ANÁLISIS NODAL Y FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS
El análisis nodal es una técnica basada en procedimientos de análisis de sistemas que consiste en combinar los distintos componentes de un pozo de gas o petróleo, con el propósito de predecir las tasas de flujo y optimizar los distintos componentes en el sistema, para así tomar decisiones que conlleven al aumento en la producción de los hidrocarburos del yacimiento. yacimiento. Análisis integral del sistema de producción, combinando el comportamiento del flujo de fluidos desde el yacimiento, pozo, estrangulador y línea de descarga.
El análisis nodal es una técnica basada en procedimientos de análisis de sistemas que consiste en combinar los distintos componentes de un pozo de gas o petróleo, con el propósito de predecir las tasas de flujo y optimizar los distintos componentes en el sistema, para así tomar decisiones que conlleven al aumento en la producción de los hidrocarburos del yacimiento. yacimiento. Análisis integral del sistema de producción, combinando el comportamiento del flujo de fluidos desde el yacimiento, pozo, estrangulador y línea de descarga.
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 y cemento. 2. Flujo a través de la tubería vertical en la sarta de producción, considerando cualquier posible restricción como empacamientos, válvulas de seguridad y estranguladores de fondo.
3. Flujo a través de la tubería horizontal en la línea de descarga, considerando el manejo de estranguladores en superficie. Entonces, variando los gastos y empleando el método y correlación de flujo multifásico que se considere adecuado dependiendo de las características de los fluidos, se calcula la caída de presión entre dos nodos.
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 s eparación en la superficie (Psep).
La trayectoria del flujo multifásico de aceite y gas desde el yacimiento hasta su almacenamiento se muestra en la anterior figura y se divide en tres etapas: influjo o entrada, flujo vertical y flujo horizontal y las perdidas de presión son: 1. ΔP1
Flujo a través del medio poroso (influjo), puede generar perdidas entre 10-50% de las perdidas totales. Flujo multifásico del fondo del pozo hasta superficie 2. ΔP2 o cabeza de pozo (flujo vertical). Puede generar perdidas entre el 30-80% de las perdidas totales. Flujo multifásico desde cabeza de pozo hasta tanques 3. ΔP3 de almacenamiento (flujo horizontal). Puede generar perdidas entre el 5-30% de las perdidas totales. Estas perdidas pueden ser afectadas si es necesario que el pozo tenga alguna restricción (choque).
CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA 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 a 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: Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - ∆Py –∆Pc Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep +∆PI +∆Pp En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo: Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – ∆py – ∆pc -∆Pp Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep +∆Pl
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 o de fluidos 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 o de fluidos de la instalación (Outflow Curve)
Curva de Oferta
Curva de Demanda
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 ∆P 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 ∆Plinea flujo y ∆Pp.
Optimización del sistema (Variación de las diferentes variables, para evaluar el efecto de algún cambio en el sistema, ej: la línea de flujo). Importante la selección del nodo.
FLUJO DE FLUIDOS EN EL YACIMIENTO(IPR) Para cada presión fluyente en el fondo del pozo (en la cara de la arena) el área de drenaje del yacimiento quedará sometida a un diferencial de presión que dependerá de la energía del yacimiento (Pws-Pwfs), este diferencial provocará el flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo y la mayor o menor tasa de producción aportada dependerá fundamentalmente del índice de productividad del pozo. La IPR se considerará en lo sucesivo como una curva de oferta de energía o afluencia de fluidos que el yacimiento entrega al pozo (Pwfs v.s. q).
Indice de Productividad Se define como índice de productividad (J) a la relación existente entre la tasa de producción (qo) y el diferencial de presión del yacimiento (P ws) y la presión del fondo fluyente en el pozo. Matemáticamente se define como:
J
BPD lpc
qo BPD Pws Pwf lpc
qo BPD P lpc
Entre los factores que afectan al índice de productividad tenemos: •Mecanismos de Producción del yacimiento. •Comportamientos de fases en el yacimiento. •Turbulencia en la vecindad del pozo. •Comportamiento de Permeabilidad relativa.
Indice de Productividad
Una escala de valores de índice de productividad es la siguiente: •
Baja Productividad : J< 0.5 BPD/ lpc.
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Productividad media: 0.5 BPD/ lpc < J < 1.0 BPD/ lpc.
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Alta Productividad: 1.0 BPD/ lpc < J < 2.0 BPD/ lpc.
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Excelente Productividad : J> 2.0 BPD/ lpc.
Daño de Formación
Se define como daño de formación (S), como cualquier restricción al flujo de fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo. Esta reducción (S) puede ser causada por las diferentes fases de un pozo desde su perforación hasta su vida productiva: •
Durante la Perforación.
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Durante la Cementación.
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Durante la Completación.
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Durante el Cañoneo.
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Durante una estimulación matricial
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Durante un fracturamiento hidráulico.
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Durante el Proceso de Producción del pozo.
FLUJO DE FLUIDOS EN EL COMPLETAMIENTO
FLUJO DE FLUIDOS EN EL COMPLETAMIENTO La permeabilidad de la zona triturada o compactada es: a) El 10% de la permeabilidad de la formación, si es perforada en condición de sobre-balance. b) El 40% de la permeabilidad de la formación si es perforada en condición de bajo-balance. Mcleod especificó un rango de valores pero se trabajara con estos promedios. Para obtener la curva de oferta de energía en el fondo del pozo, Pwf vs ql, se le debe sustraer a la IPR para cada tasa de producción, la caída de presión que existe a través de la completación, es decir: Pwf (oferta) = Pwfs -∆Pc
FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS Esta habilidad representada gráficamente en un eje de coordenadas Pwf vs q genera una curva, que se conoce comúnmente como Curva de Demanda de la instalaciones. La curva de Demanda es independiente de la curva de Oferta y para su obtención es necesario realizar un estudio de flujo multi-fasico en tuberías tanto verticales como horizontales que permitirá calcular las perdidas de presión de los fluidos a lo largo del pozo y las líneas de superficie.
PATRONES DE FLUJO MULTIFÁSICO Describe la forma en que se distribuyen las fases en un segmento de tubería. El patrón de flujo es influenciado por la geometría de la tubería, por las propiedades físicas de la mezcla (densidad, tensión superficial, viscosidad) y por las tasas de flujo. Durante el transporte de los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador en la estación de flujo existen pérdidas de energía tanto en el pozo como en la línea de flujo en la superficie. Las fuentes de pérdidas de energía provienen de los efectos gravitacionales, fricción y cambios de energía cinética.
La existencia de patrones de flujo en un sistema bifásico dado depende de las siguientes variables:
Parámetros operacionales, es decir, tasas de flujo de gas y líquido.
Variables geométricas incluyendo diámetro de la tubería y ángulo de inclinación.
Las propiedades físicas de las dos fases, tales como; densidades, viscosidades y tensiones superficiales del gas y del líquido.
PATRONES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍA HORIZONTAL En el flujo horizontal la energía potencial no influye.
1. PATRÓN DE FLUJO SEGREGADO
2. PATRÓN DE FLUJO INTERMITENTE Es aquel en el cual el gas y el líquido fluyen alternadamente a través de la tubería. Se divide en dos regímenes de flujo: flujo bache y flujo tapón. El flujo bache consiste en grandes baches de líquido alternado con burbujas de gas a alta velocidad llenando la mayor parte de la tubería. El flujo tapón se caracteriza por el flujo de grandes burbujas de gas a lo largo de la tubería.
3. PATRÓN DE FLUJO DISTRIBUIDO
PATRONES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS VERTICALES
En este rango de ángulos de inclinación, el patrón estratificado desaparece y un nuevo modelo de flujo es observado: el Churn Flow. Generalmente los patrones de flujo son más simétricos alrededor de la dirección axial, y menos dominados por gravedad. Los patrones de flujo existentes son Flujo Burbuja (Bubbly Flow y Flujo de Burbuja Dispersa), Slug Flow, Churn Flow, Flujo Anular.
1. FLUJO BURBUJA La fase gaseosa es dispersa en pequeñas burbujas discretas en una fase líquida continua, siendo la distribución aproximadamente homogénea a través de la sección transversal de la tubería. Este patrón es dividido en Flujo Bubbly ocurre a tasas relativamente bajas de líquido, y es caracterizado por deslizamiento entre fases de gas y líquido. El Flujo de Burbuja Dispersa en cambio, ocurre a tasas relativamente altas de líquido, logrando esta fase arrastrar las burbujas de gas de tal forma que no exista deslizamiento entre las fases.
2. FLUJO SLUG (TAPÓN “SL”) Este patrón de flujo en tuberías verticales es simétrico alrededor del eje de la tubería. La mayoría de la fase gaseosa esta localizada en bolsillos de gas en forma de una gran bala denominada “Taylor Bubble” con un diámetro casi igual al diámetro de la tubería. El flujo consiste de sucesivas burbujas separadas por tapones de líquido. Una delgada película líquida fluye corriente abajo entre la burbuja y la pared de la tubería. La película penetra en el siguiente tapón líquido y crea una zona de mezcla aireada por pequeñas burbujas de gas.
3. FLUJO CHURN (TRANSICIÓN “CH”) Este patrón de flujo es caracterizado por un movimiento oscilatorio, este tipo de flujo es similar al slug flow, los límites no están bien claros entre las fases. Ocurre a mayores tasas de flujo de gas, donde el tapón de líquido en la tubería llega a ser corto y espumoso.
4. FLUJO ANULAR (NEBLINA “AN”) En flujo vertical, debido a la simetría de flujo el espesor de la película líquida alrededor de la pared de la tubería es aproximadamente uniforme. Como en el caso horizontal el flujo es caracterizado por un rápido movimiento de gas en el centro. La fase líquida se mueve más lenta como una película alrededor de la pared de la tubería y como gotas arrastradas por el gas.
VARIABLES QUE AFECTAN LAS CURVAS DE GRADIENTE VERTICAL Y HORIZONTALES • • •
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Efecto del diámetro de la tubería: A medida que el diámetro de la tubería disminuye las perdidas de presión a lo largo de la tubería. Efecto de la tasa de flujo: A mayores tasa de flujo, mayores serán las perdidas de presión en la tubería. Efecto de la relación gas-liquido: A medida que aumenta la relación gas-liquido, la presión de fondo fluyente disminuye hasta llegar a un mínimo (RGL optima) . Efecto de la densidad del liquido : A medida que la densidad del liquido aumenta, aumenta el gradiente. Efecto del %AyS : A medida que aumenta la proporción de agua aumenta el peso de la columna de fluidos . Efecto de la Viscosidad liquida : A medida que aumenta la viscosidad aumentan las perdidas de energía . Efectos del deslizamiento: A mayor deslizamiento entre las fases, mayor es la perdida de energía.
USO DE LAS CURVAS DE GRADIENTE DE PRESIÓN YA GRAFICADAS
Cuando no se dispone de simuladores de flujo multifásico en tuberías(Pipesim, Wellflo, Prosper, Naps, etc.) se deben utilizar curvas de gradiente de presión publicadas en la literatura y que representen aceptablemente el flujo multifásico en tuberías, por ejemplo las presentadas por K. Brown en la serie “ The Technology of Artificial LiftMethods”. En las siguientes figuras se ilustra el cálculo de la Pwh y Pwf a partir de la Psep.
La principal aplicación de las curvas de gradiente horizontal, consiste en determinar la contrapresión necesaria en el cabezal del eductor para llevar los fluidos producidos a una tasa determinada desde el pozo al separador y la principal aplicación de las curvas de gradiente vertical consiste en determinar la presión fluyente requerida en el pozo para levantar los fluidos desde el fondo hasta superficie a una tasa determinada.
RANGOS CARACTERÍSTICOS DE LA CURVA DE DEMANDA
RANGO DE TASAS SEGÚN TAMAÑO DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
ECUACIONES PARA ESTIMAR EL COMPORTAMIENTO DE LOS REDUCTORES Existen varias ecuaciones empíricas que describe el comportamiento de la presión de cabezal en función de la relación gas-líquido (R),tamaño del reductor, (S), y la tasa de producción q. La fórmula comúnmente utilizada en los cálculos concernientes al flujo multifásico a través de los reductores de producción es la ofrecida por Gilbert en 1954.
