ANALISIS NODAL(PARTE I)

Es una técnica de producción que se utiliza para visualizar el comportamiento de producción de un pozo, en función de la variabilidad de algún elemento (completación, cambio de línea, cambio de reductor) del sistema pozo. En esta técnica es importante seleccionar el nodo debido a que dependiendo del elemento objeto de estudio se debe seleccionar la ubicación del nodo. Teóricamente existen dos tipos de nodo: NODO FUNCIONAL: Es un punto en donde ocurre una inmediata pérdida de presión en una distancia corta. NODO NO FUNCION: Es donde no existe una caída de presión visible. Por ejemplo: en la trayectoria.

Se le ocasionó un daño a la formación y bajó la tasa de producción, por lo tanto se modifica la curva de oferta.

Pwf

qo

Pwf

qo

Esto sucede cuando el diámetro de la tubería es muy grande.

qi

Pwf

1 tubing

2 anular

ANALISIS NODAL APLICADO A TUBERÍAS AHUSADAS Existen muchas razones por las cuales se deben usar tuberías ahusadas en un pozo, pero una de las principales razones es el uso de un liner en la completación de la sarta de revestimiento. Numerosas completaciones, especialmente en los pozos profundos se utilizan los liners en la sección mas baja del pozo.

Esto limita el tamaño de la tubería que puede ser corrida; sin embargo, el amplio revestimiento colocado por encima de la posición del liner permite correr una extensa sarta de tubería desde el tope del liner hasta la superficie. El análisis nodal en este tipo de tuberías permite una fácil solución para determinar el efecto de los diferentes diámetros de tubería colocados por encima del liner.

PROCEDIMIENTO SOLUCION Con el propósito de resolver el problema se tomará el nodo solución en la posición del ahusamiento o adelgazamiento de la tubería. Comenzando por cualquiera de las posiciones extremas, es decir, la Psep ó la Pws, se converge a la posición ahusada desde ambas direcciones. Si se comienza con la Pws, se calcula Pwf a partir de la ecuación de flujo en el yacimiento; luego mediante los cálculos de flujo vertical se determina la presión existente por debajo de la restricción o ahusamiento de la tubería. Por otra parte, si se comienza por la Psep, se obtiene la Pwh a partir de las correlaciones para flujo horizontal y se prosigue hasta el tope del ahusamiento, utilizando la correlación para flujo vertical multifásico. El sistema se ha dividido en dos componentes, uno por debajo del ahusamiento y el otro por encima del ahusamiento.

PASOS PARA LA SOLUCION 1. Asumir varias tasas de flujo, por ejemplo: 200, 400, 600, 800, 1000 y 1500 Bbl/d. 2. Comenzando con la componente por encima del ahusamiento (Psep), obtener las presiones en el cabezal para cada tasa de flujo asumida. 3. Con las tasas asumidas y sus correspondientes Pwh, determinar las presiones en el tope del ahusamiento para los diámetros de tubería a investigar. Tener en cuenta la profundidad del lugar donde ocurre el ahusamiento.

PASOS PARA LA SOLUCION 4. Comenzar con la Pws para el componente ubicado por debajo del ahusamiento y obtener las Pwf en el fondo del pozo utilizando la apropiada curva IPR.  5. Con los valores de Pwf obtenidos en el paso anterior para las tasa asumidas, se determinan las presiones por debajo del ahusamiento a partir de la apropiada correlación de flujo multifásico. Tener en cuenta la distancia donde ocurre el ahusamiento. 6. Graficar las presiones por encima del ahusamiento versus las presiones por debajo del ahusamiento del mismo.

ESTRANGULAMIENTO DEL POZO  El uso de restricciones mediante los cuales se permite el flujo de mezclas de gas líquido a velocidades sumamente altas, ha sido práctica común, por muchos años, en la industria petrolera.

Inicialmente, de acuerdo con el desarrollo tecnológico alcanzado, los pozos eran, realmente poco profundos, las presiones bajas y, en general, las razones y la necesidad de un recobro eficiente no fueron reconocidas; o sea, se trataba de extraer la mayor cantidad de petróleo en el menor tiempo posible, lo cual influía, de una manera negativamente, en la energía de la formación.

No hay que perder de vista que la forma más conveniente y económica de producir un pozo es por flujo natural; por ello se ha dedicado especial interés a tratar de mantener esta forma de producción por el mayor tiempo posible.

De esta manera nacen los estranguladores de flujo, los cuales son restricciones instaladas en la línea de producción, que originan una contrapresión sobre el pozo impuesta mediante el equipo de superficie. Estos dispositivos son el medio más efectivo y económico de controlar la producción e incrementar el recobro. A veces es conveniente cerrar la producción del pozo cuando están produciendo naturalmente. Un estrangulador de flujo es denominado también reductor o choke, se define como un dispositivo mecánico simple que tiene como propósito controlar la tasa de producción de un pozo bien sea por aspecto o estrategias de mercadeo, y/o aspectos técnicos propios del pozo (arenamiento, conificación por agua y por gas).

Este dispositivo se instala en el cabezal del pozo

Existe una ecuación que relaciona diámetro de reductor, tasa líquida de producción de pozo, es la denominada “ecuación de Gilbert”. Investigadores han estudiado el flujo de fluido a través de dispositivos que reducen el diámetro original para tratar de conseguir una relación de diámetro con tasa de producción, uno de ellos y quizás el más aceptado fue Gilbert quien en 1946 generó una ecuación después de ser aplicada en más de 2000 pozos. FLUJO CRITICO: cuando la velocidad está muy cerca de la velocidad del sonido.

PlfPwhcritico flujo 5.0

Pwh

Plf

Cuando la Plf después del estrangulador, después de la Pwh a un diámetro determinado da igual o menor a 0.5 se considera flujo crítico.

ECUACIÓN DE GILBERT Calculo del diámetro del reductor en función de la tasa. 

Pwh = Presión del cabezal, psiR = RGL, MPCN/BNqL = Tasa líquida, BPNS = diámetro del estrangulador, 1/64”

L1.89

0.546

qS

435(R)Pwh

Algunos diámetros son: 1/4 = 16/64 3/8 = 24/64 1/2 = 32/645/8 = 40/64 3/4 = 48/64 7/8 = 56/641 = 64/64 1 1/4 = 80/64

En la formula S va a ser el numerador, por ejemplo: si es un diámetro de 3/8, S = 24. Para saber cuanto esta produciendo un pozo con un choque de un diámetro determinado, se introduce Pwh y qL intersectamos y da un punto, se traza ahora una línea desde el origen y se corta la curva de oferta.

Si se instala un choque de ese S se obtendrá la tasa del punto de corte.