4. Libro Generalidades de Analisis Nodal PDF

MODULO MODU LO - I

Curso de Optimización Integral de Sistemas de Producción P roducción con Análisis Nodal

GENERALIDA GENE RALIDADES DES DE ANÁLL ISIS NODAL ANÁ

MODULO I – GENERALIDADES DE ANÁLISIS NODAL

1. ANÁLISIS NODAL – DEFINICIÓN El Análisis Nodal es una metodología que ha sido aplicada por varios años para el diseño, análisis y optimización de los sistemas de producción y consiste en detectar restricciones al flujo y cuantificar su impacto sobre la capacidad de producción total del sistema. Fue propuesta por Gilbert en 1954, discutida por Nind en 1964 y posteriormente por Brown en 1978. El objetivo de la técnica de Análisis Nodal es confrontar el desempeño de los diversos componentes que intervienen en la producción de fluido desde la formación hasta el separador con el objetivo de encontrar las condiciones óptimas del funcionamiento del sistema de producción total. Análisis Nodal® es una marca registrada de Flopetrol Johnston , una división de Schlumberger Technology Corporation , y está protegida por la patente US Patent 4,444,710

2. APLICACIONES DEL ANÁLISIS NODAL A menudo la producción de un pozo puede ser restringida severamente por el desempeño de un solo componente del sistema. Si el efecto de cada componente sobre el comportamiento del sistema puede ser aislado para realizar análisis, el desempeño del sistema podrá ser optimizado en una forma más económica. La experiencia ha demostrado que mucho dinero puede ser desperdiciado en operaciones de estimulación de la formación, cuando la capacidad de producción del pozo está siendo restringida dado que la línea de flujo ó la tubería de producción son demasiado pequeñas. Otro ejemplo de errores en diseño de completamiento de pozos es instalar tuberías de producción demasiado grandes. Esto pasa a menudo en pozos en los cuales se esperan altas tasas de producción. Se puede demostrar como una tubería de producción muy grande no solo ocasionará un desperdicio de dinero, sino que además puede reducir la tasa a la que el pozo puede fluir. A continuación se proporciona una lista de posibles aplicaciones del Análisis Nodal:  









El sistema, en su totalidad, está funcionando por debajo de la capacidad esperada. Las líneas pueden estar expuestas a depositaciones que disminuyen su capacidad de flujo. Las líneas y tuberías utilizadas pueden ser muy grandes ó muy pequeñas para el caudal producido. Se desea analizar la variación de producción con posibles cambios en la presión del separador. Se desea diseñar un sistema de completamiento y se quiere probar diferentes alternativas incluyendo diferentes densidades de cañoneo de la formación. El deterioro de un empaque de grava presenta excesiva pérdida de presión a través de él.

Pág. I - 2










Pozos con una alta relación gas - líquido pueden requerir análisis cuidadosos usando la técnica de Análisis Nodal para la selección final de un tamaño de estrangulador a utilizar. Se desea realizar una comparación entre la habilidad del sistema para manejar fluido y la capacidad de producción de la arena – formación poco consolidada. Se puede necesitar una evaluación del efecto de un posible proceso de estimulación en la producción real del pozo. Se quiere evaluar el beneficio real de un levantamiento artificial en el caudal a producir.

Pero, además el Análisis Nodal posee una diversidad de aplicaciones, entre las cuales se encuentran:  

 

Permite establecer las condiciones bajo las cuales el pozo dejará de fluir. Con la evaluación de las diversas combinaciones de los componentes de un sistema de producción se puede definir la rata y el caudal de flujo más económico. El Análisis Nodal suministra alternativas rápidas para incrementar la producción. El Análisis Nodal se puede utilizar como una herramienta de diagnóstico que facilita observar problemas cuando las condiciones de flujo son inferiores a las obtenidas en las predicciones.

3. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN 3.1 Componentes de un si stema de producción Un sistema de producción incluye todos los elementos involucrados en el flujo de los fluidos desde la formación hasta superficie, a saber:        

Presión estática del yacimiento Comportamiento de afluencia - curva IPR Esquemas de completamiento particulares en el pozo Tubería de producción que incluye restricciones de fondo y válvulas de seguridad. Estrangulador ó Choke en superficie Líneas superficiales Facilidades de superficie Separador

La Figura 1 presenta un esquema de un sistema de producción.

Pág. I - 3


Figur a 1. Sistema de producción

3.2 Perdidas de presión en un sistema de produc ción Para transportar los fluidos que se encuentran en el yacimiento hasta las facilidades de superficie, se requiere de una cantidad de energía que sea capaz de superar el gradiente hidrostático de la columna de fluido, las pérdidas por fricción en el sistema de completamiento de un pozo y los cambios de energía cinética, y así llevar los fluidos hasta superficie. Cada elemento del completamiento requiere de cierta caída de presión para que el flujo pase a través del mismo, de tal modo que la caída de presión total (Pr –Psep) será igual a la suma de las pérdidas de presión individuales que ocurren en todos los elementos del sistema. En la Figura 2 se esquematiza las principales fuentes de pérdidas de presión del fluido en su trayecto desde la formación hasta el separador.

Pág. I - 4


Figur a 2. Pérdidas de presión en el sistema

La selección y el dimensionamiento de los componentes individuales es muy importante, pero debido a la interacción entre los componentes, un cambio en la caída de presión de cualquiera afectará el comportamiento de la presión de todos los demás. Esto ocurre debido a que el fluido es compresible, y por lo tanto, la caída de presión de un elemento particular depende no solo de la tasa de flujo a través del componente, sino también de la presión promedio que existe en cada componente. La Figura 3 ilustra el perfil de presiones para un pozo que produce a una tasa constante. La presión en el límite externo es el punto inicial del perfil de presiones, que termina a la presión de la línea de transferencia o a la presión atmosférica en el tanque de almacenamiento.

Pág. I - 5


Figur a 3. Perfil de presiones en un sistema de producción

4. METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS NODAL 4.1 Paso 1 – Selección del nodo soluc ión El procedimiento consiste en seleccionar un punto de división o nodo en el pozo y dividir el sistema en ese punto. Este punto será denominado como punto de solución o NODO solución. Las ubicaciones más comunes para los nodos se presentan en la Figura 4. Para ilustrar el procedimiento, en este caso vamos a seleccionar la presión de fondo fluyendo Pwf . Todos los componentes aguas arriba del nodo comprenden la sección de entrada (Inflow section), mientras que la sección de salida (Outflow section) consiste de todos los componentes que se encuentran aguas abajo del nodo. Cada componente en el sistema se debe disponer de una relación entre la tasa de flujo y caída de presión. La tasa de flujo a través del sistema se puede determinar una vez se logre satisfacer los siguientes requerimientos: 1. El flujo a la entrada del nodo es igual al flujo a la salida del mismo. 2. Una sola presión existe en el nodo. En un momento particular de la vida del pozo, hay siempre dos presiones que permanecen fijas y no son función del caudal. Una de esas presiones es la presión promedio del yacimiento Pr , y la otra es la presión de salida del sistema. La presión de salida frecuentemente es la presión del separador P sep, pero si el pozo es controlado por Pág. I - 6


un choke de superficie la presión fija de salida puede ser la presión en cabeza de pozo, Pwh. Figur a 4. Ubicación de los nodos del sistema

4.2 Paso 2 – Constr ucci ón de las curvas Inflow y Outflow Luego de seleccionar el nodo, la presión del nodo es calculada desde ambas direcciones iniciando en los puntos de presión fija. Entrada al nodo (Inflow) :

P R

 P( componentes

corriente arriba ) 

Pnodo

Salida del nodo (Outflow):

Psep

 P(componentes

corriente abajo)



Pnodo

Pág. I - 7


La caída de presión, ΔP, en cualquier componente varía con la tasa de flujo, Q. Por lo tanto, un gráfico de la presión del nodo versus la tasa de flujo producirá dos curvas cuya intersección darán las condiciones que satisfacen los requerimientos 1 y 2, dados previamente. El procedimiento es ilustrado gráficamente en la Figura 5. Figur a 5. Capacidad de flujo del sistema

4.3 Paso 3 – Determinaci ón de la tasa de flujo corr ecta. Como determinamos en general la tasa de flujo correcta? Conocemos la presión del separador P sep y la presión promedio del yacimiento, Pr . 





Empezamos en el yacimiento con una presión Pr , y asumimos una tasa de flujo. De esta manera calculamos la presión justo antes del completamiento, Pwfs. Luego de esto podemos calcular la caída de presión a través del completamiento y la presión de fondo fluyendo Pwf . Esta presión es válida únicamente para la tasa de flujo asumida. Podemos empezar en el separador a Psep y calcular la caída de presión en la línea de flujo para encontrar la presión en cabeza de pozo Pwh y calculamos la caída de presión descendiendo en el tubing para hallar la presión en el fondo del pozo Pwf . Nuevamente esta presión es válida únicamente para la tasa de flujo asumida. Las dos presiones de fondo calculadas Pwf probablemente no serán iguales, en cuyo caso la tasa de flujo no es correcta y deberá asumirse otra. Luego de varios intentos se unen con una línea los puntos calculados desde el separador – curva de Demanda de energía ó Outflow y de igual forma se unen los puntos calculados desde el yacimiento – curva de Oferta de energía ó Inflow . La intersección de estas dos Pág. I - 8


líneas nos aportará el caudal líquido QL y la presión de fondo fluyendo Pwf soluciones a este sistema con las propiedades introducidas.

5. TIPOS DE NODOS EN EL ANÁLISIS NODAL Los nodos se clasifican en nodo simple y nodo funcional. El nodo funcional se identifica como aquel que introduce una caída de presión adicional al sistema de flujo y generalmente equivale a un dispositivo mecánico ó restricción de flujo. Al nodo funcional está asociada una relación analítica ó empírica la cual simula el diferencial de presión que sucede a través de él. Dos nodos tienen significado relevante, nodo en el separador y nodo en la presión estática de la formación. El nodo en el separador representa la presión de trabajo del separador, la cual en general es fija y definida con criterios de diseño de las facilidades en superficie y por lo tanto no fluctúa con los cambios en caudal líquido. El nodo en la presión de la formación, por otra parte, representa una característica del yacimiento a un estado de agotamiento dado y por lo tanto su valor no depende de la variación del caudal. Ambos nodos, en consideración, representan el punto de partida para iniciar los cálculos y resolver el análisis en un nodo seleccionado.

6. TIPOS DE PRESIONES EN EL ANÁLISIS NODAL Dos conceptos de presión asociado al fluido se requieren presentar: presión necesaria y presión disponible: 



La Presión necesaria alude a la presión que requiere ó le demanda el sistema al fluido para que este pueda vencer las resistencias y llegar hasta un punto definido generalmente un nodo a una presión conocida. Las presiones necesarias para diferentes caudales se calculan partiendo del separador y encontrando el diferencial de presión existente hasta el sitio en consideración usando la teoría de flujo multifásico en dirección contraria al flujo. Por supuesto, al aumentar el caudal el diferencial de presión para una misma longitud será mayor y por lo tanto la presión necesaria aumenta con la tasa de flujo. La presión disponible hace referencia a la presión de flujo del fluido en un sitio cualesquiera. Partiendo de un valor conocido de presión, la presión disponible disminuye a medida que progresa el flujo a través de una longitud dada. Las presiones disponibles se obtienen con la teoría de flujo multifásico y calculando la caída en la dirección de flujo desde el fondo pozo al separador.

7. PRINCIPALES SECCIONES DEL SISTEMA PARA PROPÓSITOS DE ANÁLISIS NODAL Tal y como se puede observar en la Figura 4, el flujo de fluidos se desarrolla en cuatro (4) secciones principales, a saber:

Pág. I - 9


7.1 Desde el Nodo-Yacim iento (Pr) hasta el Nodo - Cara del pozo (Pwf). Factor que controla el paso de los fluidos desde la formación hasta el pozo. La diferencia entre la presión de producción en el fondo del pozo (Pwf) y la presión estática del pozo (Ps) con relación a un caudal obtenido, se define como Índice de Productividad (J). A partir del concepto de Índice de productividad (IP) se puede conocer la tasa de flujo de un pozo a una presión de fondo de pozo dada. Sin embargo, la presión de fondo es función de la presión de la cabeza del pozo, la cual a su vez depende de la presión del múltiple y de las líneas y conexiones en el sistema de producción en superficie. Por lo tanto es importante presentar la tasa de producción en función de la presión de flujo de fondo del pozo. Este tipo de presentación es conocido como la curva IPR.

7.2 Desde el Nodo-Cara del pozo (Pwf) hasta el Nodo - Cabeza del pozo (Pwh). Tiene como objetivo predecir el gradiente de presión a través de la tubería de producción, según el tipo de flujo. Existen correlaciones para flujos multifásicos, basadas en ecuaciones de balance de energía como son: Hagerdon & Brown, Beggs & Brill, Orkizewsky, etc.

7.3 Desde el Nodo-Cabeza del pozo (Pwh) hasta el Nodo -Aguas abajo del cho ke (Pfl). Flujo a través de la restricción: Flujo crítico y flujo sub-crítico. Si la velocidad en el orificio es igual o mayor a la velocidad del sonido es flujo crítico. Si la velocidad es menor a la velocidad del sonido es flujo sub-crítico. Los tipos de flujo que se presenta en este nodo son: Sónico (crítico) y Subsónico (sub-crítico). En el flujo sónico, los cambios de presión, temperatura, densidad aguas abajo no pueden transmitirse aguas arriba. Las correlaciones existentes para el flujo crítico son: Gilbert, Achong & Boxendell.

7.4 Desd e el nodo-Aguas abajo del choke hasta la entrada del separador (Psep). Los tipos de regímenes que pueden darse en flujo Multifásico horizontal dependen de las variaciones en presión o de la velocidad de flujo de una fase con respecto a otra.

8. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DEL NODO SOLUCIÓN Para realizar un Análisis Nodal se seleccionan posiciones - nodos - en forma arbitraria y de estas, las más comunes se detallan en la Figura 4 y se relacionan a continuación: 

Fondo del Pozo - centro del intervalo productor: Se puede aislar el efecto de la

variación de la curva IPR.



Cabeza del pozo

- centro del Sistema de Pr oducc ión : Se pueden analizar los

efectos de la línea de flujo ó de la tubería de producción en forma independiente. Pág. I - 10








Configuraciones de completamiento: Permite evaluar el efecto de densidad de

cañoneo, empaquetamientos con grava, completamiento estándar, etc. Solución en el separador: Se analizan diversos valores de presión del separador sobre la producción. Otras posiciones: estranguladores de superficie, válvulas de seguridad, puntos de conexión en sartas combinadas y restricciones de fondo.

8.1 Nodo Soluc ión en el Fondo La Figura 6 presenta la dirección de los cálculos asociados a las presiones fluyentes y disponibles - curvas Inflow y Outflow, según la ubicación del nodo en el fondo del pozo. Tradicionalmente el balance de energía se realiza en este nodo, el nodo en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del pozo, separador, etc. 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 transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep.

Figur a 6. Ubicación del nodo en el fondo

Pág. I - 11


Las dos presiones de fondo calculadas Pwf probablemente no serán iguales, en cuyo caso la tasa de flujo no es correcta y deberá asumirse otra. Luego de varios intentos se unen con una línea los puntos calculados desde el separador – curva de DEMANDA y de igual forma se unen los puntos calculados desde el yacimiento – curva de OFERTA. La intersección de estas dos líneas nos aportará el caudal líquido QL y la presión de fondo fluyendo Pwf soluciones a este sistema con las propiedades introducidas. La Figura 7 presenta la curva de oferta de energía del sistema o curva Inflow, la cual es una representación de la disponibilidad de energía del yacimiento para entregar fluidos. Figur a 7. Curva de Inflow







Asumamos que el pozo está completado en hueco abierto y que no está ni dañado ni estimulado. En este caso la caída de presión a través del completamiento es cero. Por el momento ignoremos además el wellbore y las líneas de flujo. Si la tasa de flujo es 0, la presión de fondo fluyendo Pwf será la misma que la presión promedio del yacimiento, Pr . En la medida en que incrementamos la tasa de flujo, la caída de presión se incrementa en los segmentos del yacimiento. El resultado es una curva que intercepta el eje Y a la presión inicial del yacimiento y que intercepta el eje a la máxima tasa AOF que produciría el pozo si sus perforaciones estuvieran abiertas a la atmósfera. Pág. I - 12






Esta curva es usualmente denominada “curva Inflow" ó “curva del yacimiento” ó curva de Oferta de energía del sistema. Hasta no tener en cuenta la caída de presión en el pozo, esta curva nos dirá muy poco acerca de la tasa de flujo a la cual el pozo producirá para una THP determinada.

La Figura 8 presenta la curva de demanda de energía del sistema o curva Outflow, la cual es una representación de la energía requerida por el sistema para llevar fluidos desde el yacimiento y hasta el separador ó al tanque de almacenamiento, inclusive. Figur a 8. Curva de Outflow







Asumamos que el separador está muy cerca de la cabeza del pozo de forma que podríamos obviar la caída de presión en las líneas de flujo. A alguna tasa de flujo, por ejemplo 200 STB/D, la presión de fondo fluyendo sería 1500 psi. Con el fin de incrementar la tasa de flujo sin cambiar la presión en superficie, tenemos que elevar la presión de fondo fluyendo. (a tasas de flujo extremadamente bajas, la presión de fondo fluyendo cae con incrementos de caudal. Este es un fenómeno real que se discutirá más adelante. Por ahora noten que la presión de cierre para un pozo lleno de petróleo es de hecho más elevada que la presión de fondo fluyendo para un pozo fluyendo petróleo y gas a bajas tasas. Esta curva es usualmente denominada " Outflow curve" ó " Tubing Performance Curve “ ó curva de demanda del sistema.

Pág. I - 13




Hasta no tener en cuenta el desempeño del yacimiento esta curva no nos dice nada acerca de la tasa a la cual el pozo fluirá.

La Figura 9 presenta el cruce de las líneas Outflow e Inflow para proporcional la tasa de flujo del sistema. Figur a 9. Curvas de Inflow y Outflow













La curva Inflow o curva de Oferta de energía del sistema describe la relación entre la FBHP y la tasa de flujo para el yacimiento. La curva Outflow o curva de energía del sistema describe la relación entre la FBHP y la tasa de flujo para el pozo. Cuando graficamos estas dos curvas en la misma grafica, nos referimos a ella como la curva del sistema. La intersección de estas curvas nos suministra una tasa de flujo única a la cual producirá el pozo para un conjunto determinado de propiedades del yacimiento y del pozo. El punto de intersección no suministrará además un único valor de presión de fondo fluyendo al cual dicha tasa de flujo se presentará. La intersección de las curvas entrega una tasa de flujo de 870 y 900 STB/D y la presión fluyente en el fondo del pozo, FBHP, es de alrededor de 1200 psi. La ligera

Pág. I - 14


discrepancia entre estos valores radica en el modelo empleado para el cálculo del IPR, dicha diferencia no debería ser motivo de preocupación.

8.2 Nodo Solución en Cabeza Qué tal si tomamos el nodo solución en la cabeza del pozo? Nuevamente, conocemos la presión del separador Psep y la presión promedio del yacimiento, Pr . La Figura 10 ilustra este caso. Al igual que en el caso del nodo en el fondo del pozo, empezamos en el yacimiento con una presión Pr , y asumimos una tasa de flujo. De esta manera calculamos la presión justo antes del completamiento, Pwfs. Luego de esto podemos calcular la caída de presión a través del completamiento y la presión de fondo fluyendo Pwf . Finalmente, calculamos la caída de presión ascendiendo en la tubería de producción ( tubing ) para hallar la presión en la cabeza del pozo Pwh. Esta presión es válida únicamente para la tasa de flujo asumida. Figur a 10. Ubicación del nodo en cabeza de pozo

Pág. I - 15


O podemos empezar en el separador a Psep y calcular la caída de presión en la línea de flujo para encontrar la presión en cabeza de pozo Pwh. Nuevamente esta presión es únicamente válida para la tasa de flujo asumida. Como se puede observar en la Figura 11, graficar las curvas de Oferta y Demanda de energía del sistema, para un rango de tasas de flujo asumidas, nos permitirá encontrar los valores solución de Pwh y QL a partir de la intersección de las curvas mencionadas. 





En general, la curva de Inflow o curva de Oferta de energía del sistema describe la relación entre la presión en el nodo solución y la tasa de flujo en este nodo. Para este caso, con el nodo solución en la cabeza del pozo, la curva de Inflow representa el efecto combinado de las caídas de presión con respecto al caudal para el yacimiento y para la tubería de producción ( tubing). La curva Outflow o curva de Demanda de energía del sistema describe la relación entre la presión en el nodo solución y la tasa de flujo en dicho nodo. La intersección de las curvas entrega una tasa de flujo de 870 y la presión en cabeza de pozo de 250 psi. Figur a 11. Curvas Inflow y Outflow con el nodo en cabeza de pozo

Pág. I - 16


REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 





Production optimization using nodal analysis. H. Dale Beggs & Howard Dale. Tulsa, OGCI publications, c1991. SPE Distinguished Author Series “Nodal System Analysis of Oil and gas Wells” by Kermit E. Brown & James F. Lea Production Optimization Using Nodal Analysis – H. Dale Beggs

Pág. I - 17

4. Libro Generalidades de Analisis Nodal PDF

Recommend Documents