Sistema Integral de Producción y Análisis Nodal

Evidencia de Desempeño I

Tema:

Equipo:

04

Asignatura:

Fecha de entrega:

13 de Julio del 2016

Profesor: Ing. Gilmer Cerino Córdova Carretera Federal Malpaso - El Bellote Km. 171 Monte Adentro, Paraíso, Tabasco, MX.C.P. 86600. du.mx . E-mail: [email protected] [email protected]. .mx. Tel: (933) 333-2654 Ext 115.

Sistema Integral de Producción (SIP)

Contenido • Objetivo

general • Objetivos Específicos • Introducción Definición, objetivo e importancia del SIP •

Componentes del SIP

Introdu ducc cció ión n • Intro

a las las etap etapas as del del fluj flujo o del del yaci yacimi mien ento to al

separador. •

Etapa 1: Flujo del yacimiento yacimiento al pozo

•

Etapa 2: Flujo en el pozo o en la tubería de producción

•

Etapa 3: Flujo en la superficie

• Análisis •

nodal

Software aplicado en esta área

• Conclusión • Referencias

Bibliográficas

Contenido


Objetivo General Identificar, describir y clasificar los componentes del Sistema Integral de Producción y la aplicación del análisis nodal como parte esencial del gasto de producción.

Objetivo


Objetivos Específicos • • • • •

Conocer la importancia importancia y objetivos objetivos del del SIP Identificar los componentes del SIP Identifi Identificar car y describir describir las etapas etapas del flujo de fluidos fluidos provenient provenientes es del yacimiento hasta el separador. Involuc Involucrar rar los cálculos cálculos pertenec pertenecient ientes es a la técnica del análisis nodal e inferir en su utilización en la optimización de la producción Conocer las herramientas Software aplicadas al SIP

Objetivo


Introducción

Introducción •

Para Para el estudio de la ingeniería en la industria petrolera petrolera resulta resulta de vital importancia importancia el conocimiento antes que todo del origen del hidrocarburo así como los métodos de localización y los métodos de extracción del mismo desde la formación hasta la superficie para su procesamiento y utilización, en ese sentido nuestro tema refiere a este ultimo punto el cual engloba en gran manera los componentes de este camino desde la formación productora hasta la superficie.


Introducción

Un sistema integral de producción es un conjunto de elementos que transporta los fluidos del yacimiento hacia la superficie, los separa en aceite, gas y agua, y finalmente los envía a instalaciones para su almacenamiento y/o comer comercial cializ izació ación. n. Así Así mismo mismo,, un siste sistema ma integ integra rall de produ producció cción n puede puede ser relativamente relativamente simple o puede incluir muchos componentes. componentes. Los componentes básicos de un sistema integral de producción son (Golan y Whitson, 1991)*: • Yacimiento • Pozo • Tubería de descarga • Estrangulador Estrangulador • Separadores y equipo de procesamiento • Tanque de almacenamiento


9

10

Introducción


Introducción


Componentes del SIP

Para tener pleno conocimiento del funcionamiento de un sistema integral de producción, se debe debe cont contar ar con con el conc concep epto to de cada cada uno uno de los los comp compon onen ente tess que que lo conf confor orma man. n. A continuación se da una breve definición de los componentes considerados (Rodríguez, 1980) : Yacimiento •

Se entiende por yacimiento yacimiento la porción de una una trampa geológica que contiene hidrocarburos, hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente. Los hidrocarburos que ocupan los poros o huecos de la roca almacenante, se encuentran a alta presión y temperatura, temperatura, debido a la profundidad que se encuentra encuentra la l a zona productora.

Pozo •

Es un agujero que se hace a través de la roca hasta llegar al yacimiento; yacimiento; en este agujero se instalan sistemas de tuberías y otros elementos, con el fin de establecer un flujo de fluidos controlados entre entre la formación productora productora y la superficie.

Tubería de descarga •

Las tuberías tuberías son estruc estructur turas as de acero, acero, cuya finali finalida dad d es trans transpor porta tarr el gas, gas, aceite aceite y en algunos casos agua desde la cabeza del pozo hasta el tanque de almacenamiento. Los costos específico específicoss en el transport transporte e tanto tanto de aceite aceite como de gas disminuyen disminuyen cuando la capacidad capacidad de manejo aumenta; esto se logra si el aceite, gas y agua se transportan en tuberías de diámetro óptimo, para una capacidad dada.


Componentes del SIP

Estrangulador •

Es un adita aditamen mento to que se insta instala la en los pozo pozoss produ producto ctores res con el fin de establ establece ecerr una restricción al flujo de fluidos. Es decir, permite obtener un gasto deseado, además de prevenir la Conificación de agua, producción de arena y sobre todo, ofrecer seguridad a las instalaciones superficiales.

Separadores •

Los separadores como su nombre nombre lo indica, son equipos utilizados utilizados para separar separar la mezcla de aceite y gas, y en algunos casos aceite, gas y agua que proviene directamente de los pozos. Los separadores pueden clasificarse por su forma o geometría en horizontales, verticales y esféricos, y por su finalidad, separar dos fases (gas y líquido) o tres (gas, aceite y agua).

Tanques de almacenamiento •

Son recipiente recipientess de gran capacidad capacidad de almacenar almacenar la producción producción de fluidos fluidos de uno o varios varios pozo pozos. s. Los tanqu tanques es de almace almacena namie mient nto o pueden pueden ser estruc estructur turas as cilínd cilíndric ricas as de acero acero inst instal alad ados os en tier tierra ra firm firme, e, o bien bien,, buqu buquee- tanq tanque ues, s, usua usualm lmen ente te util utiliz izad ados os en pozo pozoss localizados costa afuera. En la industria petrolera, los tanques pueden tener una capacidad de almacenamiento que va desde 100,000 hasta 500,000 barriles. En México, generalmente generalmente se cuenta con tanques de almacenamiento de 500,000 barriles.


•

Componentes del SIP

Para analizar analizar el comportamiento de un pozo fluyente fluyente terminado, es necesario analizar las tres áreas de flujo, las cuales se tienen que estudiar en forma separada y unirlas después, antes de obtener una idea precisa del comportamiento de flujo del pozo productor. Estas áreas de flujo son (Nind, 1964): • Flujo del yacimiento al pozo. • Flujo en tuberías. • Flujo en estranguladores. estranguladores.


Introducción a las etapas del flujo del yacimi yac imient ento o al sep separa arado dor. r.

Etapas apas • Et

del flujo lujo del del yacimiento al separador 1. Flujo del yacimiento yacimiento al pozo 2. Flujo en el el pozo o en la tubería tubería de producci producción. ón. 3. Flujo en en la superfic superficie: ie: línea línea de flujo flujo (va del del cabezal cabezal y reductor al separador).


Etap Et apa a 1: Fl Fluj ujo o de dell ya yaci cimi mien ento to al po pozo zo

1ra etapa: Flujo del yacimiento al pozo • Pozo

fluyente puede definirse desde el punto de vista de producción como aquel que es capaz de vencer las caídas de presión a través través del medio poroso, tuberías verticales y descarga, estrangulador y el separador, con la energía propia del yacimiento



Flujo del yacimiento al pozo Partiendo del análisis de la Figura se puede distinguir un principio, que a medida que el gasto se incrementa, la diferencia entre la presión estática y la presión de fondo fluyendo se acentúa. Esta diferencia depende de las características del sistema roca-fluidos y de la eficiencia de la terminación.

ΔP1:

Pwfs

Pws

Pws – Pwfs



Para el estudio del comportamiento de un pozo fluyente es necesario analizarlo como un sistema integral constituido por:  Comportamiento

del flujo de entrada, es decir, el flujo de aceite, agua y gas de la formación hacia el fondo del pozo, se tipifica en cuanto a la producción de líquidos se refiere, por el índice de productividad (IP) el pozo o en términos generales por el IPR.  Comportamiento

del flujo a través de la tubería vertical, implica pérdidas de presión en ésta debidas al flujo multifásico.

 Comportamiento

del flujo a través del estrangulador superficial.

 Comportamiento

del flujo a través de la línea de descarga hasta el separador.



Presión de fondo fluyendo (Pwf)

• Es la presión que se mide en el fondo

de un pozo a nivel de la zona de disparos, a condiciones de flujo gobernadas por un estrangulador



Flujo Los fluidos de un yacimiento yacimiento están sometidos a una presión presión intrínseca. Una vez que se dispara al pozo, se crea un gradiente de presió sión que • Un se transmite desde el reservorio hacia el pozo. presión estática (Pws) o de • Esta diferencia de presión Pws-Pwf compuesta por la presión yacimiento y la presión de fondo fluyente(Pwf), que es la presión registrada a la profundidad de los disparos, genera flujo f lujo del yacimiento hacia el pozo productor. •

• Durante

las primeras etapas en la producción de un pozo a tasa de flujo constante, constante, el comportamie comportamiento nto de presión presión es esencialmen esencialmente te el mismo que el de un yacimiento infinito; éste es el período de flujo transiente. Si graficamos la presión del pozo contra el logaritmo del tiempo obtendremos para el período transiente una línea recta.



Componentes La Formación (formation)



Un depo deposi sito to o yacimi cimien ento to que que comp compre rend nde e comp comple leta tame men nte de roca ocas de básicamente de la misma clase una unidad litológica. Cada formación diferente tiene su propio nombre, frecuentemente basado los estudios de los afloramientos a la superficie y a veces en los fósiles encontrados en la formación • Formación descubierta Ladrona • Formación de escape/ Ladrona


• Formación


Descubierta

Una roca petrolífera petrolífera con alta porosidad y permeabilidad. •

Las areniscas bien consolidadas pueden tener tener una porosidad de 10 al 15%.

•

Las arenas no consolidadas pueden llegar llegar a 30% o más de porosidad.

•

Las lutitas o arcillas arcillas pueden tener una porosidad porosidad con contenido contenido de agua de más de 40%, 40%, sin sin embar bargo los los por poros indi indiv vidua idualles son son gene generralm alment ente pequeños, lo que hace que la roca sea impermeable al flujo de líquidos.

• Formación de Escape Formación que absorbe absorbe el fluido de perforación perforación conforme conforme que el fluido circule en el pozo. También se llama arena de escape o zona de escape


Etapa 2: Flujo en el pozo o en la tuberí tub ería a de pro produc ducció ción n

Flujo en la tubería de producción TP Al pasar los fluidos del yacimiento a la tubería de producción, se consume la mayor part parte e de la pres presió ión n disp dispon onib ible le para para llev llevar arlo loss del del yaci yacimi mien ento to a las las bate baterí rías as de separación.

Curvas de gradiente de presión para flujo multifásico en tuberías tuberías verticale verticales s

El análisis del comportamiento del flujo vertical se puede hacer con el auxilio de las gráficas de gradientes de presión desarrolladas por Gilbert y por Kermit Brown.



Gilber Gilb ertt da una una solu solució ción n empí empíric rica a al prob proble lema ma del del fluj flujo o bifá bifási sico co vert vertica ical.l. Efec Efectu tuó ó medi medici cion ones es de la caíd caída a de pres presió ión n en tube tuberí rías as de prod produc ucci ción ón bajo bajo dist distin inta tass condiciones y obtuvo una familia de curvas, fig 4.1. Los parámetros que midió en un número grande de pozos fluyentes fueron: • Profundidad

de la tubería pie • Diámetro de la tubería pg • Producción bruta de líquidos bl/día • Relación gas-líquidos pie 3/bl • Presión en la cabeza del pozo Ib/pg 2 • Presión de fondo fluyendo Ib/pg 2 Se considera que la presión de fondo fluyendo depende únicamente de las otras cinco variables.



En la Fig. 4.1 las curvas a, b, c y d corresponden a diferentes presiones en la cabeza del pozo (A, B, C y D). Cada una de estas curvas representa la distribución de presión a lo largo de la tubería de producción para un pozo con: un gasto, una relación gaslíquido y un diámetro de tubería determinados.

Del punto B de la curva b, Gilbert trazó una vertical hasta intersectar la curva a y sobreponiendo éstas obtuvo que la curva b coincidía con una sección de la curva a. Hizo lo mismo con las otras curvas y concluyó que las curvas a, b, c y d son realmente partes de una misma curva, Fig. 4.2, con presiones en la .cabeza, del pozo A, B, C y D correspondientes a las marcadas en la Fig. 4.1. La curva c, por ejemplo, Fig. 4.1, es la curva de la Fig.4.2 con el punto x tomando la profundidad como cero.



Al usar la curva de la Fig .4.2 para par a determinar la Pwf a partir de la Pth dado el número de pie de T.P. dentro de un pozo, se obtiene la profundidad que corresponde a la Pth conocida. La longitud equivalente de la T. P. se determina entonces sumando la longitud real de la tubería a esta "profundidad de P th" y se lee en la curva la Pwf que corresponde a esta longitud equivalente de tubería de producción. Para el caso contrario, conociendo Pwf, se restará la longitud real de T.P T.P.. y se obtendrá la Pth correspondiente.







Componentes de la segunda etapa del sistema integral de producción.



Válv Válvul ula a de segu seguri rida dad: d: Son dispositivos de seguridad instalados en la parte superior del pozo para el cierre de emergencia de los conductos de producción en caso de emergencia. Existen dos tipos de válvulas de seguridad de fondo: las controladas desde la superficie y las controladas desde el subsuelo. En cada caso, el sistema de válvulas de seguridad está diseñado para operar a prueba de fallas, de modo que el pozo es aislado en caso de falla del sistema o daño de las instalaciones de control de la producción de superficie.

Válvu lvulas de segur guridad de fondo de pozo: zo: Un dispositivo de fondo de pozo que aísla los fluidos y la presión de pozo en caso de emergencia o falla catastrófica del equipo de superficie. Los sistemas de control asociados con las válvulas de seguridad se configuran generalmente en un modo a prueba de fallas, de manera que cualquier interrupción o problema de funcionamiento del sistema hará que la válvula válvula de seguridad seguridad se cierre para que el pozo se vuelva vuelva seguro. Casi todos los pozos pozos cuentan cuentan con válvulas de seguridad de fondo de pozo, que están sujetas habitualmente a requisitos legislativos rigurosos locales o regionales. Conocidas también como válvu válvulas las de tormen tormenta ta.


Etap Et apa a 3: Fl Fluj ujo o en la su supe perf rfic icie ie

Flujo en la superficie

Se lleva acabo por la Instalación compuesta por tanques, bombas y tuberías donde se recolecta la producción de varios pozos para enviarla posteriormente a otros sitios según las operaciones que se realicen.

Línea de flujo Cabezal Múltiples de recolección Reductor al separador



Líneas de flujo. Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo. Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado múlt múltip iple le.. Cada Cada múlt múltip iple le esta esta conf confor orma mado do por por secc seccio ione ness tubu tubula lare res, s, cuya cuya capa capaci cida dad d y tama tamaño ño depe depend nden en del del núme número ro de secc seccio ione ness tubu tubula lare res. s. Son Son fabricados en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema. En el diseño de las líneas de flujo se calculan principalmente lo siguiente: • La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula usando modelos multifásicos. • Los espesores óptimos del tipo de material a usar considerando las presiones de trabajo. • Los sistemas de limpieza y de mantenimiento. • Los sistemas de protección. • Los sistemas de anclaje



Cabezal del pozo La terminación de un pozo en la superficie provista de medios para la instalación de los colgadores de la tubería de revestimiento durante la fase de construcción del pozo. El cabezal del pozo también cuenta con un medio para colgar la tubería de producción e instalar el árbol de Navidad y las instalaciones de control de flujo de superficie como preparación para la fase de producción del pozo.



Cabezal del pozo

El cab cabezal del pozo se mont onta desde los los colg colga adore doress sup superio riores res para para la tube tuberí ría a de reve revest stim imie ient nto o y la tube tuberí ría a de prod produc ucci ción ón u ofrece los medios para éstos. Esto proporciona efectivamente la terminación superior del pozo y provee una posición de montaje para el equipo de control de flujo de superficie o el árbol de Navidad.



Desde el cabezal de cada pozo arranca la tubería de flujo que, tendida de los diferentes pozos, llega a una determinada estación de recolección, diseñada para recibir la producción de cierto número de pozos de un área determinada, recibida en un cabezal (múltiple) o cañón de producción. Las Las tube tubería ríass que que salen salen de los pozo pozoss son son dise diseña ñada dass para para trans transpo port rtar ar flui fluido doss gene genera ralme lment nte e bifá bifásic sicos os,, es deci decirr mezcl mezcla a de líqui líquido doss (pet (petró róle leoo-ag agua ua)) y gas, gas, en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo, y seleccionadas al potencial de producción, características del crudo y presiones de flujo del sistema.


•


Válv Válvul ula a Coro Corona na Suab Suabo o (por (porta ta manó manóme metr tro o): Es una tercera válvula de salida ubicada en la

parte superior de la cruz de flujo. Provee acceso vertical a la tubería de producción mediante herramientas de cable concéntricas o tubería flexible “colied tubing tools”. Cumple la función de cerrar y abrir el pozo, permitiendo el acceso a este para realizar trabajos de subsuelo, y tomar las presiones del pozo. Esta válvula actúa de forma manual. •

Válv Válvul ula a de braz brazo o de prod produc ucci ción ón:: Es el encargado de dar paso al flujo de hidrocarburos para

luego conducirlos a las instalaciones de producción. Actúa de forma hidráulica. •

Válvul Válvula a Maestr Maestra: a: Es la válvula inferior que brinda seguridad al pozo. Es la que controla todo el

sistema, está diseñada para soportar las presiones máximas del pozo. También controla todo acceso mecánico e hidráulico al pozo •

Cruz de Flujo: Cumple la función de interconectar los brazos del árbol de navidad y dirigir

(bifurcar) el flujo, provista de válvulas para su operación. Recibe en su parte inferior la válvula maestra y la superior la válvula corona suabo. A cada lado de la conexión están las válvulas de brazo. Estas pueden ser del tipo de apertura restringida, con un diámetro nominal un poco menor al de la válvula maestra, sin que esto cause una caída de presión apreciable. •

Válv Válvu ula de seg segurida ridad d de fon fondo de pozo pozo con control trolad ada a desd esde la sup superfi erfici cie e: Es una válvula de

seguridad de fondo de pozo operada desde las instalaciones de superficie a través de una línea de control fijada en la superficie externa de la tubería de producción. El sistema de control opera en modo a prueba de fallas y la presión de control hidráulico se utiliza para mantener abierto un arreglo de válvulas de esferas o a charnela que se cerrará si se pierde la presión de control.



Múltiple de recolección En la estación de flujo y de recolección, el múltiple de producción representa un sistema de recibo al cual llega el flujo ducto de cada uno de los pozos productores asignados a esa estación. El múltiple facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción (cuantificar su producción diaria). Por medio de las interconexiones del sistema y la disposición apropiada de válvulas, se facilita la distribución, el manejo y el control del flujo de los pozos.





Una Una vez vez reco recole lect ctad ado o el petr petról óleo eo,, este este se some somete te a un proc proces eso o dent dentro ro de un recipiente recipiente denominado denominado Separador Separador, en el cual el gas y el liquido liquido (petróleo y agua) se separan a determinada presión. El gas sale por la parte superior del separador y mientras que el liquido va por la parte inferior del mismo. El flujo del pozo consiste preponderantemente de petróleo, al cual está asociado un cierto volumen de gas: (RGA), que se mide en m 3 de gas por m 3 de petróleo producido o en pies cúbicos de gas por barril de petróleo producido, a condiciones estipuladas en la superficie. Además, el flujo de petróleo y gas puede mostrar la presencia de agua y de sedimentos procedentes del yacimiento productor. productor.



Separadores Para realizar la separación del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación. Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja pres presión ión.. En la sepa separa ració ción n de gas gas y petró petróle leo o es muy muy impo importa rtant nte e cons consid ider erar ar la expansión que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo.





Separadores de petróleo y gas. El término "separador de petróleo y gas" en la terminología del argot petrolero es designado a un recipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componentes líquidos y gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de las siguientes formas: • • • •

Separador de petróleo y gas. Separador. Separador por etapas. Trampa.

•

Recipiente Recipiente de retención, tambor de retención, trampa de retención, retenedor retenedor de agua, retenedor de líquido.

•

Cámar Cámara a de sepa separa raci ción ón flas flash, h, reci recipi pien ente te de sepa separa raci ción ón flas flash, h, o tram trampa pa de separación flash.

•

Separador por expansión expansión o recipiente de expansión.

•

Depurador (depurador de gas), de tipo seco o húmedo. húmedo.

•

Filtro (filtro de gas), de de tipo seco o húmedo.

•

Filtro-Separador.


Anális Aná lisis is nod nodal al

Anál Anális isis is no noda dall Esta definido como la segmentación de un sistema de producción en puntos o nodos, en los cuales se producen cambios de presión. Su objetivo es calcular el gasto del fluido fluido,, prop propia iame ment nte e de la forma formació ción, n, perm permitite e anal analiza izarr el comp compor orta tamie mient nto o de la producción, inclusive para llevarlo a una optimización, permite determinar las curvas del comportamiento del yacimiento y el potencial de producción del mi smo. El estudio del análisis nodal de pozo sirve para determinar el diseño correcto de tuberías, estranguladores, equipo de levantamiento artificial por gas y líneas de flujo. Para lograr esto lo que interesa es que la caída de presión en el yacimiento sea mínima para lograr la máxima presión de fondo fluyente para levantar los fluidos producidos.



Comparando el potencial del pozo contra su productividad se observa que en muchas ocasiones al aplicar un correcto análisis nodal, es posible mejorar la producción. Estos son pozos que deben ser probados para determinar su permeabilidad horizontal o los efectos de daño u otras restricciones. El concepto de análisis nodal también se puede aplicar para determinar si la terminación del pozo es correcta, esto incluye la selección del tamaño de las tuberías, diámetros de estrangulador, presión en la cabeza del pozo, etc. Por ello existe la:

Solución del Análisis Nodal •

Solución en el Fondo Fondo del del Pozo Pozo

El sistema es dividido en dos componentes, el yacimiento y el sistema total de tuberías. Para este problema se supone que no existen restricciones y se tienen pérdidas de presión en la línea de descarga y la tubería de producción. •

Solución en la Cabeza Cabeza del del Pozo Pozo

La otra solución más comúnmente usada, es ubicando el nodo en la cabeza del pozo (en el árbol de navidad). El sistema es dividido en dos componentes para ser solucionado, primero el separador y la línea de descarga (tubería horizontal) son considerados como un solo componente


•


Solución en el Separador

La presión presión de separac separación ión no debe debe dismin disminuir uirse se o increm increment entarse arse indist indistint intame amente nte sin un análisis del desempeño de todo el sistema, en particular de la línea de descarga.

• Solución Arriba del Liner El nodo solución se toma en la parte superior del liner. Se estima que dentro del pozo pueden entrar distintos diámetros de tubería de producción. Se comienza en el separador y en la presión promedio del yacimiento convergiendo ambas en la parte superior del liner.

Solución Arriba del Liner



ΔP3  Pth  Psep

 P r   P  P ws  P wf 1  P w   P 2  P wf  P th  P f   P 3  P th  P sep

 P   P 2   P  P ws  P T   P sep 1 3

ΔP1:

Pérdidas de presión en el medio poroso. Representan entre el 10 y el 50% de las pérdidas totales. ΔP2 : Pérdidas de presión en la tubería vertical. Representan entre el 30 y el 80% de las pérdidas totales. ΔP3 : pérdidas de presión en la línea de descarga. Generalmente, constituyen entre el 5 y el 30% de las pérdidas totales. Pérdidas de presión y nodos principales en un sistema básico de producción.



ΔP1:

Pws – Pwsf: Pérdidas de presión en el yacimiento.

ΔP2:

Pwsf – Pwf: Pérdidas de presión en el radio de daño.

ΔP3:

Pur – Pdr: Pérdidas de presión por restricciones en la

TP. TP.

ΔP4:

Pusv – Pdsv: Pérdidas de presión en la válvula de seguridad.

ΔP5:

Pth – Pe: Pérdidas de presión en el estrangulador superficial.

ΔP6:

Pe – Ps: Pérdidas de presión en la línea de flujo.

ΔP7:

– Pth: Pérdidas de presión totales en la TP. Pwf – TP.

ΔP8:

Pth – Ps: Pérdidas de presión en el estrangulador y la línea de descarga (LD).

Pérd Pérdid idas as de pres presió ión n en un Sist Sistem ema a Comp Comple leto to de Prod Produc ucci ción ón



La perdida energía convertida en presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente del caudal de flujo transportado en el componente.

Componentes del sistema y perfil de presiones



Distribución de presión en un sistema de producción.

Se puede distinguir en un principio, que a medida que el gasto se incrementa, la diferencia entre la presión estática y la presión de fondo fluyendo se acentúa. Esta diferencia depende de las características del sistema roca-fluidos y de la eficiencia de la terminación.



Optimización Optimización de de un Sistema Sistema de Producción Producción El Análisis Nodal se emplea para diagnosticar la variación del gasto de producción y así para realizar alguna de las modificaciones siguientes: a) Presión de separación. b) Eliminar o sustituir s ustituir válvulas o conexiones inapropiadas. c) Colocar separadores a boca del pozo. En este caso se pueden analizar dos opciones: 1) Separar con la presión necesaria para transportar el líquido (aceite + agua) hasta la central de recolección para continuar con su proceso. 2) Separar a baja presión y bombear el aceite hasta la central de recolección para continuar con su proceso. d) Cambiar diámetro de la TP . e) Cambiar diámetro de la LD o construir una adicional. f) Instalar un sistema artificial de producción. Es evidente que la selección de las modificaciones a un sistema y el orden de su aplicación deben basarse en un análisis económico, en el que se comparan los incrementos en la producción, al efectuar algún cambio, con la inversión adicional que sea necesario realizar .



Esquema de flujo estable y flujo inestable

Efecto del cambio del diámetro sobre el comportamiento del flujo en la T.P.

Soft So ftwa ware re ap apli lica cado do en es esta ta ár área ea


Software aplicados al SIP

PIPESIM

Pipesim steady-state multiphase flow simulator

WELLFLO

Software de la ingenieria petrolera



Ventajas

•

Diseño de configuración configuración de pozo para máximo desempeño de la vida útil del pozo

•

Diseño de levantamiento artificial

•

Predicci Predicción ón de temperatu temperaturas ras y presiones presiones de flujo en pozos pozos y líneas, así como en equipos equipos de superfici superficie e para cálculos de diseño optimo

•

Generación de curvas curvas de desempeño de levantamiento vertical vertical para uso en simuladores simuladores de reservorio reservorio

•

Predicción de comportamiento comportamiento del fluido fluido

•

Capacidad de producción producción del sistema sistema



Este análisis permite abrir un abanico de posibilidades que pueden ayudar a tomar una decisión al momento de evaluar la prospectividad de perforar un nuevo pozo (en el aspecto de productividad) o evaluar la oportunidad de intervención (estimulación, cañoneo, cambios de zona), en pozos ya existentes. Entre las variables que podemos sensibilizar con está macro (VBA) tenemos: 1.Presión de Yacimiento 2.Permeabilidad 3.Relación Gas-Petróleo 4.Espesor Útil 5.Factor Skin 6.Presión de Cabezal Las variables de salida obtenidas en el análisis son: 1.Caudal de Líquido 2.Caudal de Gas Requer Requerimi imiento ento de Softwar Software: e:

Una de las principales ventajas de utilizar este tipo tipo de macr macros os es que que se pued pueden en real realiz izar ar camb cambio ioss espe especí cífifico coss para para eval evalua uarr cual cualqu quie ier r parámetro que se quiera sensibilizar, gracias a la flexibilidad que brinda una hoja de cálculo de Microsoft Excel.

1. Petr Petro oleu leum Exp Expert erts: Pro Prosper v10 superior y licencia OpenServer 2.Oracle: Crystal Ball 2000 o superior 3.Microsoft Excel 2003 o superior

o



Prosper, de la compañía Petroleum Experts. Este software de análisis nodal tiene un código abierto que permite conectar mediante una macro de Microsoft Excel con el software CrystalBall, para realizar análisis nodal probabilísticos mediante el método de Montecarlo.


Conclusión

Conclusión El Sistema Integral de Producción al ser un conjunto de elementos que transporta los fluidos del yacimiento hacia la superficie, que los separa en aceite, gas y agua, y finalmente los envía a instalaciones para su almacenamiento y/o comercialización. Y que en conjunto con la aplicación de la técnica nodal, permite identificar los elementos que limitan la capacidad de flujo del sistema; es decir, que el Análisis Nodal se emplea para diagnosticar la variación del gasto de producción al realizar alguna de las modificaciones. Es por ello, llo, que que es con conveni venie ente nte sabe saberr eleg elegir ir las las herr herram amie ient ntas as y equip quipos os que que lo comprenderán a este Sistema, y así mismo, tener una producción de manera optimizada.


Referencias Bibliográficas

Referencias bibliográficas Mayen, F. A. (2013). UNAM. (J. A. Cabrera, Ed.) Recuperado el 29 de Junio de 2016, de UNAM: https://www.unam.mx/ Olguín, R. P. (2011). UNAM. (I. O. Peralta, Ed.) Recuperado el 29 de Junio de 2016, de UNAM: https://www.unam.mx/ Bautista, O. I. (Julio de 2014). Universidad Veracruzana. Recuperado el 29 de Junio de 2016, de Universidad Veracruzana: http://www.uv.mx/ Schlumberger (2016). Schlumberger. Recuperado el 29 de Junio de 2016, de Schlumberger: http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/d/downhole_safety_valve_dsv.aspx

Sistema Integral de Producción y Análisis Nodal

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