Analisis Nodal Informe Final

ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION

CONTENIDO

OBJETIVO GENERAL…………………………………………………………………………………… 3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS……………………………………………………………………………. 3 INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………………… 4 DESARROLLO…………………………………………………………………………………………….. 5 SISTEMA DE PRODUCCIÓN……………………………………………………………………………… 6 EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES…………………………………. 6 PROCESO DE PRODUCCIÓN…………………………………………………………………… 7 Recorrido de los fluidos en el sistema……………………………………………. 7 Transporte en el yacimiento……………………………………………………….. 7 Transporte en las perforaciones…………………………………………………… 8 Transporte en el pozo………………………………………………………………… 8 Transporte en la línea de flujo superficial………………………………………. 8 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA…………………………………………….. 9 CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA EN EL FONDO DEL POZO: CURVAS VLP / IP…………………………………………………………………………………. 11 ¿Cómo realizar el balance de energía? …………………………………………. 11 Optimización Global del Sistema…………………………………………………. 13 Métodos de producción: Flujo Natural y Levantamiento Artificial………. 14 NODOS………………………………………………………………………………………………………. 17 NODO FIJO………………………………….…………………………………………………….. 17 NODO COMÚN………………………………….……………………………………………….. 17 ELEMENTOS USADOS EN EL SISTEMA DEL ANÁLISIS NODAL…………………………………… 18 UBICACIÓN DE LOS NODOS COMPONENTES…………………………………………….. 18 1

ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION COMPONENTES QUE INTERVIENEN EN EL ANÁLISIS NODAL………………………………….. 20 SEPARADOR………………………………….………………………………………………….. 20 LÍNEA DE FLUJO HORIZONTAL………………………………….……………………………. 20 LÍNEA DE FLUJO VERTICAL………………………………….………………………………… 20 CHOQUE SUPERFICIAL………………………………….……………………………………… 21 CABEZA DE POZO………………………………….……………………………………………. 21 VÁLVULA DE SEGURIDAD………………………………….…………………………………. 21 CHOQUE DE FONDO………………………………….………………………………………… 21 PRESIÓN FLUYENTE………………………………….…………………………………………. 21 COMPLETACIÓN O PERFORACIONES EN EL FONDO……………………………………. 21 PRESIÓN CONSTANTE………………………………….……………………………………………….. 22 ANÁLISIS DEL SISTEMA EN EL FONDO DE POZO………………………………………………….. 22 OPTIMIZACIÓN DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN……………………………………………….. 24 EFECTO DE AGOTAMIENTO DEL RESERVORIO…………………………………………………….. 25 ANÁLISIS DEL SISTEMA NODO EN CABEZA DE POZO…………………………………………….. 26 ANÁLISIS DEL SISTEMA EN EL SEPARADOR…………………………………………………………. 28

CONCLUSIÓN………………………………….………………………………….…………………….. 29 RECOMENDACIÓN………………………………….………………………………………………… 30 BIBLIOGRAFÍA………………………………….………………………………….…………………… 31

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OBJETIVO GENERAL 

El objetivo principal de este trabajo es entender la técnica del Análisis Nodal, y de esta manera aplicarlo en la producción de pozos para un mejor rendimiento técnico y económico.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS      

Conocer todo el sistema de producción y sus componentes. Analizar las curvas de oferta y demanda de energía. Optimizar el sistema de producción a la tasa de flujo que haga resultar el proceso más económico. Conocer la clasificación de los nodos y su ubicación correcta dentro del sistema de producción. Evaluar cada componente del sistema de producción para identificar cuales están originando restricciones del flujo innecesariamente. Determinar las condiciones de flujo bajo las que el pozo podría dejar de producir.

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INTRODUCCIÓN

El análisis nodal es utilizado ampliamente en muchos campos hoy día, su aplicación a sistemas de producción de pozos de petróleo y gas permite optimizar su producción determinando ciertas condiciones de operación. Todo pozo productor es perforado y completado con el fin de conducir petróleo o gas desde su ubicación original en el yacimiento hasta los tanques de almacenamiento o líneas de venta según sea el caso. Transportar estos fluidos requiere energía para superar las perdidas por fricción a través del sistema de producción y lograr llevarlos hasta la superficie. Los fluidos deben desplazarse a través del yacimiento y el sistema de tuberías y por último entrar a un separador para lograr la separación gas-liquido. El sistema de producción puede ser relativamente simple o puede incluir muchos componentes en los cuales tienen lugar pérdidas de presión. Teniendo en cuenta lo anterior, el completamiento de pozos de petróleo y gas resulta determinante para las tasas de producción; el caudal que puede producirse es una función directa del diseño de los sistemas de producción; cuando este diseño se considere ineficiente, se deben concentrar esfuerzos en trabajos de optimización y reacondicionamiento, y es aquí donde entra en escena el análisis nodal como una herramienta de optimización. El análisis nodal es un proceso metodológico, que consiste en la evaluación de los sistemas de producción y el estudio del comportamiento del sistema pozo-formación, analizando la respuesta de estos sistemas a cualquier variación intencional en las variables operacionales involucradas en el proceso de producción. Al comparar la configuración original y las alternativas, unas con otras, se determinan las condiciones de operación más óptimas para continuar la producción.

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DESARROLLO

El análisis nodal se define como la segmentación de un sistema de producción en puntos o nodos, donde se producen cambios de presión. Los nodos están definidos por diferentes 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 perforaciones de terminación, flujo a través de la tubería de producción con posibles restricciones de fondo, flujo por la línea horizontal pasando a través del estrangulador en superficie hacia el separador. El objetivo principal del análisis nodal, es el de diagnosticar el comportamiento de un pozo, optimizando la producción, variando los distintos componentes manejables del sistema para un mejor rendimiento económico. Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de producción, es necesario que la energía de los fluidos en el reservorio sea capaz de superar las pérdidas de carga en los diversos componentes del sistema. Los fluidos tienen que ir desde el reservorio hacia los separadores en superficie, pasando por las tuberías de producción, equipos superficiales en cabeza de pozo y las líneas de surgencia. La Figura 1.1 muestra todos los componentes del sistema en los cuales ocurren las pérdidas de presión, que va desde el reservorio hacia el separador.

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SISTEMA DE PRODUCCIÓN EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las líneas de flujo en la superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones o cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos.

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ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION 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 cuatro 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 del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep.

Recorrido de los fluidos en el sistema Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia r del pozo donde la presión Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras más grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo aumentando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.

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ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobrecompactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf. Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh. Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo. En las siguientes figuras se presentan los componentes del sistema de una manera más detallada así como el perfil de presión en cada uno de ellos.

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

CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos 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: Pws – Psep =ΔPy + ΔPc + ΔPp + ΔPl Donde: ΔPy = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR). ΔPc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze). ΔPp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical). ΔPl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal) Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho 9

ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION 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. Por ejemplo, sí el nodo está en el fondo del pozo: Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - ΔPy – ΔPc Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + ΔPl + ΔPp

En cambio, si el nodo está en el cabezal del pozo: Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – Δpy – Δpc - ΔPp Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + ΔPl

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ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION 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 Curva de Oferta de energía del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR (“Inflow Performance Relationships”) y la de 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. 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 cálculo de las ∆P’s en función del caudal de producción.

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Donde: qo= µo= Bo= re= rw= S= Ko= h= ß= ƍo= rp= rc= Lp= Kp= TPP= hp= g= gc= g/gc= At= ΔZ= ƍm= ϕ= fm= adim. Vm=

Tasa de producción, bbpd. Viscosidad, cps Factor volumétrico del petróleo, by/bn. Radio de drenaje, pies. Radio del pozo, pies. Factor de daño, adim. Permeabilidad efectiva al petróleo, md. Espesor de arena neta petrolífera, pies. Coeficiente de velocidad para flujo turbulento, 1/pie. Densidad del petróleo, lbm/pie3 Radio de la perforación, pulg. Radio de la zona triturada alrededor del túnel perforado, pulg. Longitud del túnel perforado, pies. Permeabilidad de la zona triturada, md. Densidad de tiro, tiros/pie. Longitud del intervalo cañoneado, pies. Aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg2 Constante gravitacional, 32,2 pie/seg2. lbm/lbf. Conversión de maas en fuerza, 1 lbf/lbm. Area seccional de la tubería, pie2. Densidad de la mezcla multifásica gas-petróleo, lbm/pie3 Angulo que forma la dirección de flujo con la horizontal. Factor de fricción de Moody de la mezcla multifásica gas-petróleo, Velocidad de la mezcla multifásica gas-petróleo,pie/seg. 12

ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan. La figura muestra el procedimiento paso a paso:

Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello permitirá computar ΔPy y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (ΔPc) y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujo multifásico en tuberías que permitan predecir aceptablemente ΔPl y ΔPp. Optimización Global del Sistema Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es optimizar globalmente el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en superficie como en el subsuelo, para ello es necesario la realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema.

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La técnica puede usarse para optimizar la completación del pozo que aún no ha sido perforado, o en pozos que actualmente producen quizás en forma ineficiente. Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que a pesar de que la misma no modifica la capacidad de producción del sistema, si interviene en el tiempo de ejecución del simulador. El nodo debe colocarse justamente antes (extremo aguas arriba) o después (extremo aguas abajo) del componente donde se modifica la variable. Por ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal o en el separador que en el fondo del pozo. La técnica comercialmente recibe el nombre de Análisis Nodal (“Nodal Systems Analysis”TM) y puede aplicarse para optimar pozos que producen por flujo natural o por levantamiento artificial Métodos de producción: Flujo Natural y Levantamiento Artificial Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y conjunto de tuberías: línea y tubería de producción) sin necesidad de utilizar fuentes externas de energía en el pozo, se dice entonces que 14

ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION el pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL. A través del tiempo, en yacimientos con empuje hidráulico, los pozos comienzan a producir con altos cortes de agua la columna de fluido se hará más pesada y el pozo podría dejar de producir. Similarmente, en yacimientos volumétricos con empuje por gas en solución, la energía del yacimiento declinará en la medida en que no se reemplacen los fluidos extraídos trayendo como consecuencia el cese de la producción por flujo natural.

Cuando cesa la producción del pozo por flujo natural, se requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la demanda; la utilización de esta fuente externa de energía en el pozo con fines de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina método de LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.

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ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION Entre los métodos de Levantamiento Artificial de mayor aplicación en la Industria Petrolera se encuentran: el Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo Electro-Centrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo Hidráulico tipo Jet ( B.H.J).

El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción: migración de finos, arenamiento, conificación de agua ó gas, etc.

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ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION NODOS Un nodo es el punto donde existe un cambio en el régimen o dirección de flujo. Los cuales se pueden dividir en nodo Común y nodo fijo. NODO FIJO Son los puntos terminales e inicial del sistema de producción, donde no existe una caída de Presión. NODO COMÚN Este es el nombre que recibe una sección determinada de un sistema de producción donde se produce una caída de presión, las caídas de presión están expresadas por ecuaciones físicas o matemáticas que relacionan la presión y caudal. Todos los componentes aguas arriba del nodo, comprenden la sección de flujo de entrada (inflow), en cuanto a la sección de flujo de salida (outflow) agrupa todos los componentes aguas abajo. Es importante notar que para cada restricción localizada en el sistema, el cálculo de la caída de presión a través del nodo, como una función del caudal, está representado por la misma ecuación general: ∆𝑃 = 𝑄 𝑛 Una vez el nodo es seleccionado, se realiza un balance de presiones que representan al nodo:

Estas relaciones deben cumplir los siguientes requisitos: 1) El caudal que ingresa al nodo debe ser igual al de salida. 2) Solamente existe una presión en el nodo.

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ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION ELEMENTOS USADOS EN EL SISTEMA DEL ANÁLISIS NODAL Considerando las variadas configuraciones de pozos de un sistema de producción, estos elementos, también llamados componentes, pueden ser muchos debido a que existen sistemas muy complejos de terminación. Los más comunes están representados en la Figura 1.3.

UBICACIÓN DE LOS NODOS COMPONENTES Observando la Figura 1.3, podemos determinar las posiciones de los nodos componentes más comunes, siendo estos modificados de acuerdo a necesidades y requerimientos del sistema de producción o políticas de producción adoptadas.

Nodo

Posición

Tipo

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Línea de Petróleo al Tanque

Fijo

9

Línea de venta de gas

Fijo

8

Separador

Fijo

7

Línea de Flujo Horizontal

Común

6

Choque Superficial

Común

5

Cabeza de Pozo

Fijo

4

Restricciones o choque de fondo

Común

3

Tubería Vertical o Inclinada

Común

2

Válvula de Seguridad

Común

1

Presión fluyente de fondo

Fijo

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ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION COMPONENTES QUE INTERVIENEN EN EL ANÁLISIS NODAL En función a la necesidad que se tiene de cada uno de los elementos que intervienen como componente de un sistema de producción, definiremos la funcionalidad de los más importantes. SEPARADOR En el proceso de separación de petróleo y gas en los campos, no existe un criterio único para establecer las condiciones más adecuadas de producción óptima de los equipos. El análisis nodal TM, está orientado a obtener ciertos objetivos puntuales que nos den condiciones de máxima eficiencia en el proceso de separación; obteniendo de esta manera:     

Alta eficiencia en el proceso de separación de gas –Petróleo Mayor incremento en los volúmenes de producción Incremento en la recuperación de líquido Disminución de costos por compresión Estabilización de gas-condensado

LÍNEA DE FLUJO HORIZONTAL Este componente, es el que comunica la cabeza del pozo con el separador y donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones adoptadas para el sistema de producción de los pozos. El tratamiento del componente para flujo horizontal, puede ser analizado usando las diversas ecuaciones y correlaciones presentadas por investigadores que han estudiado la incidencia, que puede tener este componente, sobre el conjunto del sistema en su interrelación con los demás nodos. LÍNEA DE FLUJO VERTICAL Este componente es el que comunica el fondo del pozo con la superficie, donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones de presión y temperatura, que están de acuerdo a la profundidad. En este componente existe la mayor pérdida de energía del sistema, que va desde el 20 al 50 % de acuerdo a la relación gas / condensado y corte de agua.

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ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION CHOQUE SUPERFICIAL Es el que controla la producción del pozo con el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de producción, siendo que en este componente se produce una presión diferencial que puede ser calculada con una de las muchas ecuaciones para choques o estranguladores. CABEZA DE POZO Es un punto del sistema en el que se produce el cambio de dirección, de flujo vertical a flujo horizontal, 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 que es tomado en cuenta para su análisis dentro del sistema. VÁLVULA DE SEGURIDAD. Este componente, es un elemento que se instala en la tubería vertical y que opera en cualquier anormalidad del flujo que puede ocurrir en el transcurso de la producción, siendo vital para la seguridad operativa del pozo. CHOQUE DE FONDO De 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 que se va producir una presión diferencial en la que se tendrá una caída de presión que a su vez puede ser calculada. PRESIÓN FLUYENTE Esta es muy importante para el sistema, ya que de ella depende toda la capacidad de la instalación que 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. Su determinación se la hace en una forma indirecta utilizando herramienta mecánica o electrónica de toma de presión, o también se la puede calcular utilizando correlaciones. COMPLETACIÓN O PERFORACIONES EN EL FONDO Este nodo es muy importante en el sistema de producción debido a que comunica el reservorio con el pozo, y de él depende mucho el potencial de entrega de pozo, debido a la disminución del área por donde debe pasar el fluido, la cual puede ser expresada por correlaciones.

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ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION PRESIÓN CONSTANTE El nodo 8, ubicado en un sistema de producción en el separador, establece que existen dos presiones que 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 8. Por lo tanto, la presión del separador (Psep) será constante para cualquier caudal de flujo. La presión del reservorio (PR), nombrada por el nodo 1, será también considerada constante en el momento de la prueba o análisis. El balance de presión para el nodo en el choque se puede definir como:

ANÁLISIS DEL SISTEMA EN EL FONDO DE POZO Si colocamos el nodo solución en el fondo de pozo, esto nos permite aislar el reservorio de las tuberías tanto vertical como horizontal; 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, daño, conductividad. Ver Figuras 1.5 y 1.6. La ecuación de flujo de entrada y salida respectivamente son:

Entrada =Salida

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ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION OPTIMIZACIÓN DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN Uno de los componentes más importantes en un sistema de producción, es la sarta de producción. Debido a que cerca del 50 % de la pérdida total de presión en un pozo de gas puede ocurrir por la movilización de los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie. Un problema común en los proyectos de completación, es el seleccionar un tamaño de tubería de producción basados en critérios totalmente irrelevantes, como por ejemplo, el tamaño que se tiene disponible en almacén. La selección del tamaño de la tubería de producción debe ser hecha en base a datos disponibles, ya sea pruebas de Formación o datos de reservorio, lo cual no es posibles hacerlos en pozos exploratorios por falta de información confiable. A medida que el área de flujo vertical se incrementa, las velocidades de flujo disminuyen pudiendo llegar a generar que las condiciones de flujo sean inestables e ineficientes, esto ocasiona que se forme un escurrimiento de líquido, formándose la acumulación de líquido en el fondo del pozo, que podría ocasionar el ahogo o muerte del pozo. Una situación similar se presenta en pozos de baja productividad y diámetro excesivo de tubería, (Figura 1.7). Por el contrario, en las tuberías de producción muy pequeñas el caudal de producción es restringido a causa de la pérdida excesiva de fricción. Un problema común que ocurre en la completación de pozos de alto potencial, es el de instalar tuberías de producción con diámetros excesivos para mantener la seguridad. Esto con frecuencia es contraproducente, ya que disminuye la vida útil de los pozos, a medida que la presión del reservorio decrece, los líquidos comienzan a escurrirse por falta de velocidad del gas para arrastrar los líquidos 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 que se deba bajar a un pozo, ya que para dos diámetros distintos de tubería obtendremos distintos caudales. Por ejemplo, si tenemos un diámetro d2 mayor a d1, el caudal q2 aumenta un porcentaje con respecto al caudal q1 ; quiere decir, que estamos frente a un pozo restringido por el comportamiento de flujo de salida (outflow). La severidad de la restricción, dependerá del porcentaje del incremento del caudal con un cambio del tamaño de la sarta. Por el contrario, para un d2 > d1 el caudal q2 es aproximadamente igual al caudal q1, no se justificarán el costo de una inversión para un cambio de tamaño de tubería ver (Figura 1.7.)

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EFECTO DE AGOTAMIENTO DEL RESERVORIO Al aislar los componentes de las tuberías tanto vertical como horizontal, podemos observar el efecto de Agotamiento del reservorio, con su disminución de su capacidad productiva, conforme transcurre el tiempo. Teniendo en cuenta los cambios de la relación gascondensado RGC 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 1.8). Mantener la producción en un caudal constante, implicaría una disminución de la presión de fondo fluyente a medida que la presión del reservorio declina. Existen dos formas para lograr esto:  La primera, es instalando un compresor para reducir la presión del separador.  La segunda, es instalando una línea de flujo y tuberías de mayor diámetro para disminuir la caída de presión en el sistema de tuberías.

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ANÁLISIS DEL SISTEMA NODO EN CABEZA DE POZO Con la ubicación del nodo de solución en la cabeza del pozo (nodo 5), la línea de flujo horizontal está aislada facilitando el análisis de cambio de diámetro de la misma y de la caída de presión en la línea o conducto. Nuevamente el sistema total es dividido en dos componentes, constituyendo el separador y la línea de flujo horizontal como un componente, y el reservorio más la sarta de tubería vertical como un segundo componente; ver la figura 1.9 muestra, el primer componente. La línea de flujo empieza con la presión de separación incrementándose, la presión en la línea de acuerdo a la pérdida de presión debido a los efectos de fricción y aceleración, determinándose la presión final en cabeza de pozo para mover el caudal asumido. La Figura 1.10, muestra el segundo componente del sistema; la línea de flujo empieza con la presión de reservorio, la cual va disminuyendo de acuerdo a las restricciones encontradas, primeramente, se debe descontar la pérdida de presión obtenida en las perforaciones en el caso que 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.

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La presión del nodo para este caso está dada por:

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ANALISIS NODAL EN SISTEMAS DE PRODUCCION ANÁLISIS DEL SISTEMA EN EL SEPARADOR Con 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 choques en el caso de que existan. El primer componente del sistema es el separador. El segundo componente del sistema muestra el reservorio, tubería y líneas de flujo. La Figura 1.11 nos muestra el efecto de la presión de separación para los distintos choques y el máximo caudal que podríamos obtener. La solución es obtenida haciendo el gráfico, como calculado para la Psep vs qsc, como Psc calculado para la relación:

El incremento o reducción de presión del separador, está ligado al comportamiento del sistema de tubería y en particular a la línea de flujo. Al disminuir la presión del separador se logra un incremento en el caudal del pozos y para los pozos de alta productividad se ve reflejado mucho mejor. Muchas veces existe el criterio erróneo de producir un pozo bajo condiciones de flujo subcrítico, siendo mejor producir bajo condiciones críticas eliminando el efecto de contrapresión del separador al reservorio, dejando baches de líquido 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, porque adicionales caídas de presión ofrecen pequeños incrementos en la producción.

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CONCLUSIONES

 El análisis nodal es una herramienta de optimización usada no solo en pozos con alto caudales de productividad sino también en pozos de baja productividad.  Mediante el análisis nodal podemos diagnosticar el comportamiento de un pozo para poder optimizar la producción, eliminando o minimizando las restricciones de flujo tanto en superficie como en el subsuelo.  El sistema de producción está compuesto principalmente por: yacimiento, completación, pozo y línea de flujo superficial.  La pérdida de energía depende principalmente del tipo de fluido y del caudal del flujo transportado en el componente.  Gracias a los simuladores podemos hacer el balance de energía en diferentes puntos (nodos) en todo el sistema de producción.  El balance de energía se lo puede obtener de forma numérica o de forma gráfica. Necesariamente se debe disponer de un modelo matemático.  La posición de los nodos y sus componentes son modificados de acuerdo a las necesidades y requerimiento de todo el sistema de producción.  La mayor pérdida de energía está en la línea de flujo vertical, debido a la diversidad de componentes y trayectoria del sistema de producción.

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RECOMENDACIONES

 En la actualidad se pueden utilizar una variedad de simuladores para el análisis nodal, por ejemplo el PIPESIM, para mejorar y optimizar la producción de una manera técnica y económicamente.  Con la facilidad de la posición de los nodos, podemos realizar un análisis en todo el sistema de producción.  Buscar nuevas técnicas para la selección y diseño de la sarta de producción, ya que es donde se pierde la mayor parte de la energía.  Investigar, buscar o crear nuevos simuladores para que se obtengan modelos matemáticos más representativos para asimilar el comportamiento del reservorio.

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BIBLIOGRAFÍA

 “Explotación Del Gas Y Optimización De La Producción” – Autor: Ing. Jose Luis Rivero Sandoval.  “Análisis Nodal En La Optimización De La Producción De Los Pozos Del Campo Colorado” – Autor: Ricardo Jose Díaz Viloria  “Optimización De La Producción Mediante Análisis Nodal” – Autor: Msc. Ricardo Maggiolo  “Análisis Nodal y Explotación del Petróleo” – Autor: Ing. Jose Luis Rivero Sandoval

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Analisis Nodal Informe Final

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