ANÁLISIS NODAL
Área de Drene
Integrantes
Angulo Becker Estefany Francelis Ascencio Trejo Hansel Eduardo Méndez García Lázaro Valencia Hernández Juan Carlos Bustos Gómez José Luis
Objetivos Que el alumno desarrolle las capacidades para desarrollar un nodo de estudio en el área de drenaje de un pozo y poder estimar el potencial máximo que esté puede aportar.
Introducció n 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. Se le llama análisis nodal porque se divide el sistema de flujo en partes (nodos), con la finalidad de predecir el gasto y la presión en los nodos de unión de los sub-sistemas, o bien en los extremos del mismo.
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 se muestra el sistema completo con cuatros 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 de yacimiento, Pws y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep.
Transporte en el yacimiento: Área de drene
Área de drenaje: Con fines de simplificar la descripción del flujo de fluido en el yacimiento se considera el flujo de petróleo negro en la región del yacimiento drenada por el pozo, comúnmente conocida como volumen de drenaje, y adicionalmente, se asumirá homogéneo y de espesor constante (h) por lo que en lo sucesivo se hablarán de área de drenaje del yacimiento.
El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re (radio exterior) del pozo donde la presión es Pws (presión de fondo estática), viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs (presión de fondo fluyente). En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en las cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µ0). Mientras mas grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo, aumentado el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.
Capacidad de producción del sistema La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluido 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:
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 trasportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep. Cuando el nodo esta en el fondo del pozo tenemos lo siguiente:
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 Curca de Oferta de energía del yacimiento (Inflow Curve), y la representación grafica 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 relationship”) y la demanda es la VLP (“Vertical Lift Performance”).
¿Cómo realizar el balance de energía? El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica o gráficamente esta última a través de la intersección de las curvas de oferta y demanda. 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.
Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan.
Comportamiento de afluencia de las arenas productoras
Ley generalizada de Darcy El uso de la ley de Darcy debe ser siempre considerada en la predicción de las tasa de flujo desde el yacimiento hasta el borde del pozo, es decir, permite estimar la tasa de producción de petróleo que será capaz de aportar un área de drenaje de forma circular hacia el pozo productor. La siguiente expresión puede utilizarse para predecir cualquier condición de flujo y es aplicable para petróleo y gas:
Ley de Darcy para flujo continuo o de estado estable para flujo monofásico en pozos verticales En yacimientos petrolíferos donde la presión estática y la presión de fondo fluyente del pozo son mayores que la presión de burbuja, Pb, existe flujo de una sola fase (petróleo) y si adicionalmente existe una fuente de energía, por ejemplo un acuífero, que mantenga la presión constante en el borde exterior del área de drenaje (r=re), la ley de Darcy para flujo radial continuo es la siguiente:
Ley de Darcy para flujo Pseudo-Continuo o de estado Pseudo-Estable para flujo monofásico en pozos verticales No existe una fuente de energía que mantenga la presión constante en el borde exterior del área de drenaje pero existe una pseudo-estabilización de la presión en todos los puntos del área de drenaje, la ley de Darcy para flujo semi-continuo es la siguiente:
Ley de Darcy para flujo Transitorio, para flujo monofásico en pozos verticales Es definido como el régimen de flujo donde el radio de propagación de la onda de presión desde el pozo no alcanza los límites del yacimiento, la ley de Darcy para flujo transitorio es la siguiente:
Comportamiento de afluencia de formaciones productoras Las ecuaciones anteriormente descritas deben utilizarse para determinar si un pozo esta produciendo apropiadamente, es decir, las ecuaciones pueden mostrar si un pozo es apto para la producción de tasas mucho mas altas que las obtenidas en las pruebas de del pozo. En los casos donde el área de drenaje no sea circular “Ln(re/rw)” por “Ln(X)”, donde X es el factor que se presenta en la siguiente tabla:
En caso de no conocer algún dato para la determinación de la Ley de Darcy puede utilizarse la siguiente tabla:
Comportamiento de afluencia de las arenas productoras Ecuación de Vogel para yacimientos saturado sin daño (S=0) Para obtener la relación entre la presión del yacimiento y el cambio de saturación de los fluidos es necesario utilizar las ecuaciones de balance de materiales. Este trabajo de estimar curvas IPR a distintos estados de agotamiento del yacimiento fue realizado por Vogel, el cual obtuvo una curva adimensional válida para cualquier estado de agotamiento después que el yacimiento se encontraba saturado sin usar información de la saturación de gas.
Ecuación de Vogel para yacimientos sub-saturado sin daño (S=0) En yacimientos petrolíferos donde la presión estática es mayor que la presión de burbuja, existirá flujo de una fase liquida (petróleo) para Pwfs>Pb y flujo bifásico para Pwfs
Nótese que la tasa a Pwfs=Pb se denomina qb
Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existe ecuaciones particulares:
Las tres ecuaciones anteriores constituyen el sistema de ecuaciones a resolver para obtener las incógnitas J, qb y qmáx. Introduciendo las dos últimas ecuaciones en la primera y despejando J se obtiene:
El valor de J, se obtiene con una prueba de flujo donde la Pwfs esté por debajo de la presión de burbuja, una vez conocido J, se puede determinar qb y qmáx quedado completamente definida la ecuación de q la cual permitirá construir la curva IPR completa.
F lujo
multi-fasico en tuberías
El objetivo de esta sección es presentar un procedimiento para determinar la habilidad que tiene un pozo, conjuntamente con sus líneas de superficie, para extraer fluidos del yacimiento. Esta habilidad representada gráficamente en un eje de coordenadas Pwf Vs q genera una curva que se conoce comúnmente como Curva de Demanda de las 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.
Conclusión Para cada tasa de producción q, existe una caída de presión en el yacimiento representada por:
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 diferencia de presión que dependerá de la energía del yacimiento (Pws – Pwf), este diferencial provocará el flujo de fluidos de yacimiento hacia el pozo y la mayor o menor tasa de producción aportada dependerá fundamentalmente del índice de producción aportada dependerá fundamentalmente del índice de productividad del pozo La IPR se considerará en lo sucesivo como ua curva de oferta deenergia o afluencia de fluidos que el yacimiento entrega al pozo (pwfs vs q).
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. En resumen 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
Bibliografía http://es.slideshare.net/santiagocastillo31521301/optimizaciondelaproduccionmedianteanalisisnodal-espoil http://www.academia.edu/7045177/Flujo_Natural-_Analisis_Nodal http://es.slideshare.net/gabosocorro/produccin-1-clase-5 http://www.oilproduction.net/files/conceptos_well_performance.pdf http://ri.bib.udo.edu.ve/bitstream/123456789/1557/1/07-TESIS.IP009.Q60.pdf https://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/20218/1/TESIS%20ANALISIS %20NODAL%20TODOS%20LOS%20CAPITULOS.pdf http://www.gc.usb.ve/GeoPetroleo/WEC_VENEZUELA_97/SPANISH/Cap_7.pdf
