Nota Técnica
Análisis de un sistema de producción y Análisis NODAL ™
por Marcelo Hirschfeldt . www.oilproduction.net . 2009
Recopilación y resumen de textos de los siguientes autores: H. Dale Beggs, Kermit E. Brown y James F.Lea
Introducción
Cualquier pozo petrolero, es perforado y completado, para mover el petróleo y el gas desde su ubicación original en el reservorio hasta la superficie. El movimiento o transporte de ese fluido requiere energía para vencer pérdidas por fricción en el sistema y elevar la producción hacia la superficie. Los fluidos deben viajar a través del reservorio y del sistema de tubing, y por último a través de los separadores de gas-líquido.
El sistema de producción puede ser relativamente simple o puede incluir componentes donde pueden ocurrir cambios o pérdida de energía. Un ejemplo de un complicado sistema de producción es ilustrado a continuación.
Fuente: Production Optimization Using Nodal Analysis. D. Beggs
Nota Técnica
La caída de presión en el sistema total en cualquier momento será la presión inicial menos la presión final,
P p (upstream componentes) = p
R − Δ nodo
.Esta caída de presión es la suma de las caídas de presiones que ocurren en todos los componentes del sistema. Por lo tanto, la caída de presión a través de cualquier componente variará el caudal producido, por lo que el dicho caudal será controlado por los componentes seleccionados en el sistema. La selección y el dimensionamiento individual de cada componente es muy importante, debido a que la interacción entre cada componente provoca que cualquier cambio de presión en uno de ellos, provoca un cambio en todo el sistema.
Esto ocurre porque el flujo producido es compresible, por lo tanto la caída de presión en un componente particular depende no solo del caudal que atraviesa del componente, sino del promedio de presión existente en el componente.
El diseño final de un sistema de producción no puede estar separado entre la performance del reservorio y la performance del sistema de conducción (piping), y manejado independientemente. La cantidad de petróleo y gas que fluye dentro del pozo desde el reservorio depende de la caída de presión en el sistema de conducción (piping), y la caída de presión en este sistema dependerá de la cantidad de fluido que pase a través de ella. Por lo tanto, todo el sistema debe ser analizado como una unidad.
El caudal de producción de un pozo puede a menudo estar severamente restringido por la performance de un solo componente del sistema. Si el efecto de cada componente sobre la performance total del sistema puede ser aislado, la performance del sistema puede ser optimizada de una manera más económica. Experiencias pasadas han mostrado que grandes cantidades de dinero han sido gastada en operaciones de estimulación de formaciones, donde realmente la capacidad de producción estaba restringida debido al diámetro reducido de los tubings de producción a las líneas de producción (piping).
Otro error durante la etapa de completación es la instalación de tubings de diámetros muy grandes. Esto ocurre a menudo en pozos donde se espera producir altos caudales. Esto no solo lleva aparejado un gasto mayor en materiales al sobredimensionar una instalación, sino que también a una disminución en la producción de pozo. Por ejemplo, en el caso de pozos surgentes o de alta relación gas-líquido, al tener diámetros mayores de tubings se reduce la velocidad del fluido provocando la carga de líquido (load up) en la cañería de producción y llevando muchas veces a ahogar el pozo. Esta situación lleva a que sea necesario instalar algún sistema de levantamiento artificial o compresores de gas en superficie.
El método para analizar un pozo, el cual permitirá determinar la capacidad de producción para cualquier combinación de componentes, es descripto a continuación. El método puede ser utilizado para determinar la ubicación de zonas con excesiva resistencia al paso de fluido o caídas de presión en cualquier parte del sistema. El efecto de los cambios de cualquier componente sobre la performance total del pozo, pueden ser fácilmente determinados.
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Análisis Nodal ™ (*)
En análisis del sistema, llamado a menudo Análisis NODAL ™, ha sido aplicado por varios años para analizar la performance del sistema a partir de la interacción de cada uno de sus componentes. Circuitos eléctricos, complejas redes de ductos y sistemas de bombeo centrífugo son todos analizados utilizando este método. Esta aplicación al análisis de os sistemas de producción de pozos fue propuesta por Gilbert en 1954 y discutida por Nind en 1964 y Brown en 1978.
El procedimiento consiste en seleccionar un punto de división o nodo en el pozo y dividir el sistema en ese punto. Las ubicaciones más comunes usadas para los nodos se muestra a continuación en la Figura. 2
(*) NODAL Analysis es una MarcaRegistrada de Flopetrol Johnston, una división de Schlumberger Technology Corporation.
6 7 8
1
1
1b
Nodo Ubicación 1 Separador 2 Orificio sup.
3 Wellhead 4 Valv. Seguridad 5 Restricción 6 Pwf
7 Pwfs 8 Pr 1ª Salida de Gas 1b Tanque stock
Figura. 2
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Todos los componentes aguas arriba del nodo (Upstream) comprende la sección de entrada (Inflow section), mientras que la sección de salida (outflow section) consiste en todos los componentes que se encuentran aguas abajo del nodo (Downstream). Una relación entre el caudal y la caída de presión debe estar disponible para cada componente del sistema. El flujo a través del sistema puede ser determinado una vez que los siguientes requerimientos son satisfechos:
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 reservorio PR , y la otra es la presión de salida del sistema. La presión de salida es generalmente la presión del separador
P
sep, pero si la presión del pozo es controlada con un orificio en la superficie, la presión fija a la salida del sistema seráP
wh. Una vez que el nodo es seleccionado, la presión en el nodo es calculada en ambas direcciones, comenzando desde las fijas.Entrada al Nodo (inflow)
p (upstream componentes) = p
P R − Δ nodo
Salida del Nodo (outflow)
p (downstream componentes) = p P
sep+ Δ nodo
La caída de presión
Δ p
, en cualquier componente varía con el caudal, q. Por lo tanto, un gráfico de la presión en el nodo versus el caudal producirá dos curvas, las cuales se interceptaran satisfaciendo las condiciones 1 y 2 antes mencionadas. El procedimiento es ilustrado en Gráfico 3.Salida (outflow) desde el nodo
Entrada ( inflow) al nodo
Capacidad de flujo del sistema
Presión en el nodo
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El efecto del cambio en cualquier componente puede será analizado recalculando la presión en el nodo versus el caudal, usando las nuevas características del componente que fue cambiado.
Si el cambio fue realizado en un componente aguas arriba (upstream), la curva de salida (outflow) no sufrirá cambios. Por lo tanto, si cualquier curva es cambiada, la intersección también lo hará, y existirá entonces una nueva capacidad de flujo y presión en el nodo.
Las curvas también se pueden desplazar si cambian cualquiera de las condiciones fijas, por ejemplo una depletación en la presión de reservorio o un cambio en las condiciones del separador o instalaciones receptoras en superficie.
El procedimiento puede ser ilustrado considerando un sistema simple de producción, y eligiendo la presión de boca de pozo como nodo, el cual se representa con el punto 3 en la Figura 2.
Entrada al Nodo (inflow)
p p = p
PR− Δ res− Δ tubing wh
Salida del Nodo (outflow)
p = p
P sep + Δ flowline wh
El efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del diámetro de tubings es ilustrado en el Gráfico .4
Capacidad de flujo del sistema
Caudal, q
Presión en el nodo, P w h
inflow
outflow
Nodo ubicado en la cabeza de pozo (wh)
D1
D2 >D1
Gráfico. 4
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El efecto del cambio del diámetro de tubing por uno de mayor diámetro, siempre y cuando no sea muy grande, provoca un aumento de caudal y un consecuente aumento en la presión de boca de pozo.
El análisis usado mas frecuente es el de seleccionar el Nodo entre el reservorio y el sistema de conducción. Este punto se puede observar en la posición 6 del gráfico 2, y la presión del Nodo es Pwf.
Seleccionando el Nodo en este punto divide al pozo en dos componentes, el reservorio y el sistema de conducción (piping). Las expresiones para a entrada (inflow) y salida (outflow) serán las siguientes:
Entrada al Nodo (inflow)
p = P
PR− Δ res wf
Salida del Nodo (outflow)
p p = P
P sep + Δ flowline + Δ tubing wf
El efecto del cambio en los diámetros de tubing sobre la capacidad de flujo del sistema es ilustrado en el Gráfico 5
Un sistema de producción puede ser optimizado seleccionando una combinación de componentes característicos que permitan lograr la máxima producción al menor costo posible.
Aunque la caída de presión global del sistema, P Psep
R− , podría ser fijada en un momento particular, la capacidad de producción del sistema dependerá de donde ocurra la caída de
Capacidad de flujo del sistema
Caudal, q
Presión en el nodo, P w f
inflow outflow
D1
D2 >D1
P
RGráfico. 5
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presión. Si es mucha la presión que cae en un componente o módulo, habrá una insuficiente presión remanente para una performance eficiente de los otros módulos.
El Gráfico 6. muestra el ejemplo donde un diámetro reducido de tubings restringe la capacidad de flujo del pozo, mientras que el Gráfico 7 la performance del pozo se ve controlada por la performance de entrada (inflow performance) donde una gran caída de presión podría estar cayendo en el daño de formación o en el entorno de un ineficiente punzado.
Resumen
El análisis Nodal de sistemas de producción puede ser utilizado para analizar problemas en pozos de petróleo y gas. El procedimiento puede ser utilizado tanto para pozos surgentes como pozos con sistemas de levantamiento artificial. Este procedimiento también puede ser utilizado para analizar la performance de pozos inyectores a partir de la modificación de las ecuaciones de entrada (inflow) y salida (outflow). Una lista parcial de aplicaciones se presenta a continuación.
1 Selección de diámetros de tubings.
2 Selección de líneas de conducción.
3 Diseños de Gravel Pack.
4 Dimensionamiento de orificios de superficie o fondo.
5 Análisis de problemas en restricciones.
6 Diseño de sistemas de levantamiento artificial.
7 Evaluación de estimulación de pozos.
8 Analizar el efecto de comprimir gas en boca de pozo.
9 Analizarla performance de la densidad de punzados.
10 Predecir los efectos de la depleción de reservorios.
Caudal, q
Pw f
inflow outflow
P
RCaudal, q
Pw f
inflow outflow
P
RGráfico. 6 Gráfico. 7
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Referencias
• Production Optimization Using Nodal Analysis. H. Dale Beggs
• SPE Distinguished Author Series “Nodal Systems Analysis of Oil and Gas Wells” por Kermit E. Brown y James F.Lea
Marcelo Hirschfeldt es Ingeniero en Petróleo y trabajó en la industria relacionada a la explotación de hidrocarburos durante 19 años. Se desempeñó como supervisor de producción, mantenimiento y equipos de torre y alambre en los principales yacimientos de la cuenca del Golfo San Jorge, Patagonia Argentina.
También se desempeñó como Ingeniero de Producción y coordinandor de equipos de Ingeniería de Yacimientos en los últimos años.
Es docente de la cátedra de Producción en la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco en la carrera de Ing. en Petróleo desde el año 2003.
También es el fundador y director de http://www.oilproduction.net , y en la actualidad se despeña como Consultor e Instructor independiente para OilProduction Consulting &
Training. http://www.oilproduction.net/cursos.html
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