analisis nodal hirschfeldt

Nota Técnica

Por Marcelo Hirschfelt-Oilproduction.net www.oilproduction.net 1

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 (upstream componentes) = pPR nodo−Δ .

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.

Nota Técnica


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

Nota Técnica


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 RP ,

y la otra es la presión de salida del sistema. La presión de salida es generalmente la presión

del separador sepP , pero si la presión del pozo es controlada con un orificio en la superficie, la

presión fija a la salida del sistema será whP . 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) = pPR nodo−Δ

Salida del Nodo (outflow)

p (downstream componentes) = psepP nodo+ Δ

La caída de presión pΔ , 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

Caudal, q

Pres

ión

en e

l nod

o

Gráfico. 3

Nota Técnica


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.


p p = pPR res tubing wh−Δ −Δ


p = pPsep flowline wh+ Δ

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

Pres

ión

en e

l nod

o, P

wh

inflow

outflow

Nodo ubicado en la cabeza de pozo (wh)

D1 D2 >D1

Gráfico. 4

Nota Técnica


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:


p = PPR res wf−Δ


p p = PPsep flowline tubing wf+ Δ + Δ

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, sepP PR − , 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

Pres

ión

en e

l nod

o, P

wf

inflow outflow D1

D2 >D1

RP

Gráfico. 5

Nota Técnica


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

Pwf

inflow

outflow

RP

Caudal, q

Pwf

inflow outflow

RP

Gráfico. 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

Contactos Cel (ARG) 0297 154 324462 Cel (EXT) +549 2974324462 e-mail [email protected] Argentina

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