tema 1 proceso de campo modificado

ING. SIMON RUIZ

INTRODUCCIÓN DEL ANÁLISIS NODAL

El objetivo de este tema es aplicar análisis nodal para determinar la tasa de produccion de un pozo productor evaluando con esto el efecto de varios componentes, tales como: diámetro de la tubería de produccion, tamaño de la línea de flujo, la presion del separador, diámetro del estrangulador y técnicas de completación del pozo incluyendo empaques con gravas y pozos perforados convencionalmente. estos componentes se analizan y evalúan para optimizar el sistema completo, obteniéndose la tasa de flujo mas eficiente.

DEFINICION DEL ANALISIS NODALLos análisis que se realizan de un sistema de producción en su conjunto, permite predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, como resultado de este análisis, se puede obtener por lo general una mejoría en la eficiencia de flujo, o bien un incremento en la producción.

El procedimiento de análisis de sistemas o también conocido como análisis nodal, es uno de los medios apropiados para el análisis, diseño y evaluación, tanto en pozos fluyentes, intermitentes o con sistemas artificiales de producción.

DEFINICION DEL ANALISIS NODAL

El análisis nodal, evalúa un sistema de producción dividido en tres componentes básicos:

Flujo a través de medios porosos

Flujo a través de tubería vertical o de producción (T.P.)

Flujo a través de la tubería horizontal o línea de descarga (L.D.)

DEFINICION DEL ANALISIS NODALPara la predicción del comportamiento en cada uno de los componentes, se obtiene la caída de presión en cada uno de ellos.

Para la obtención de las caídas de presión, se deben de asignar nodos en diversos puntos importantes dentro del sistema de producción por lo tanto, se varían los gastos de producción y empleando un método de cálculo adecuado, se calcula la caída de presión entre dos nodos.

Después, se selecciona un nodo de solución y las caídas de presión son adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, hasta alcanzar el nodo de solución o incógnita.

DEFINICION DEL ANALISIS NODALEn un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, siendo estas la presión del separador (PSep) y la presión estática del yacimiento (Pws).

Por lo tanto teniendo la presión en alguno de estos dos nodos, se pueden determinar las caídas de presión en algún punto intermedio.

La evaluación del sistema de producción por medio del análisis nodal, puede ayudarnos a la solución de problemas; en donde se incluyen caídas de presión a través de:

Estranguladores superficiales y de fondo Diámetros de Tuberias de producciónVálvulas de seguridad, etc

COMPONENTES QUE INTERVIENEN EN EL ANALISIS NODAL

a. Separador:

Los separadores de petróleo-gas constituyen la primera instalación de procesamiento del fluido obtenido del pozo.

En estos dispositivos se realiza la separación del gas y los líquidos, ellos pueden trabajar a diferentes presiones, lo cual depende de la presión de la línea de flujo desde el pozo hasta la Estación, y luego pasa al sistema de deshidratación.

El fluido que se obtiene de un pozo de petróleo normalmente es de carácter multifásico en el que se encuentran mezclas complejas de hidrocarburos, agua, partículas de arena y contaminantes. La separación física de dichas fases representa una operación fundamental en la producción, procesamiento y tratamiento del crudo y del gas, y para ello en las áreas de producción se utilizan los separadores gas/líquido, los cuales separan el gas del petróleo y del agua


Funciones que debe cumplir un separador:

Permitir una primera separación entre los hidrocarburos, esencialmente liquido y vapor.

Refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas liquidas atrapadas en la fase gaseosa, para evitar su arrastre con el gas de salida.

Liberar parte de la fracción de gas en solución, que aun pueda permanecer en la fase liquida, para así obtener crudo libre de gas.

Descargar por separado las distintas fases a fin de evitar que puedan volver a mezclarse.


B. 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 produccion de los pozos.

B. Choque Superficial:Es el que controla la produccion del pozo con el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de produccion , en este componente se produce una presion diferencial que puede ser calculada con ecuaciones para choques o estranguladores.


C. Cabezal Del 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 presion de surgencia para conocer la energía de produccion del pozo, siendo tambien un punto critico que es tomado en cuenta para su análisis dentro del sistema.D. Válvula De Seguridad: Este componente es un elemento que se instala en la tubería vertical y que opera ante cualquier anormalidad del flujo que puede ocurrir en el transcurso de la produccion siendo vital para la seguridad operativa y productiva del pozo.


E. Choque De Fondo:Se produce a la bajada de este tipo de restricción de acuerdo a la necesidad que exista de elevar la presion y controlar la energía en el flujo de la línea vertical, así como tambien para tener una presion de aporte y elevación controlada, por lo que se va a producir un diferencial de presion.

F. Presion Fluyente:Es muy importante ya que de ella depende toda la capacidad de la instalación que se desea conectar al yacimiento a través del pozo y así producir todo el campo.Esta presion es medida en el fondo del pozo, tomada en su punto medio del nivel productor.


G. Presion Promedio Del Yacimiento:Esta presion es evaluada respecto a un nivel de referencia, y es la presion a la cual se encuentran sometidos los cálculos de los fluidos del yacimiento, siendo esta presion de gran interés para conocer índice de productividad del pozo y así mismo nos permitirá conocer la capacidad de fluencia del yacimiento hacia el pozo.

RECORRIDO DE LOS FLUIDOS EN EL SISTEMA.

G. Presion Promedio Del Yacimiento:Esta presion es evaluada respecto a un nivel de referencia, y es la presion a la cual se encuentran sometidos los cálculos de los fluidos del yacimiento, siendo esta presion de gran interés para conocer índice de productividad del pozo y así mismo nos permitirá conocer la capacidad de fluencia del yacimiento hacia el pozo.

SISTEMA DE PRODUCCION Y SUS COMPONENTES.

El sistema de produccion esta formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las facilidades de 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 e infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos, hidrocarburos extraídos de los yacimientos.

PROCESO DE PRODUCCION:el proceso de produccion en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de produccion en la estación de flujo.

SISTEMA DE PRODUCCION Y SUS COMPONENTES.

En la figura se muestra un sistema completo con cuatro componentes : yacimiento, completación, pozo, y línea de flujo superficial. Existe una presion de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presion estática del yacimiento, Pws y una presion final o de entrega que es la presion del separador en la estación de flujo, Psep.


TRANSPORTE EN EL YACIMIENTO:El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia “re” del pozo donde la presion es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, “rw” donde la presion es Pwfs.En este recorrido el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Koh), presente restricciones en las cercanías del hoyo (daño S), y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µ0).

Mientras mas grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo, mejorando su índice de productividad. La perforacion de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.


TRANSPORTE EN LAS PERFORACIONES:Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede ser un revestidor de produccion 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 perdida de energía se debe a la sobre compactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforacion.

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 presion Pwf.


TRANSPORTE EN EL POZO:Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de produccion venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería y llegan al cabezal del pozo con una presion 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 presion que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, la presion a la descarga del reductor es la presion de la línea de flujo, Plf , luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presion igual a la presion del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo.


La perdida de energía en forma de presion 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 produccion del sistema responde a un balance de energía entre la capacidad de aporte del yacimiento y la demanda de energía de la instalación. La suma de las perdidas de energía en forma de presion de cada componente es igual a la perdida total, es decir, a la diferencia entre la presion partida y la presion final, Pws- Psep.Pws- Psep =ΔPy+ ΔPc + ΔPp + ΔPI

Donde:ΔPy= Pws – Pwfs Caida de presion en el yacimiento, (IPR)

ΔPc= Pwfs – Pwf Caida de presion en la completación.ΔPp= Pwf – Pwh Caida de presion en el pozo.

ΔPI= Pwf – Pwh Caida de presion en la línea de flujo.

CAPACIDAD DE PRODUCCION DEL SISTEMA.

CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA EN EL FONDO DEL POZO.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 presion con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo y a la presion requerida en la salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presion remanente igual a Psep.

Por ejemplo si la presion esta en el fondo del pozo:Donde:

Presion de llegada al nodo Pwf oferta= Pws – ΔPy- ΔPcPresion de salida del nodo Pwf Demanda= Psep + ΔPI+ ΔPp

CAPACIDAD DE PRODUCCION DEL SISTEMA.

En cambio si el nodo esta en el cabezal del pozo:

Presion de llegada al nodo Pwf oferta= Pws – ΔPy- ΔPc- ΔPpPresion de salida del nodo Pwf Demanda= Psep + ΔPI

La representación grafica de la presion de llegada de los fluidos al nodo en funcion del caudal o tasa de produccion se denomina CURVA DE OFERTA DE ENERGÍA o de fluidos del yacimiento (Inflow curve).

La representación grafica de la presion requerida a la salida del nodo del caudal de produccion se denomina CURVA DE DEMANDA DE ENERGÍA O de fluidos de la instalación (Outflow curve).

OBJETIVO DE UN SISTEMA DE PRODUCCION.

El objetivo principal de la evaluación de un sistema de produccion bajo el criterio de análisis nodal es el de optimizarlo bajo la combinación de todos los componentes que conforman el sistema. Con la finalidad de evaluar y caracterizar el impacto que pueda tener cada componente en la productividad del sistema.

DEFINICIÓN DE NODOS.

Un balance entre la energía del fluido que aporta el yacimiento y la energía requerida por el fluido que demanda la instalación se denomina “NODO”. La posición del nodo puede ser tomada en varios puntos del sistema de produccion, tales como: el fondo del pozo, el cabezal del pozo, el separador, etc. La posición del nodo se cambia con el propósito de ilustrar el efecto de ciertos componentes del sistema sobre la tasa de produccion del pozo. Por ejemplo: si se desea estudiar el efecto del índice de productividad se debe aislar el componente yacimiento colocando el nodo en el fondo del pozo.Para ilustrar el efecto de la línea de flujo se debe colocar el nodo en el cabezal del pozo.Para ilustrar el efecto de un cambio en la presion del separador se debe colocar el nodo en el separador. La posición del nodo debe elegirse de acuerdo al componente donde se desea realizar un estudio de sensibilidad.

TIPOS DE NODOS.

Pueden ser de 2 tipos: funcional y solucion.

Se cataloga como funcional cuando existe una presion diferencial a través de el y la respuesta de presion o tasa de flujo puede ser representada mediante alguna funcion matemática o física.

Se considera nodo solucion si es un punto practico en el cual se desea obtener solucion del sistema ( ejemplo: yacimiento, fondo del pozo, cabezal, etc)

El procedimiento consiste en dividir el sistema en sus diversos módulos o componentes. Todos los componentes aguas arriba del nodo solucion constituyen la sección de influjo, la sección de demanda esta constituida por los componentes aguas abajo del nodo solucion.

TIPOS DE NODOS.

Se debe determinar la tasa de flujo a través del sistema, considerando que el flujo que entra en el nodo es igual al flujo que sale de el y tambien que existe una presion única en el.

En un tiempo particular de la vida de un pozo siempre permaneceran 2 presiones fijas, la presion de salida y la presion promedio del yacimiento. La primera es funcion de la tasa, el punto de salida del sistema usualmente se ubica en el cabezal del pozo o en la entrada al múltiple de separación.

Una vez que se selecciona el nodo que se tomara como nodo solucion del sistema, se calcula la presion en ambos sentidos aguas abajos y aguas arriba. De este modo se tiene:.

ESQUEMA GRAFICO DEL ANALISIS COMPLETO DE UN SISTEMA DE PRODUCCION.

APLICACIONES FUNDAMENTALES DEL ANALISIS NODAL

Permite determinar el caudal que produce un pozo.Diagnostica perdida de capacidad de flujo de las líneas ó tuberías. Permite diseñar el tamaño de los componentes de un sistema de producción. Facilita seleccionar y diseñar los controladores de flujo superficiales. Permite evaluar el efecto sobre el caudal de producción de un proceso de estimulación. Permite evaluar el efecto sobre el caudal de producción de un sistema de levantamiento artificial. Facilita encontrar alternativas para aumentar ó controlar el caudal de producción de un pozo.

APLICACCIONES PRACTICAS DEL ANALISIS NODAL

En el caso de yacimientos en que el fluido se encuentra muy cercano al punto crítico (gas condensado y petróleo volátil en que la RGP se encuentra en un rango aproximado de 1600 a 10000+ PCN/BN) los modelos de análisis nodal se deben modelar exclusivamente con PVT composicional, previo ajuste de una ecuación de estado. Mientras que en el caso de yacimientos de gas seco, húmedo y petróleo negro, se puede realizar el análisis nodal mediante un modelo Black Oil (si se cuenta con el PVT composicional, debe ser utilizado). Cuando se hace un ajuste con un PVT en modalidad Black Oil (usando la prueba de liberación flash) es para obtener un ajuste y sensibilidades de una manera rápida, con el próposito de alguna toma de decisión previo a un trabajo de reacondicionamiento al pozo. Pero si el propósito es exportar las VLP para un modelo de simulación numérica, es muy importante que este sea usando un PVT composicional, para evitar la inconsistencia al momento de hacer el history matching (generalmente este es uno de los principales problemas). Otro pequeño problema en los modelos de análisis nodal de yacimientos de gas condensado, es que generalmente se ajusta la curva de aporte de gas es la que se ajusta en el simulador de acuerdo a la ecuación de flujo que se seleccione, mientras que la curva de líquidos (petróleo+agua), generalmente se hace un estimado con el valor de RGL introducido en el módulo de PVT. Por lo que, casi siempre no va a reproducir el valor exacto de producción de petróleo, sino que dicho valor va a oscilar en un rango que no debería exceder de un 15%. En caso de incurrir este error, se debe revisar y validar las pruebas de producción.

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