ería "e pro"$cci%n Ono de los componentes más importantes en un sistema de producción, es la sarta de producción. Gebido a que cerca del )S W de la prdida total de presión en un pozo de gas puede ocurrir por la movilización de los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie. On problema común en los proyectos de completación, es el seleccionar un tama$o de tubería de producción basados en critrios totalmente irrelevantes, como por e%emplo, el tama$o que se tiene disponible en almacn. !a selección del tama$o de la tubería de producción debe ser hecha en base a datos disponibles, ya sea pruebas de /ormación o datos de reservorio, lo cual no es posibles hacerlos en pozos e-ploratorios por falta de información confiable.
& medida que el área de flu%o vertical se incrementa, las velocidades de flu%o disminuyen pudiendo llegar a generar que las condiciones de flu%o sean inestables e ineficientes, esto ocasiona que se forme un escurrimiento de líquido, formándose la acumulación de líquido en el fondo del pozo, que podría ocasionar el ahogo o muerte del pozo. Ona situación similar se presenta en pozos de ba%a productividad y diámetro e-cesivo de tubería, 4/igura '.U1. or el contrario, en las tuberías de producción muy peque$as el caudal de producción es restringido a causa de la prdida e-cesiva de fricción. On problema común que ocurre en la completación de pozos de alto potencial, es el de instalar tuberías de producción con diámetros e-cesivos 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 fondo.
!a respuesta de la capacidad de producción con la variación del área de flu%o, es muy importante para poder definir el diámetro de tubería que se deba ba%ar a un pozo, ya que para dos diámetros distintos de tubería obtendremos distintos caudales. or e%emplo, si tenemos un diámetro d2 mayor a d', el caudal q2 aumenta un porcenta%e con respecto al caudal q' # quiere decir, que estamos frente a un pozo restringido por el comportamiento de flu%o de salída 4outflo81. !a severidad de la restricción, dependerá
del porcenta%e del incremento del caudal con un cambio del tama$o de la sarta. or el contrario, para un d2 X d' el caudal q2 es apro-imadamente igual al caudal q' , no se %ustificarán el costo de una inversión para un cambio de tama$o de tubería ver 4 /igura '.U.1
&'7'=5 Efeco "e A.oa!ieno "el Reser4orio &l aislar los componentes de las tuberías tanto vertical como horizontal, podemos observar el efecto de &gotamiento del reservorio, con su disminución de su capacidad productiva, conforme transcurre el tiempo. Teniendo en cuenta los cambios de la relación gas"condensado A+6 y el corte de agua. !as intersecciones de las curvas aguas arriba y aguas aba%o para las mismas condiciones de la presión de reservorio, da como resultado las capacidades de producción para esta relación 4 ver figura '. 1. ;antener la producción en un caudal constante, implicaría una disminución de la presión de fondo fluyente a medida que la presión del reservorio declina. E-isten dos formas para lograr esto0
!a primera, es instalando un compresor para reducir la presión del separador. !a segunda, es instalando una línea de flu%o y tuberías de mayor diámetro para disminuir la caída de presión en el sistema de tuberías.
&'<'5 An8lisis "el Sise!a No"o en Ca-e,a "e #o,o
6on la ubicación del nodo de solución en la cabeza del pozo 4nodo )1, la línea de flu%o horizontal está aislada facilitando el análisis de cambio de diámetro de la misma y de la caída de presión en la línea o conducto. Puevamente el sistema total es dividido en dos componentes, constituyendo el separador y la línea de flu%o horizontal como un componente, y el reservorio más la sarta de tubería vertical como un segundo componente# ver la figura '.( muestra, el primer componente. !a línea de flu%o empieza con la presión de separación incrementándose, la presión en la línea de acuerdo a la prdida de presión debido a los efectos de fricción y aceleración, determinándose la presión final en cabeza de pozo para mover el caudal asumido. !a /igura '.'S, muestra el segundo componente del sistema# la línea de flu%o empieza con la presión de reservorio, la cual va disminuyendo de acuerdo a las restricciones encontradas, primeramente, se debe descontar la prdida de presión obtenida en las perforaciones en el caso que el pozo este completado, luego se descuenta la prdida de presión por elevación, fricción y aceleración obtenida en la tubería vertical encontrando la presión en cabeza para cada caudal asumido. !as tablas de cálculos de las prdidas de presión y los procedimientos de cálculos los mostramos, más e-plícitamente, en el capítulo ) de este libro. !a presión del nodo para este caso está dada por0
&'='5 An8lisis "el Sise!a en el Separa"or 6on la ubicación del nodo en el separador se puede dividir el sistema en dos componentes, para optimizar la presión de separación, con los distintos diámetros de choques en el caso de que e-istan. El primer componente del sistema es el separador. El segundo componente del sistema muestra el reservorio, tubería y líneas de flu%o. !a /igura '.'2 nos muestra el efecto de la presión de separación para los distintos choques y el má-imo caudal que podríamos obtener. !a solución es obtenida haciendo el gráfico , como calculado para la sep vs qsc ,como sc calcuado para la relación0
El incremento o reducción de presión del separador, está ligado al comportamiento del sistema de tubería y en particular a la línea de flu%o. &l disminuir la presión del separador se logra un incremento en el caudal del pozos y para los pozos de alta productividad se ve refle%ado mucho me%or. ;uchas veces e-iste el criterio erróneo de producir un pozo ba%o condiciones de flu%o subcrítico, siendo me%or producir ba%o condiciones críticas eliminando el efecto de contrapresión del separador al reservorio, de%ando baches de líquido en el fondo. En pozos con ba%a productividad, el componente restrictivo puede ser el mismo reservorio y un cambio de presión del separador tendrá un efecto insignificante sobre el caudal, porque adicionales caídas de presión ofrecen peque$os incrementos en la producción.
CONCLUSIÓN RECO0ENDACIÓN BIBLIOGRA2A
