ANÁLISIS NODAL 1.1 INTRODUC INTR ODUCCIÓN CIÓN El análisis nodal se define como la segmentación de un sistema de producción en puntos o nodos, nodos, donde donde se produce producen n cambios cambios de presión. presión. Los nodos nodos están están definid definidos os por diferent diferentes es ecuaciones o correlaciones.
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 perfo perforac racion iones es de termin terminaci ación, ón, flujo flujo a travé través s de la tuberí tubería a de produ producci cción ón con posib posible les s restricciones de fondo, flujo por la línea orizontal pasando a través del estrangulador en superficie acia el separador.
El objetivo principal del análisis nodal, es el de optimizar la producción variando los distintos componen componentes tes del sistema sistema para un mejor mejor rendimien rendimiento to económic económico o pudiend pudiendo o pronosti pronosticar car los caudales antes !ue el pozo sea perforado.
Para !ue ocurra el flujo de fluidos en un sistema de producción, es necesario !ue la energía de los los fluid fluidos os en el reserv reservori orio o sea capaz capaz de supera superarr las pérdi pérdida das s de carga carga en los divers diversos os componentes del sistema. Los fluidos tienen !ue ir desde el reservorio acia los separadores en superficie, pasando por las tuberías de producción, e!uipos superficiales en cabeza de pozo y las líneas de surgencia. La "igura #.# muestra un sistema de producción simple, con tres fases$
#. "lujo a través del medio poroso. %. "lujo a través de la tubería vertical o direccional. &. "lujo a través de tubería orizontal.
La "igura #.# muestra todos los componentes del sistema en los cuales ocurren las pérdidas de presión, !ue va desde el reservorio acia el separador$
La pérdida total de presión en un sistema de producción es el punto inicial Pr menos la presión final del fluido
( P´
P SEP) . El análisis de las figuras mencionadas, indican !ue esta presión
R−
es la suma de las pérdidas de presión en cada componente !ue conforma el sistema.
La presión en cada componente varia con el caudal de producción, el caudal puede ser controlado por los componentes seleccionados, siendo por lo tanto muy importante la selección y el dimensionamiento de los componentes individuales en el estudio de un pozo específico.
El dise'o final de un sistema de producción no puede ser separado en dos subsistemas, dentro del comportamiento del reservorio. Este debe ser analizado como una unidad, puesto !ue, la cantidad de gas fluyente desde el reservorio asta superficie en un pozo depende de la caída de presión en el sistema.
El caudal de producción de un pozo puede mucas veces estar muy restringido por el comportamiento de uno de los componentes del sistema. El comportamiento total del sistema puede ser aislado y optimizado de manera más económica. E(periencias pasadas an mostrado !ue se gastó una gran cantidad de dinero en estimular la formación, cuando la capacidad de producción del pozo es restringido, por!ue la tubería o línea de flujo eran e(tremadamente pe!ue'as. )tro ejemplo de error en el dise'o de terminación es instalar tuberías e(tremadamente grandes. Esto ocurre frecuentemente en pozos !ue se espera un caudal de producción muy alto. *ostrando !ue en esta práctica no sólo se invierte dinero en e!uipamiento innecesario, más esa tubería e(tremadamente grande puede reducir el caudal con el !ue fluirá realmente el pozo. Esto puede causar !ue el pozo se escurra y se e(tinga, para lo cual vemos necesario la instalación de e!uipos de elevación artificial o de compresión.
La +nterrelación entre caudal y presión es aprovecada por el -nálisis odal para resolver mucos problemas !ue se presentan con la e(cesiva resistencia al flujo y las variaciones en el caudal durante la vida productiva del pozo, en la etapa de surgencia natural o en la del levantamiento artificial. En este trabajo, estudiaremos la etapa de surgencia natural.
1.2.-ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN La optimización de la producción en pozos de gas y petróleo para un Sistema de Producción llamado también Análisis Nodal, tiene como objetivo el mejorar las técnicas de terminación, producción y rendimiento para mucos pozos. Este tipo de análisis fue propuesto por Gilbert en #/01, discutido por Nind en #/21 y Brown en #/34.
5e darán algunas definiciones sobre el Análisis del Sistema de Producción de autores reconocidos en la industria del petróleo y gas$
En #/34, Kermit E. Brow i, 6El 5istema de -nálisis odal está dise'ado para combinar varios componentes de pozos de petróleo y gas para predecir los caudales y para optimizar los componentes de un sistema7
En #/3/, Joe Mach, Eduardo Proao, Kermit E. Brown ii, 68n 5istema de -nálisis odal fué presentado para evaluar efectivamente un sistema completo de producción. 5on considerados todos los componentes, comenzando desde la presión de reservorio y finalizando en el separador.7
En #/40, Kermit E. Brown, James !. "ea iii, 6-nálisis odal fue definido como un sistema de optimización de pozos de petróleo y gas, y es utilizado como una erramienta e(celente para evaluar a fondo un sistema completo de producción y optimizar el caudal de flujo objetivo.7
En #/43, #.M !rear Jr., and J.P. $u and J.#. Blair iv, 6-nálisis odal es un análisis de sistema !ue puede ser utilizado para optimizar un sistema de producción en pozos de petróleo y gas. 9ada componente en un pozo de un sistema de producción es incluido y analizado para aumentar el caudal y analizar mejor rentabilidad económica.7
En #//#, %. &ale Be''sv, 68n 5istema de -nálisis odal, es un método muy fle(ible !ue puede ser utilizado para mejorar el desempe'o de mucos sistemas de pozos. Para aplicar un procedimiento de análisis de un sistema de un pozo, es necesario calcular la caída de presión !ue ocurrirá en todos los componentes del sistema mencionados en la figura #.#.7
:esde !ue el -nálisis odal fue propuesto, la esencia del contenido se mantiene. Podemos observar en los conceptos presentados anteriormente por los distintos autores en diferentes épocas, !ue el avance y desenvolvimiento en la tecnología de la computación, permite acer cálculos e(actos y rápidos de algoritmos complejos y proporciona resultados fácilmente entendidos, además !ue este tipo de análisis se vuelve popular en todo tipo de pozos de petróleo y gas. El -nálisis odal, es el procedimiento de análisis !ue re!uiere un sistema.
Primero, la colocación de los nodos, !ue se pueden encontrar en diferentes partes del pozo.
5egundo, la generación del gráfico nodal, presión en el nodo versus el caudal como una erramienta visual para determinar los parámetros dominantes del pozo.
Estas curvas generadas independientemente para cada segmento, son interceptadas en un punto !ue indica la capacidad productiva del sistema para un caso particular de componentes. ;ver "igura #.%<. El análisis de esta figura muestra !ue la curva de flujo de entrada ;inflo=< representa las presiones ;aguas arriba< del nodo y la curva de flujo de salida ;outflo=< representa las presiones ;aguas abajo< del nodo.
1.3- NODO 8n nodo es el punto donde e(iste un cambio en el régimen o dirección de flujo. Los cuales se pueden dividir en nodo 9om>n y nodo fijo.
1.3.1.1 NODO FIJO 5on los puntos terminales e inicial del sistema de producción, donde no e(iste una caída de Presión.
1.3.2.1 NODO COMÚN Este es el nombre !ue 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 !ue relacionan la presión y caudal. La "igura #.& muestra los nodos com>n y fijos !ue se utilizan con más frecuencia.
?odos los componentes aguas arriba del nodo, comprenden la sección de flujo de entrada ;inflo=<, en cuanto a la sección de flujo de salida ;outflo=< agrupa todos los componentes aguas abajo.
Es importante notar !ue para cada restricción localizada en el sistema, el cálculo de la caída de presión a través del nodo, como una función del caudal, esta representado por la misma ecuación general$
8na vez el nodo es seleccionado, se realiza un balance de presiones !ue representan al nodo$
Entrada (In!"#$ a! n"d"%
Sa!&da (O't!"#$ d! n"d"%
Estas relaciones deben cumplir los siguientes re!uisitos$ #< El caudal !ue ingresa al nodo debe ser igual al de salida. %< 5olamente e(iste una presión en el nodo.
1.) .- ELEMENTOS USADOS EN EL SISTEMA DEL ANÁLISIS NODAL 9onsiderando las variadas configuraciones de pozos de un sistema de producción, estos elementos, también llamados componentes, pueden ser mucos debido a !ue e(isten sistemas muy complejos de terminación. Los más comunes están representados en la "igura #.&.
1.).1.- U*ICACIÓN DE LOS NODOS COMPONENTES )bservando la "igura #.&, podemos determinar las posiciones de los nodos componentes más comunes, siendo estos modificados de acuerdo a necesidades y re!uerimientos del sistema de producción o políticas de producción adoptadas.
1.).2 .- COMPONENTES +UE INTER,IENEN EN EL ANÁLISIS NODAL
En función a la necesidad !ue se tiene de cada uno de los elementos !ue intervienen como componente de un sistema de producción, definiremos la funcionalidad de los más importantes.
1.).2.1.- SEPARADOR. En el proceso de separación de petróleo y gas en los campos, no e(iste un criterio >nico para establecer las condiciones más adecuadas de producción óptima de los e!uipos. El análisis nodal ?*, esta orientado a obtener ciertos objetivos puntuales !ue nos den condiciones de má(ima eficiencia en el proceso de separación@ obteniendo de esta manera$
A -lta eficiencia en el proceso de separación de gas BPetróleo A *ayor incremento en los vol>menes de producción A +ncremento en la recuperación de lí!uido A :isminución de costos por compresión AEstabilización de gascondensado
1.).2.2.- LNEA DE FLUJO ORI/ONTAL. Este componente, es el !ue comunica la cabeza del pozo con el separador y donde el fluido presenta un comportamiento !ue obedece a las condiciones adoptadas para el sistema de producción de los pozos.
El tratamiento del componente para flujo orizontal, puede ser analizado usando las diversas ecuaciones y correlaciones presentadas por investigadores !ue an estudiado la incidencia, !ue puede tener este componente, sobre el conjunto del sistema en su interrelación con los demás nodos.
1.).2.3.- LNEA DE FLUJO ,ERTICAL. Este componente es el !ue comunica el fondo del pozo con la superficie, donde el fluido presenta un comportamiento !ue obedece a las condiciones de presión y temperatura, !ue están de acuerdo a la profundidad. En este componente e(iste la mayor pérdida de energía del sistema, !ue va desde el %C al 0C D de acuerdo a la relación gas condensado y corte de agua.
1.).2.).- CO+UE SUPERFICIAL.
Es el !ue controla la producción del pozo con el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de producción, siendo !ue en este componente se produce una presión diferencial !ue puede ser calculada con una de las mucas ecuaciones para co!ues o estranguladores.
1.).2.0.- CA*E/A DE PO/O. Es un punto del sistema en el !ue se produce el cambio de dirección, de flujo vertical a flujo orizontal, y de donde se toma el dato de la presión de surgencia para conocer la energía de producción del pozo, siendo también un punto crítico !ue es tomado en cuenta para su análisis dentro del sistema.
1.).2..- ,ÁL,ULA DE SEURIDAD. Este componente, es un elemento !ue se instala en la tubería vertical y !ue opera en cual!uier anormalidad del flujo !ue puede ocurrir en el transcurso de la producción, siendo vital para la seguridad operativa del pozo.
1.).2..- CO+UE DE FONDO. :e 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 !ue se va producir una presión diferencial en la !ue se tendrá una caída de presión !ue a su vez puede ser calculada.
1.).2.4.- PRESIÓN FLU5ENTE. Esta es muy importante para el sistema, ya !ue de ella depende toda la capacidad de la instalación !ue 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. 5u determinación se la ace en una forma indirecta utilizando erramienta mecánica o electrónica de toma de presión, o también se la puede calcular utilizando correlaciones.
1.).2.6.- COMPLETACIÓN O PERFORACIONES EN EL FONDO. Este nodo es muy importante en el sistema de producción debido a !ue comunica el reservorio con el pozo, y de él depende muco 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.
1.).3.- PRESIÓN CONSTANTE El nodo 4, ubicado en un sistema de producción en el separador, establece !ue e(isten dos presiones !ue no están en función del caudal de producción del reservorio. La presión de separación es usualmente regulada a una presión de entrega de gas, planta o la presión de succión del compresor nodo 4. Por lo tanto, la presión del separador
para cual!uier caudal de flujo. La presión del reservorio
( P´ ) R
( Psep )
será constante
, nombrada por el nodo #, será
también considerada constante en el momento de la prueba o análisis. El balance de presión para el nodo en el co!ue se puede definir como$
1.).).- ANÁLISIS DEL SISTEMA EN EL FONDO DE PO/O 5i colocamos el nodo solución en el fondo de pozo, esto nos permite aislar el reservorio de las tuberías tanto vertical como orizontal@ 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. Fer "iguras #.0 y #.2. La ecuación de flujo de entrada y salida respectivamente son$
Entrada G5alida
1.).0 OPTIMI/ACIÓN DE LA TU*ERA DE PRODUCCIÓN 8no de los componentes más importantes en un sistema de producción, es la sarta de producción. :ebido a !ue cerca del 0C D de la pérdida total de presión en un pozo de gas puede ocurrir por la movilización de los fluidos desde el fondo del pozo asta la superficie. 8n problema com>n en los proyectos de completación, es el seleccionar un tama'o de tubería de producción basados en critérios totalmente irrelevantes, como por ejemplo, el tama'o !ue se tiene disponible en almacén. La selección del tama'o de la tubería de producción debe ser eca en base a datos disponibles, ya sea pruebas de "ormación o datos de reservorio, lo cual no es posibles acerlos en pozos e(ploratorios por falta de información confiable.
- medida !ue el área de flujo vertical se incrementa, las velocidades de flujo disminuyen pudiendo llegar a generar !ue las condiciones de flujo sean inestables e ineficientes, esto ocasiona !ue se forme un escurrimiento de lí!uido, formándose la acumulación de lí!uido en el fondo del pozo, !ue podría ocasionar el aogo o muerte del pozo. 8na situación similar se presenta en pozos de baja productividad y diámetro e(cesivo de tubería, ;"igura #.3<. Por el contrario, en las tuberías de producción muy pe!ue'as el caudal de producción es restringido a causa de la pérdida e(cesiva de fricción. 8n problema com>n !ue 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 !ue disminuye la vida >til de los pozos, a medida !ue la presión del reservorio decrece, los lí!uidos comienzan a escurrirse por falta de velocidad del gas para arrastrar los lí!uidos en fondo.
La respuesta de la capacidad de producción con la variación del área de flujo, es muy importante para poder definir el diámetro de tubería !ue se deba bajar a un pozo, ya !ue para dos diámetros distintos de tubería obtendremos distintos caudales. Por ejemplo, si tenemos un diámetro :% mayor a :# , el caudal H% aumenta un porcentaje con respecto al caudal H# @ !uiere decir, !ue estamos frente a un pozo restringido por el comportamiento de flujo de salída ;outflo=<. La severidad de la restricción, dependerá del porcentaje del incremento del caudal con un cambio del tama'o de la sarta. Por el contrario, para un :%I:# el caudal H% es apro(imadamente igual al caudal H#, no se justificarán el costo de una inversión para un cambio de tama'o de tubería ver ; "igura #.3.<
1.).- EFECTO DE AOTAMIENTO DEL RESER,ORIO -l aislar los componentes de las tuberías tanto vertical como orizontal, podemos observar el efecto de -gotamiento del reservorio, con su disminución de su capacidad productiva, conforme transcurre el tiempo. ?eniendo en cuenta los cambios de la relación gas condensado JK9 y el corte de agua.
Las intersecciones de las curvas aguas arriba y aguas abajo para las mismas condiciones de la presión de reservorio, da como resultado las capacidades de producción para esta relación ; ver figura #.4 <.
*antener la producción en un caudal constante, implicaría una disminución de la presión de fondo fluyente a medida !ue la presión del reservorio declina. E(isten dos formas para lograr esto$
•
la primera, es instalando un compresor para reducir la presión del separador.
A
la segunda, es instalando una línea de flujo y tuberías de mayor diámetro para disminuir la caída de presión en el sistema de tuberías.
1.0.- ANÁLISIS DEL SISTEMA NODO EN CA*E/A DE PO/O 9on la ubicación del nodo de solución en la cabeza del pozo ; nodo 0 <, la línea de flujo orizontal esta aislada facilitando el análisis de cambio de diámetro de la misma y de la caída de presión en la línea o conducto.
uevamente el sistema total es dividido en dos componentes, constituyendo el separador y la línea de flujo orizontal como un componente, y el reservorio más la sarta de tubería vertical como un segundo componente@ ver la figura #./ muestra, el primer componente. La línea de flujo empieza con la presión de separación incrementandose, la presión en la línea de acuerdo a la pérdida de presión debido a los efectos de fricción y aceleración, determinandose la presión final en cabeza de pozo para mover el caudal asumido. La "igura #.#C, muestra el segundo componente del sistema@ la linea de flujo empieza con la presion de reservorio, la cual va disminuyendo de acuerdo a las restrinciones encontradas, primeramente, se debe descontar la pérdida de presión obtenida en las perforaciones en el caso !ue el pozo
este completado, luego se descuenta la pérdida de presión por elevación, fricción y aceleración obtenida en la tubería vertical encontrando la presión en cabeza para cada caudal asumido.
La presión del nodo para este caso esta dada por$
Entrada (In!"#$ a! n"d"%
Sa!&da (O't!"#$ d n"d"%
Procedimiento de cálculo$
A -sumir varios valores de
q sc
, y determine el correspondiente
Pwf
de los métodos de
inflo= performance. A :etermine la presión
Pwf
Pwh
de cabeza del pozo, correspondiente para cada
q sc
y
determinada en el paso #.
A ?razar un gráfico
Pwh
vs
q sc
.
A 8tilizando una presión fija de separador y las ecuaciones en las tuberías de flujo, calcular P wh
para varios caudales de flujo asumidos.
A ?razar un gráfico
Pwh
vs
da solamente el valor de
q sc P wh
en el mismo gráfico !ue en el paso &. La intersección
y
q sc
para un diámetro de línea !ue ira a satisfacer
ambos subsistemas.
1.6.- ANÁLISIS DEL SISTEMA EN EL SEPARADOR 9on 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 co!ues en el caso de !ue e(istan. El primer componente del sistema es el separador. El segundo componente del sistema muestra el reservorio, tubería y líneas de flujo. La "igura #.#% nos muestra el efecto de la presión de separación para los distintos co!ues y el má(imo caudal !ue podríamos obtener. La solución es obtenida aciendo el gráfico
PSEP
vs
q sc
, como
PSEP
calculado para la
relación$
Procedimiento de cálculo(
A 9omenzar con la presión de reservorio para calcular la presión de fondo fluyente correspondiente para cada caudal asumido. A :eterminar la presión de cabeza para cada
Pwf
y
q sc
y del paso #, aciendo uso de
una correlación de flujo vertical.
A 9on la presión de cabeza del paso %, establecer la presión del separador
PSEP
respectiva y permisible para cada caudal. A ?razar un gráfico
PSEP
vs
q sc
y
q sc
determinar para varios valores de
PSEP
.
,
El incremento o reducción de presión del separador, esta ligado al comportamiento del sistema de tubería y en particular a la línea de flujo. -l disminuir la presión del separador se logra un incremento en el caudal del pozos y para los pozos de alta productividad se ve reflejado muco mejor. *ucas veces e(iste el criterio erróneo de producir un pozo bajo condiciones de flujo subcrítico, siendo mejor producir bajo condiciones críticas eliminando el efecto de contrapresion del separador al reservorio, dejando baces de lí!uido en el fondo. En pozos con baja productividad, el componente restrictivo puede ser el mismo reservorio y un cambio de presión del separador tendrá un efecto insignificante sobre el caudal, por!ue adicionales caídas de presión ofrecen pe!ue'os incrementos en la producción.
1..- SELECCIÓN DEL COMPRESOR La selección y el dimensionamiento de un compresor para aumentar la capacidad productiva de un sistema de pozos, re!uieren conocer la presión de succión y descarga re!uerida, además del volumen de gas para la venta y la distancia donde se debe entregar el gas, !ue es usualmente fijada. En base a todos estos datos re!ueridos, determinamos la descarga y succión del compresor !ue esta en función al caudal de gas.
La presión del separador controla la presión de succión del compresor y está directamente relacionada con la potencia del compresor ;P< estimada de la siguiente manera$
D"nd% R7 Jelación de compresión G
Presionde descarga absoluta Presionde succion absoluta
n7 umero de etapas Para # > ).* use + etaas Para # > +- use etaas
q= MMMcsd N El siguiente procedimiento, es usado para determinar los parámetros de dise'o necesarios y la potencia re!uerida para entregar una cantidad de gas a una presión fijada en la línea de venta
•
9omenzar con la
P R ´
PSEP
, determine
para varios valores de
q sc
usando el
procedimiento para determinar el efecto de la presión del separador.
A ?razar un gráfico
PSEP
vs
q sc
.
A 9omenzar con la presión de línea de venta, determine la presión de descarga re!uerida en el compresor,
A ?razar un gráfico
Pdis
Pdis
para varios valores de caudal de flujo.
vs
q sc
en el mismo gráfico tal como fue usado en el paso %.
La intersección de estas curvas da la capacidad de flujo o de entrega.
A 5eleccione valores de ∆ P = P dis− P SEP
q sc
para cada
y determine los valores de
q sc
Pdis
,
PSEP
y
.
A :eterminar la relación de compresión re!uerida # , y la potencia re!uerida por el compresor %P
1.8.- ANÁLISIS DEL SISTEMA PARA POZOS CON RESTRICCIONES SUPERFICIALES La "i'ura #.#% muestra una descripción física del pozo con un co!ue de superficie instalado. Puesto !ue el co!ue de cabeza esta usualmente representado por el nodo % de acuerdo a la ubicación de los nodos, mostrada en la "igura #.&, es seleccionado para resolver el problema y determinar los caudales posibles para diferentes diámetros de co!ue.
La solución es dividida en dos partes$
#.La primera parte, sigue e(actamente el procedimiento descrito en la sección #.0 ;análisis del sistema nodo en cabeza de pozo<. En este caso, el desempe'o de la curva vertical del +PJ representará la presión aguas arriba del nodo 0,
Pwh
;presión de cabeza !ue
controla el caudal< y el desempe'o de la curva del segmento orizontal, la presión aguas abajo del nodo 0
P D
;presión necesaria para mover el fluido al separador<. -sí mismo,
emos considerado !ue no e(iste caída de presión en el nodo, y !ue el caudal !ue se predice es donde la presión aguas arriba es igual a la presión aguas abajo
( Pwh = P D )
,
ver "igura #.#%. 5in embargo, sabemos !ue el co!ue creará una caída de presión en el nodo funcional 0 para cada caudal.
%.La segunda parte se aboca a encontrar esta caída de presión, un gráfico
∆P
∆P
para luego acer
vs ! elaborado sobre la base de los cálculos del desempe'o del co!ue.
A La caída de presión para diferentes co!ues y caudales, se obtiene de la figura #.#& / se ace un gráfico
∆P
vs !.
A Para diferentes diámetros de co!ues, calcular la presión de cabeza asumiendo varios caudales. A ?abular estos datos en una tabla, incluyendo además los valores de caída de presión entre presión de cabeza, re!uerida para mover el caudal asumido a través del co!ue y la presión do=nstream necesaria para mover el fluido al separador.
Los
∆P
tabulados son plasmados en coordenadas cartesianas, para mostrar el
comportamiento del co!ue se muestra en la "igura #.#& para diferentes diámetros de co!ues.
Las curvas del comportamiento del sistema nos indican el
∆P
re!uerido para varios
caudales, tomando en cuenta el sistema completo desde la salida al separador. Las curvas de desempe'o del co!ue revelan un
∆P
creado para un conjunto de caudales considerando
diferentes tama'os de co!ues.
Los puntos de intersección de las
∆P
creadas y re!ueridas representan las soluciones
posibles. Por ejemplo, el caudal obtenido a través de la configuración de un pozo sin restricciones, caerá en un cierto porcentaje con la instalación de un co!ue en cabeza de un diámetro particular.
