ANLISIS NODAL
METODOS DE PRODUCCIN I-2014
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
Sistemas de Produccin
Los sistemas de produccin incluyen:
Yacimiento (Roca Fluidos). Pozo (Completamiento, Tubing, Aditamentos del Pozo). Facilidades de Superficie (Cabeza, Lneas de Flujo,
Separadores, Oleoductos o Gasoductos, etc).
Estos sistemas pueden ser muy simples complejos:
Simples Yacimiento, Pozo, Superficie.
Complejos Sistemas de Levantamiento Artificial, Inyeccin de Agua y Pozos Mltiples.
Gas
Lquido
Tanque
YACIMIENTO
COMPLETAMIENTO
PO
ZO
LINEA DE FLUJO
Pws Pwfs Pwf
Pwh
Psep
Ptk
Pfl
Produccin de Hidrocarburos
YACIMIENTO
CABEZA DE POZO
SEPARADOR
Comportamiento de la Presin en el Sistema de Produccin
Por qu se analizan los sistemas? En general un Ingeniero de Produccin/Yacimientos es responsable de las siguientes tareas:
Disear/operar los sistemas de produccin de una manera eficiente durante la vida productiva del yacimiento.
Monitorear/analizar el desempeo de los pozos y el yacimiento y realizar los cambios necesarios.
Evaluar/predecir el resultado de la implementacin de posibles cambios.
Aumento de Oferta
de Energa
Curva de Demanda
de Energa
ql2 AOF ql3
Tasa de Flujo
FB
HP
PYac Disminucin de
Demanda de
Energa Curva de
Oferta de
Energa
AOF ql1
Optimizacin del Sistema: Anlisis Nodal
Curva de Demanda de
Energa
Tasa de Flujo
FB
HP
PYac
Curva de
Oferta de
Energa
AOF ql1
Ejemplo: Restriccin por Tubing
ql2
dtubing1
dtubing2
Tasa de Flujo
FB
HP
PYac
Curva de Demanda de Energa Curva de Oferta de Energa
AOF1
ql1
Ejemplo: Restriccin por Caoneo
AOF1
ql2
4 TPP 8 TPP
Gas Lquido
Tanque
Prdidas de Presin en el Sistema
PY=Pws Pwfs = DP en el Yacimiento
PC=Pwfs Pwf = DP en el Completamiento
PP=Pwf Pwh = DP en el Pozo
PS=Pwh Psep = DP en la Superficie
PT=Pws Psep = DP Total
Prdidas de Presin en el Sistema
Estas prdidas de presin pueden ser agrupadas en tres componentes principales: Prdidas de presin en el
yacimiento y el completamiento.
Prdidas de presin en el pozo.
Prdidas de presin en superficie.
Prdidas de Presin en el Sistema
Prdidas de Presin Individuales 1. A travs del reservorio.
2. A travs del
completamiento (perforaciones/ empaquetamientos etc.)
3. A travs del tubing y cualquier componente o restriccin dentro del pozo.
Prdidas de Presin en el Sistema
4. A travs de las vlvulas de seguridad en el subsuelo.
5. A travs del choke o vlvula estranguladora de superficie.
6. A travs de la lnea de flujo.
Prdidas de Presin en el Sistema
Prdidas de Presin en el Sistema de Produccin P
resi
n
Distancia
Prdidas en superficie Yacimiento + Completamiento
Completamiento
Prdidas en tubing
Yacimiento
Borde del rea
de drenaje
Cara del pozo
Pozo
Restriccin
del pozo Vlvula de
seguridad
Cabezal del pozo
Separador
Choke
La magnitud de estas prdidas individuales de presin depende de:
Ingenieros de produccin. Juegan con estos factores para maximizar la rentabilidad de la produccin de gas y aceite.
Prdidas de Presin en el Sistema
Aplicaciones del Anlisis Nodal 1. Optimizar el Sistema de Produccin de un Pozo: Seleccin de dimetros de tubera de produccin ( ptbg) . Seleccin de lneas de flujo ( p6=Pdsc-Psep). Fijar la presin ptima del separador (Psep). Predecir el efecto del agotamiento del yacimiento (PR).
Ajustar restricciones: Chokes de Superficie ( p5=Pwh-Pdsc). Vlvulas de Seguridad ( p4=Pusv-Pdsv). Fittings en el pozo ( p3=Pur-Pdr).
Optimizar los sistemas de levantamiento artificial ( p8=Pwf-Pwh). Analizar si hay obstrucciones en la tubera de produccin ( p3=Pur-Pdr). Evaluar el efecto de las estimulaciones (Frac/Acid/Ca) ( p2=Pwfs-Pwf). Diseo de empaquetamientos con grava ( p2=Pwfs-Pwf).
Analizar el efecto del cambio de una variable en alguna parte del sistema: Analizar el efecto de comprimir gas en boca de pozo. Evaluar el efecto de la temperatura en crudo pesado.
2. Optimizar el Sistema de Inyeccin de Fluidos. 3. Analizar el sistema de Produccin de un Campo.
Gilbert en 1954 describi el Anlisis del Sistema de Produccin en el artculo Flowing and Gas Lift
Performance. Principio: La tasa de flujo (Flow Rate) y la presin en un punto (Node) del sistema pueden
ser calculados desde que:
El flujo que entra al nodo (Inflow) es igual al flujo que sale (Outflow).
Solamente existe una nica presin en el nodo.
Principio Fsico del Anlisis Nodal
NODO
Pnodo
INFLOW OUTFLOW
COMPONENTES
UPSTREAM
(Aguas Arriba)
COMPONENTES
DOWNSTREAM
(Aguas Abajo)
Q Q
Pu Pd
Pu Pd
Pnodo = Pu Pcomponentes upstream = f1(Q)
Pnodo = Pd + Pcomponentes downstream = f2(Q)
P = f (Q)
INFLOW
OUTFLOW
Qnodo
Pn
od
o
Outflow del nodo
Inflow al nodo
GRAPHICAL SOLUTION OF THE PROBLEM
PRESION DEL NODO
Principio Fsico del Anlisis Nodal
CAPACIDAD DE FLUJO EN EL NODO
Pnodo = Pu Pcomponentes upstream = f1(Q)
Pnodo = Pd + Pcomponentes downstream = f2(Q)
INFLOW
OUTFLOW
La capacidad de produccin la determina el
caudal para el cual la presin de
llegada al nodo es igual a la presin
de salida
Gilbert (1954).
En cualquier momento, la presin en los puntos finales del sistema estn fijos: Psep y PR son constantes, entonces:
upstreamRnodo esPcomponentPP
Presin del yacimiento
Presin del separador
Inflow al nodo:
Outflow del nodo:
Principio Fsico del Anlisis Nodal
downstreamsepnodo esPcomponentPP
Yacimiento Pwsf
Tanque Separador
Gas de venta
Vlvula de seguridad
Restriccin
Pwf
Fuente: BEGGS, Dale H. Production Optimization using NODAL Analysis. OGCI & Pretroskills Publications. Cap.1. Modificada
Nodo 1: Separador.
Nodo 3: Cabeza de Pozo.
Nodo 6: Fondo de Pozo.
Nodo 8: En la Presin de
Yacimiento.
Psep
PR
Pwh
Ubicacin de los Nodos: Nodos Principales
pwsf
Tanque Separador
Gas de venta
Vlvula de seguridad
Restriccin
pwf
Nodo 2: Choke.
Nodo 4: Vlvula de
Seguridad.
Nodo 5: Restriccin de fondo.
Nodo 7: Cara de la formacin.
Psep
PR
Pwh
Ubicacin de los Nodos: Nodos Funcionales
Pr Pe Pwfs Pwf
P1 = (Pr - Pwfs) P2 = (Pwfs - Pwf)
P8 = Pwf - Pwh
P9 = (Pwh - Psep)
Psep
Sales line Gas
Liquid
Stock tank
Adapted from Mach et al, SPE 8025, 1979.
Pwh
Nodo en Fondo de Pozo
Inflow al nodo: Pnodo = Pwf = PR ( P1 + P2)
Outflow del nodo: Pnodo = Pwf = Psep + ( P9 + P8)
2111 STB/D
1957.1 psi
Nodo en Fondo de Pozo
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 Tasa de Produccin en Fondo Qowf [STB/D]
Pre
si
n d
e F
on
do
Flu
yen
do
Pw
f o
FB
HP
[P
SI]
Inflow
Outflow
Pr Pe Pwfs Pwf
P1 = (Pr - Pwfs)
P2 = (Pwfs - Pwf)
P8 = Pwf - Pwh
P9 = (Pwh - Psep)
Psep
Sales line Gas
Liquid
Stock tank
Adapted from Mach et al, SPE 8025, 1979.
Pwh
Nodo en Cabeza de Pozo
Inflow al nodo: Pnodo = Pwh = PR ( P1 + P2 + P8)
Outflow del nodo: Pnodo = Pwh = Psep + ( P9)
2050 STB/D
500 psi
Nodo en Cabeza de Pozo
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Pre
si
n d
e C
ab
eza
Flu
ye
nd
o P
wh o
FW
HP
[P
SI]
Inflow
Outflow
Tasa de Produccin en Cabeza Qowh [STB/D]
Procedimiento de Aplicacin 1. Determinar que componentes se pueden cambiar.
2. Seleccionar el componente a ser optimizado.
3. Seleccionar el nodo adecuado (que permita visualizar el cambio en las cadas
de presin al cambiar el componente).
4. Desarrollar las expresiones de Inflow y Outflow para el nodo seleccionado.
5. Determinar las cadas de presin que causan los componentes del sistema actual.
6. Graficar el Inflow y el Outflow del nodo.
7. Cambiar el componente seleccionado para ser optimizado: Desarrollar las nuevas expresiones de Inflow y/o Outflow. Determinar la cada de presin que causa el nuevo componente.
8. Graficar los nuevos Inflow y/o Outflow del nodo con el componente cambiado.
9. Repetir el procedimiento con otro componente a ser optimizado.
Qowh
Pw
h
OUTFLOW
INFLOW
d1
d2 > d1
Nodo en Cabeza de Pozo
2000 3000 4000 5000 6000 1000
0,5
1,0
2,0
3,0
BH
P
x 1
03, P
SI
1,5
2,5
TASA DE FLUJO (BPD)
Profundidad = 8000
Pr = 3500 psi
Pwh = 140 psi
0
Nodo en Fondo de Pozo
d
q
Pw
f
INFLOW PR
Nodo en Fondo de Pozo
Pw
f
qL
GLR
EXCESSIVE GLR
INFLOW
d
Nodo en Fondo de Pozo
Inflow
P
WF
Un tamao de
dimetro mayor
demanda mayor
caudales a
mayores P.
Outflow con dLF1
Outflow con dLF2 > dLF1
qL
Nodo en Fondo de Pozo
N1
qL
N2 > N1
PR
N3 > N2
Inflow
Pw
f
Outflow
A mayor nmero de
perforaciones mayor
oferta del yacimiento.
Nodo en Fondo de Pozo
Nodo en Fondo de Pozo
Curva
(Tubi
P Yac Disminucin de la
FTHP al abrir el choque
o reducir la Psep
Ganancia por la reduccin de
la FTHP
ql1 ql2
Tasa de Flujo
Inflow
Performance
Relationship (IPR)
AOF
de desempeo del Tubing g Performance Curve, TPC) n
Nodo en Fondo de Pozo
Curvas de desempeo del Tubing (Tubing Performance Curve, TPC)
Inflow
Performance
Relationship (IPR)
> ql2
Tasa de Flujo
FB
HP
P Yac
Ganancia por el
incremento del
tamao del Tubing
AOF
3 1/2 tubing
ql1
5 /2 tubing 1
Nodo en Fondo de Pozo
Curva de desempeo del Tubing (Tubing Performance Curve, TPC)
ql1 > ql2 AOF
Tasa de Flujo
FB
HP
Ganancia por la
reduccin del Dao
(Skin)
IPR Mejorada,
Skin = 0 IPR Inicial,
Skin = 10
P Yac
Nodo en Fondo de Pozo
Tasa de flujo.
Permeabilidad Absoluta.
Permeabilidad Relativa.
Viscosidad.
Espesor Neto Productor.
Area de Drenaje.
Forma del rea de Drenaje.
Ubicacin del Pozo.
Factores de Cada de Presin en el Yacimiento
Tasa de Flujo.
Espesor Neto Productor.
Intervalo Perforado.
Densidad de Disparos.
Permeabilidad Horizontal.
Permeabilidad Vertical.
Dao de Fluidos de Perforacin.
Viscosidad.
Factores de Cada de Presin en el Completamiento
Tasa de Flujo.
THP.
Dimetro, material y estado del Tubing.
Propiedades de los fluidos (GOR, gravedad especfica, viscosidad, etc).
Profundidad del Pozo.
Presencia de accesorios (vlvulas de subsuelo, restricciones).
Factores de Cada de Presin en el Tubing
Tasa de Flujo.
Presin en el separador.
Longitud, dimetro, material y estado de las lneas de flujo.
Propiedades de los fluidos (GOR, gravedad especfica, viscosidad, etc).
Presencia de accesorios (choques, vlvulas, restricciones, equipos, etc).
Factores de Cada de Presin en las Lneas de Flujo
Tasa de Flujo
FB
HP
Empuje Hidrulico
70%
40%
15%
0%
No hay flujo
Pws
AOF
La demanda de energa es
mayor que la oferta.
ql2 < ql1 ql3 <
Cese del Flujo Natural
ql3 < ql2 < ql1
Tasa de Flujo AOF
250
500
1000
2000
Pws 1
Empuje por gas en
Solucin
La demanda de energa es
mayor que la oferta.
Pws 2
Pws 3
Pws 4
No hay flujo
Cese del Flujo Natural
Se puede tratar de utilizar una fuente externa de energa para incrementar la OFERTA.
Se puede tambin intentar disminuir la DEMANDA del sistema.
El uso de mtodos de levantamiento artificial se basa en la necesidad de conciliar la oferta con la demanda:
Levantamiento Artificial