Procesos de CampoAnálisis de SistemaIng. Miguel Flores

1.- ANALISIS DE SISTEMAS:

El análisis de sistema es una técnica utilizada para optimizar el comportamiento de pozos de petróleo y gas

mediante un estudio de todo el sistema de producción. El análisis puede dirigirse a diseños de completación,

productividad incrementada del pozo y mejorar eficiencias de producción, todo lo cual conduce hacia un

mejor aprovechamiento de las inversiones en gas y petróleo. Dicha técnica es esencialmente un simulador del

sistema de producción del pozo que incluye el flujo entre el yacimiento y el separador, y se divide en los

siguientes componentes.

Flujo desde el yacimiento hasta la cara de la arena.

Flujo a través de las restricciones en el fondo del pozo (Efectos de la completación).

Flujo a través de la tubería de producción.

Flujo a través de las restricciones en la tubería de producción.

Flujo a través de la línea de flujo hacia el separador.

Flujo a través de las restricciones en la línea de producción.

A medida que todo el sistema se simula, cada uno de los componentes se modela usando diferentes

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A medida que todo el sistema se simula, cada uno de los componentes se modela usando diferentes

ecuaciones o correlaciones para determinar la caída de presión a través de dicho componente como una

función de la tasa de flujo. Esta pérdida total viene dada por la diferencia entre la presión promedio del

yacimiento y la presión del separador.

Ecuac. 1

Estas dos presiones constituyen los extremos del sistema, y son las únicas presiones fijas en el sistema que no

varían con la tasa de flujo en un momento dado.

La técnica de análisis de sistemas evalúa todo el sistema, concentrándose en un punto dentro de esta serie de

componentes, el cual es referido generalmente como un nodo. De aquí el término análisis nodal, adoptado por

la industria para aludir el procedimiento. La ubicación del nodo es independiente de la solución final.

Generalmente para cálculos manuales, está referido al interés principal de la aplicación. En otras palabras, si

el interés principal es una investigación de los efectos de los componentes cerca de la superficie (línea de

flujo, reductor de superficie) entonces el nodo se escoge en el cabezal del pozo (para obtener Pwh). De forma

similar, si lo que interesa es analizar los efectos de los componentes del fondo del pozo, el nodo se selecciona

en el fondo (Pwf).

El sistema de producción está dividido en dos segmentos: el segmento “aguas arriba” o flujo de entrada que

está comprendido por todos los componentes entre el nodo y los límites del yacimiento, y la sección “aguas

abajo” o segmento de flujo de salida, que consiste de los componentes entre el nodo y el separador. Después

de aislar el nodo en el sistema, se verifica que cumpla con dos requisitos fundamentales.

Solamente existe una presión en el nodo.

Solamente fluye una tasa de flujo a través del nodo, es decir, no existe acumulación.

La intersección de las dos curvas representa la solución para el sistema.

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El minimizar la caída de presión en componentes individuales dentro del sistema dará como resultado una

menor caída de presión total y una tasa de flujo mayor para un pozo. La técnica de análisis tiene aplicación

tanto en pozos nuevos como en pozos viejos. En pozos nuevos puede usarse para simular condiciones

anticipadas, con el fin de planificar con tiempo la completación óptima. En pozos viejos se usa, en primer

lugar para modelar condiciones existentes y entonces evaluar áreas de potencial mejoramiento.

Cuando se utiliza el análisis de sistema en pozos nuevos, los datos deben estimarse de pozos vecinos, con

base a la experiencia en el área y con sentido común. Debido a que no se tienen medidas de datos de prueba

para comparar, la solución del análisis del sistema puede cubrir un amplio rango de variables de entrada. Así

por ejemplo se puede hacer una selección preliminar del diámetro de tubería de producción, para un pozo

nuevo, usando un extenso rango de curvas de influjo con valores pesimistas y optimistas de permeabilidad.

Aunque este tipo de solución no es precisa, proporciona una idea general de condiciones anticipadas.

La aplicación del análisis de sistema en pozos existentes puede ser más compleja que en pozos nuevos; sin

embargo los resultados obtenidos son más precisos. La principal diferencia entre los dos casos es la capacidad

que tienen los pozos existentes de modelar la condiciones presentes usando data real y de ajustar las variables

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coordinadamente para predecir una verificación confiable, de manera que el efecto de varias condiciones del

pozo se puedan predecir con alto grado de seguridad.

2.-APLICACIONES PRÁCTICAS

Como se mencionó anteriormente el análisis de sistema se puede entender como un simulador del simulador

de producción. Una vez que los datos han sido introducidos para crear un caso base se pueden hacer

variaciones (sensibilidades) para ver los resultados. Hay muchas variables que pueden ser simuladas,

dependiendo de las condiciones del pozo. Entre las más importantes se tienen:

Daño de formación

Espesor perforado

Diámetro de la tubería de producción

Diámetro de la línea de flujo

Presión del separador

DAÑO DE FORMACIÓN: El daño del yacimiento se define como una desviación del flujo darciano, causado

por los fluidos de perforación y completación, o por mejoría mediante estimulación. En el análisis de sistema

esto se puede visualizar ensayando diferentes casos de influjo, cada uno con un valor de daño mejorado.

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Producción (bbpd)

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ESPESOR PERFORADO. Es una medida de la longitud del intervalo de formación que está realmente

perforado. Este generalmente es menor al espesor de la formación (incapacidad para penetrar completamente

la formación, reducción de costos de perforación, etc.). Un intervalo perforado reducido disminuye el número

de perforaciones disponibles para el flujo hacia el pozo, aumentando la caída de presión a través de la

completación y creando turbulencia a medida que el flujo converge hacia el espesor perforado.

DIAMETRO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN. En un pozo de petróleo la caída de presión a través de

la tubería puede constituir la mayoría de la caída de producción de todo el sistema. Si el diámetro de la tubería

de producción es pequeño las perdidas por fricción se harán excesivas, si el diámetro es muy grande se

producirá una caída de presión adicional, debido a la carga de líquido; en algunos casos esta carga puede

impedir que el pozo fluya por completo. Desafortunadamente en muchos pozos, el tamaño de la tubería de

producción es determinada por factores que son exclusivos en la práctica, como disponibilidad o selección

histórica. Una tubería de producción de tamaño inapropiado puede dar como resultado una menor producción

y posiblemente periodos de flujo reducidos.

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Producción (bbpd)

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DIAMETRO DE LA LINEA DE FLUJO. El efecto de la línea de flujo en el sistema no es tan complejo como

el efecto del diámetro de tubería. Una línea de flujo de menor diámetro restringe la productividad mediante un

incremento de la presión de cabezal. Líneas de flujo de mayor diámetro usualmente, presentan poco efecto en

la producción. La excepción a esto, es el caso donde existen cambios significantes de altura en la línea de

flujo entre el cabezal y el separador.

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PRESIÓN DEL SEPARADOR. La presión en el separador, es el orificio de salida de presión de todo el

sistema. Por lo tanto, como todo el sistema proporcionará producción como función de la presión diferencial

total, el colocar mas bajo la presión de salida del separador casi siempre generará una capacidad mejorada del

pozo

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1000 LPC

500 LPC

50 LPC