Capitulo 01 INTRODUCCIÓN

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  • 7/28/2019 Capitulo 01 INTRODUCCIN

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    INTRODUCCIN

    CAPTULO 1 INTRODUCCIN

    Debido al gran auge que ha tenido la industria petrolera en las ltimas dcadas a nivel mundial y en un futuro, se haceindispensable contar con personal que tenga pleno conocimiento de conceptos y fundamentos que le permitan solventarproblemas asociados con la extraccin de hidrocarburos en forma racional y redituable. Por tal razn, el siguienteCaptulo tiene por objetivo mostrar a los estudiantes de Ingeniera petrolera, los conceptos y fundamentos bsicos que lesern de gran ayuda en el ejercicio de su profesin.

    1.1 SISTEMA INTEGRAL DE PRODUCCIN

    Bsicamente, un sistema integral de produccin es un conjunto de elementos que transporta los fluidos del yacimientohacia la superficie, los separa en aceite, gas y agua, y finalmente los enva a instalaciones para su almacenamiento y/ocomercializacin. As mismo, un sistema integral de produccin puede ser relativamente simple o puede incluir muchoscomponentes.

    Los componentes bsicos de un sistema integral de produccin son (Golan y Whitson, 1991)*:

    Yacimiento Pozo Tubera de descarga Estrangulador Separadores y equipo de procesamiento Tanque de almacenamiento

    La Fig. 1.1 muestra esquemticamente un sistema integral de produccin.

    [1] Yacimiento

    [2] Tubera de produccin

    [3] Estrangulador

    [4] Separador

    [5] Tanque de almacenamiento

    [6] Vlvula tormenta

    [7] Cabeza del pozo pwh

    [8] Gasoducto a refinacin

    [9] Presin de fondo fluyendo pwf

    [10] Presin de yacimiento py

    Fig. 1.1 Sistema integral de produccin(Economides, 1994).

    1

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    INTRODUCCIN

    * Bibliografa al final.Para tener pleno conocimiento del funcionamiento de un sistema integral de produccin, se debe contar con el

    concepto de cada uno de los componentes que lo conforman. A continuacin se da una breve definicin de loscomponentes considerados (Rodrguez, 1980):

    YACIMIENTO

    Se entiende por yacimiento la porcin de una trampa geolgica que contiene hidrocarburos, la cual se comporta

    como un sistema intercomunicado hidrulicamente. Los hidrocarburos que ocupan los poros o huecos de la rocaalmacenante, se encuentran a alta presin y temperatura, debido a la profundidad que se encuentra la zona productora.

    POZO

    Es un agujero que se hace a travs de la roca hasta llegar al yacimiento; en este agujero se instalan sistemas detuberas y otros elementos, con el fin de establecer un flujo de fluidos controlados entre la formacin productora y lasuperficie.

    TUBERA DE DESCARGA

    Las tuberas son estructuras de acero, cuya finalidad es transportar el gas, aceite y en algunos casos agua desde la

    cabeza del pozo hasta el tanque de almacenamiento. Los costos especficos en el transporte tanto de aceite como de gasdisminuyen cuando la capacidad de manejo aumenta; esto se logra si el aceite, gas y agua se transportan en tuberas dedimetro ptimo, para una capacidad dada.

    ESTRANGULADOR

    Es un aditamento que se instala en los pozos productores con el fin de establecer una restriccin al flujo de fluidosEs decir, permite obtener un gasto deseado, adems de prevenir la conificacin de agua, produccin de arena y sobre todo,ofrecer seguridad a las instalaciones superficiales.

    SEPARADORES

    Los separadores como su nombre lo indica, son equipos utilizados para separar la mezcla de aceite y gas, y enalgunos casos aceite, gas y agua que proviene directamente de los pozos. Los separadores pueden clasificarse por suforma o geometra en horizontales, verticales y esfricos, y por su finalidad, separar dos fases (gas y lquido) o tres (gas,aceite y agua).

    TANQUES DE ALMACENAMIENTO

    Son recipientes de gran capacidad de almacenar la produccin de fluidos de uno o varios pozos. Los tanques dealmacenamiento pueden ser estructuras cilndricas de acero instalados en tierra firme, o bien, buque- tanques, usualmenteutilizados en pozos localizados costa afuera. En la industria petrolera, los tanques pueden tener una capacidad dealmacenamiento que va desde 100,000 hasta 500,000 barriles. En Mxico, generalmente se cuenta con tanques dealmacenamiento de 500,000 barriles.

    Para analizar el comportamiento de un pozo fluyente terminado, es necesario analizar las tres reas de flujo, las cualesse tienen que estudiar en forma separada y unirlas despus, antes de obtener una idea precisa del comportamiento de flujodel pozo productor.

    Estas reas de flujo son (Nind, 1964):

    Flujo del yacimiento al pozo. Flujo en tuberas.

    2

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    Flujo en estranguladores.

    En la siguiente seccin se analizar cada una de las reas de flujo, resaltando la importancia de cada una de ellas.

    1.1.1 FLUJO DEL YACIMIENTO AL POZO

    Uno de los componentes ms importantes de un sistema integral de produccin es el yacimiento. En esta rea deflujo la prdida de energa se encuentra en un rango de 10 a 30 % del total (Beggs, 1991). En consecuencia, el flujo haciael pozo depende de la cada de presin en el yacimiento hasta el fondo del pozo, es decir, la presin del yacimiento menosla presin de fondo fluyendo ( wfy pp - ). La relacin entre el gasto y la cada de presin ocurrida en el medio poroso esmuy compleja y depende de los parmetros tales como propiedades de los fluidos, propiedades de las rocas, saturacin delos fluidos contenidos en la roca, dao a la formacin, turbulencia y mecanismos de empuje.

    En ingeniera petrolera se utiliza con mucha frecuencia la Ley de Darcy para describir el comportamiento de flujo enel yacimiento, la cual fue establecida porHenry Darcy (1856) a partir de diversos experimentos.

    Para establecer la Ley que lleva su nombre, Darcy realizo un experimento relativamente simple. En un recipientecomo se muestra en la Fig. 1.2 lo llen de arena e hizo fluir agua a travs del empacamiento hasta saturarlo

    completamente.

    Fig. 1.2 Experimento de Darcy. Flujo de agua a travs de un empacamiento de arena (Economides, 1994).

    A partir de esto, Darcy encontr que la velocidad de un fluido a travs de un medio poroso es proporcional al

    gradiente de presin,dx

    dp, e inversamente proporcional a la viscosidad, ,. De esta forma, Darcy lleg a establecer la

    siguiente expresin:

    Wycoff y Muskat (1936) establecieron que la constante de proporcionalidad de la Ley de Darcy puede serexpresada en trminos de dos propiedades correspondientes al sistema roca- fluidos, es decir, viscosidad y permeabilidad,de tal forma que la Ec. 1.1 queda finalmente expresada como se conoce en la actualidad a la Ley de Darcy:

    3

    .

    dx

    dpV Cte=

    ,dx

    dpV

    k-

    =

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    o bien, en trminos de gasto volumtrico:

    donde:

    A : rea total transversal al flujo, [cm

    2

    ]ka : Permeabilidad absoluta del medio poroso, [Darcy]

    q : Gasto volumtrico a condiciones de flujo,

    seg

    cm3

    V : Velocidad del fluido,

    seg

    cm

    : Viscosidad del fluido, [cp]

    En la Tabla 1.1 se muestran las diferentes unidades empleadas en la Ley de Darcy.

    El signo negativo asociado a la Ecs. 1.2 y 1.3 se debe a que si dx es medido en la direccin de flujo, la presin p

    declina conforme x se incrementa. Esta declinacin dar como resultado un valor negativo paradx

    dpPor consiguiente, e

    signo deber ser incluido en la ecuacin para asegurar que la velocidad V, sea positiva.

    Henry Darcy (1856) realiz los primeros trabajos sobre permeabilidad cuandoanaliz el flujo de agua a travs defiltros de arena y por esta razn, la unidad de permeabilidad en la industria petrolera se conoce como Darcy. Dado que lamayora de los yacimientos tienen permeabilidades menores a un Darcy, se utiliza con ms frecuencia el miliDarcy (mD)como unidad. Un miliDarcy representa la milsima parte de un Darcy (Economides, 1994).

    Tabla 1.1 UNIDADES UTILIZADAS CON FRECUENCIA EN LA LEY DE DARCY.

    UNIDADES

    Variable Smbolo Unidades S.I. Darcy Campo Unidades Inglesas

    Gasto q

    seg

    m3

    seg

    m3

    da

    bl

    seg

    pie3

    Permeabilidad k [ ]2m [ ]Darcy [ ]mD [ ]mD

    rea A [ ]2m [ ]2cm [ ]2m [ ]2pie

    Presin p ( )[ ]PascalPa [ ]Atmsferas

    2

    pg

    lb

    abs

    pg

    lb2

    Viscosidad [ ]seg-Pa [ ]cp [ ]cp

    2pie

    seg*lb

    Longitud L [ ]m [ ]cm [ ]pie [ ]pie

    Por otra parte, la permeabilidad, k, puede variar ampliamente en el yacimiento, debido a la heterogeneidad yanisotropa, es decir, kx ky kZ.

    En trminos generales, se puede decir que cuando los valores de k alrededor de 50 mD, los pozos productores sernde medios a buenos; cuando las permeabilidades en los pozos son mayores de 250 mD, estos sern buenos. Sin embargo

    4

    ,dx

    dp

    Ak-AVq a==

    cm

    Atmflujo,deldireccinenpresindeGradiente:

    dx

    dp

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    estas generalizaciones no se cumplen del todo. Cada pozo, en forma individual, presentar una permeabilidad absolutaque ser funcin de factores tales como la presencia de una alta fraccin de agua, elevadas relaciones de gas- aceite y/oproblemas de arenamiento (Nind, 1964).

    La Ley de Darcy, slo es vlida bajo las siguientes consideraciones:

    Medio homogneo e isotrpico. Medio poroso saturado al 100% por un fluido de viscosidad constante. Temperatura constante. Flujo laminar.

    1.1.2 FLUJO EN TUBERAS(Garaicochea, 1991; Brown, 1977. Vol 3,4)

    Una vez que se establece la comunicacin entre el yacimiento y la superficie (perforacin del pozo), los fluidosaportados por el yacimiento viajan a travs de tuberas (verticales, horizontales e inclinadas) hasta llegar a los separadores ytanques de almacenamiento. Por tal razn, ser necesario contar con una ecuacin que describa el comportamiento de losfluidos en funcin de las cadas de presin existentes a lo largo de la trayectoria de flujo.

    La ecuacin general que gobierna el flujo de fluidos a travs de una tubera, se obtiene a partir de un balancemacroscpico de la energa asociada a la unidad de masa de un fluido, que pasa a travs de un elemento aislado del sistema,tal como se muestra en la Fig. 1.3.

    Fig. 1.3 Diagrama de flujo en un conducto aislado.

    La ecuacin general de energa expresa un balance de energa entre dos puntos en un sistema de flujo. De acuerdo conel principio de conservacin de la energa, se establece que la energa de un fluido que entra en la seccin 1 de una tubera,ms el trabajo adicional realizado sobre el fluido entre las secciones 1 y 2, menos cualquier prdida de energa en el sistemaentre esas secciones, 1 y 2, es igual a la energa del fluido que sale de la seccin 2.

    La ecuacin general de energa se utiliza para resolver muchos problemas que involucran flujo multifsico en direccin

    vertical, horizontal o inclinada. A partir del principio de conservacin de la energa se tiene que:

    donde:E1 : Energa por unidad de masa, en la seccin uno.E2 : Energa por unidad de masa, en la seccin dos.Wf : Es la prdida de energa por friccin. Estas prdidas corresponden a la friccin interna del

    fluido (viscosidad) y a la friccin del fluido con las paredes rugosas de la tubera.

    5

    ,EWWE 2fs1 =+

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    Ws : Es la prdida o adicin de energa por trabajo externo, como por ejemplo una bomba.

    Por otra parte, los trminos E1 y E2 consideran las siguientes energas:

    Energa de expansin (Ee).dada por:

    donde:

    p : Presin,

    2

    f

    pie

    lb

    v : Volumen especfico,

    m

    3

    lb

    pie

    Energa potencial (Ep):

    donde:

    g : Aceleracin de la gravedad,

    seg

    pie

    gc : Constante gravitacional, 32.174

    2

    f

    m

    seg-lb

    pie-lb

    Energa cintica (Ec):

    Al sustituir las energas correspondientes a las secciones 1 y 2 en la Ec. 1.4 se obtiene:

    Suponiendo que el volumen especfico no cambia, reordenando trminos e igualando a cero, se tiene:

    donde:

    v : Volumen especfico medio del fluido,

    = promedioscondicionea

    1

    6

    ,lb

    pielb

    plb

    pie

    pie

    lb

    plb

    pielb

    E m

    f

    m

    3

    2

    f

    m

    f

    e

    =

    =

    [ ] ,lb

    pielbh

    g

    gpieh

    pielb

    seglb

    g

    1

    seg

    pieg

    lb

    pielbE

    m

    f

    cm

    2f

    c

    2

    m

    fp

    =

    =

    ,lb

    pielb

    g2

    v

    pielb

    seglb

    g

    1

    seg

    pie

    2

    v

    lb

    pielbE

    m

    f

    c

    2

    m

    2

    f

    c

    2

    22

    m

    fc

    =

    =

    ,g2

    vh

    g

    gpww

    g2

    vh

    g

    gp

    c

    2

    2

    2

    c

    22sf

    c

    2

    1

    1

    c

    11 ++=++++

    ,0wwg2

    vh

    g

    gp sf

    c

    2

    c

    =+++

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    v2 v12 - v22h: h1 h2.p: p1 p2.

    V : Velocidad,

    seg

    pie

    Multiplicando la Ec. Anterior porL

    y considerando despreciables las prdidas de energa por trabajo externo

    (ws = 0), se tiene:

    Considerando negativa la cada de presin en la direccin de flujo, se tiene:

    La expresin 1.11 se acostumbra a escribir en la siguiente forma:

    donde:

    Por otra parte, el transporte de los fluidos del fondo del pozo hasta el separador, puede o no involucrar flujo multifsico

    a travs de las tuberas, lo cual depende de las propiedades del fluido y del gasto. En algunos pozos productores y en lamayora de pozos inyectores se tiene presente el flujo monofsico. Si se considera flujo monofsico, de un fluidoincompresible, el flujo puede ser caracterizado como flujo laminar o turbulento dependiendo del valor del nmero deReynolds. El nmero de Reynolds,NRe, es un parmetro adimensional que relaciona las fuerzas de inercia y las fuerzasviscosas y cuya ecuacin es la siguiente:

    vDN Re =

    7

    ,L

    w

    Lg2

    v

    Lg

    hg-

    L

    p f

    c

    2

    c

    =

    ,L

    w

    Lg2

    v

    Lg

    hg

    L

    p f

    c

    2

    c

    ++=

    ,L

    p

    L

    p

    L

    p

    L

    p

    faceT

    +

    +

    =

    constante.ratemperatualongitud,deunidadportalpresin todeGradiente:L

    p

    T

    elevacinporpresindeGradiente,Lg

    hgL

    p

    ce

    =

    naceleraciporpresindeGradiente,Lg2

    v

    L

    p

    c

    2

    ac

    =

    friccinporpresindeGradiente,L

    w

    L

    p f

    f

    =

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    donde:

    : Densidad del fluido,

    3

    m

    pie

    lb

    D: Dimetro interno de la tubera, [pie]

    V: Velocidad de flujo,

    seg

    pie

    : Viscosidad del fluido,

    segpie

    lbm

    Mas adelante se establecern los valores o rangos para determinar si el flujo es laminar o turbulento.

    Ahora bien, si se considera flujo multifsico en las tuberas, el problema puede dividirse en las siguientes categoras(Garaicochea, 1991):

    Flujo multifsico vertical Flujo multifsico horizontal

    En el flujo multifsico vertical, el trayecto de los fluidos a travs de la tubera consume la mayor parte de presindisponible para llevarlos del yacimiento a las bateras de separacin. Se ha establecido que la cada de presin en esta reade flujo es alrededor de 40 a 80% del total, la cual depende de variables tales como dimetro de la tubera, profundidad delpozo, gasto de produccin relacin gas- lquido (RGL) y propiedades del fluido.

    El gradiente de presin total (o cambio en la presin con respecto a la longitud de flujo) para flujo multifsico verticales la suma de tres factores: gradiente de presin por elevacin, gradiente de presin por friccin y gradiente de presin poraceleracin, pero debido a que las cadas de presin por aceleracin son muy pequeas en comparacin con las otras dos, sepueden considerar despreciables, quedando la Ec. 1.12 de la siguiente forma:

    o bien:

    donde:d : Dimetro interior de la tubera, [pg]f : Factor de friccin, [adimensional]

    : Densidad del fluido a condiciones medias,

    3

    pie

    lb

    : ngulo de flujo, para flujo vertical = 90

    La Ec. 1.15 se puede aplicar para cualquier fluido y para cualquier ngulo de flujo. Si se considera flujo vertical, laEc. 1.15 se reduce a:

    8

    ,L

    p

    L

    p

    L

    p

    feT

    +

    =

    ,dg2

    vfsenh

    g

    g

    L

    p

    c

    2

    cT

    +=

    .dg2

    vfh

    g

    g

    L

    p

    c

    2

    cT

    +=

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    INTRODUCCIN

    Las diversas correlaciones existentes para el clculo de distribuciones de presin en tuberas con flujo multifsico,pueden clasificarse en tres grupos basndose en el criterio utilizado para su desarrollo (Brown y Beggs, 1997, vol 1Garaicochea, 1991; Donohue, 1986).

    Grupo 1

    No se considera resbalamiento entre las fases. El trmino resbalamiento se emplea para describir el fenmeno naturadel flujo, cuando una de las dos fases fluye a mayor velocidad que la otra. Las prdidas por friccin y los efectos del

    colgamiento se expresan por medio de un factor de friccin correlacionando empricamente. El colgamiento se define comola relacin entre el volumen de lquido existente en una seccin de tubera a las condiciones de flujo, entre el volumen de laseccin aludida. Esta relacin de volmenes depende de la cantidad de lquido y gas que fluyen simultneamente en latubera.

    La densidad de la mezcla se obtiene en funcin de las propiedades de los fluidos, corregidos por presin y temperatura.No se distinguen patrones de flujo. En este grupo se emplean los siguientes mtodos:

    Poettmann y Carpenter (1952)Baxendell y Thomas (1961)Fancher y Brown (1963)

    Grupo II

    Se toma en cuenta el resbalamiento entre las fases. La densidad de la mezcla se calcula utilizando el efecto delcolgamiento. El factor de friccin se correlaciona con las propiedades combinadas del gas y el lquido. No se distinguenregmenes de flujo. En este grupo se utiliza el mtodo de:

    Hagedorn y Brown (1965)

    Grupo III

    Se considera resbalamiento entre las fases. La densidad de la mezcla se calcula utilizando el efecto de colgamiento. Elfactor de friccin se correlaciona con las propiedades del fluido en la fase continua. Se distinguen diferentes patrones de

    flujo. Las principales correlaciones en este grupo son:

    Duns y Ros (1963)Orkiszewski (1967)Beggs y Brill (1973)Gould y Tek (1974)

    El siguiente componente superficial es la lnea de flujo o descarga, conocida comnmente como lnea de escurrimiento,cuya funcin es conducir la produccin del pozo hacia el separador. Aqu se presenta una cada de presin adicional, cuyorango varia entre 10 y 15% del total. La prediccin de las cadas de presin en tuberas horizontales para flujo multifsicoes de vital importancia para la industria petrolera, por lo tanto, la comprensin de los mecanismos y caractersticas de dos oms fases en una seccin del sistema de produccin, tiene como finalidad optimizar el diseo de la seccin en particular y del

    sistema en general para obtener la mxima produccin con las menores prdidas de presin.

    Para flujo horizontal, el gradiente de presin debido al cambio de elevacin es igual a cero, por lo que la Ec. 1.12 sereduce a:

    o bien:

    9

    ,L

    p

    L

    p

    L

    p

    acfT

    +

    =

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    INTRODUCCIN

    La mayora de los investigadores han adoptado la ecuacin anterior para evaluar las caractersticas del flujo de dos fasesy posteriormente determinar el gradiente de presin total. El problema de la variacin de las caractersticas de flujo seelimina al suponer que la mezcla gas- lquido es homognea en un intervalo pequeo de la tubera. As, la Ec. 1.18 se puedeescribir como:

    En donde ftp, m y Vm se refieren a la mezcla y son definidos en forma distinta por los autores de las diferentescorrelaciones.

    Las principales correlaciones desarrolladas para calcular el gradiente de presin en tuberas horizontales son lassiguientes:

    Bertuzzi, Tek y Poettmann (1956). Eaton, Andrews y Knowless (1967). Beggs y Brill (1973). Dukler (1964).

    La prediccin de las cadas de presin en tuberas horizontales para flujo multifsico permite:

    Disear las lneas de transmisin, as como tambin la longitud de las lneas costa afuera para transportarmezclas de gas y aceite.

    Disear las lneas de flujo superficial desde la cabeza del pozo hasta la batera de separacin.

    Las frmulas y tcnicas utilizadas para predecir la cada de presin en flujo multifsico horizontal tambin se puedenaplicar en el diseo de lneas para (Gmez, 1984):

    Inyeccin de glicol en pozos de gas hmedo para prevenir o controlar la formacin de hidratos. Sistemas de tuberas en plantas industriales, incluyendo refineras. Sistemas de transporte de gas acarreando agua o condensado, o estos, arrastrando gas con una mezcla

    multicomponente de gas, condensados y agua.

    Es importante notar que las correlaciones para flujo multifsico, mencionadas anteriormente, nunca reemplazarn a losmedidores de presin en cuanto a precisin, para determinar las presiones de flujo en las tuberas. Sin embargo, para elingeniero de produccin, son una herramienta muy til para la solucin de problemas prcticos. Se ha elaborado un amplioconjunto de curvas de gradiente de presin que facilita la aplicacin de dichas correlaciones, debido a que no siempre esfactible el acceso a un equipo de cmputo.

    1.1.3 FLUJO EN ESTRANGULADORES

    Una vez que los fluidos producidos por el pozo llegan a la superficie, estos pueden o no pasar por alguna restriccindenominada "estrangulador". La Fig. 1.4 muestra esquemticamente un pozo fluyente con un estrangulador instalado.

    .

    10

    .Lg2

    )v(

    dg2

    vf

    L

    p

    c

    2

    c

    2

    T

    +=

    .Lg2

    )v(

    g2

    vf

    L

    p

    c

    2m

    c

    2mm

    tp

    T

    +=

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    INTRODUCCIN

    Fig. 1.4 Estrangulador superficial (Garaicochea, 1991).

    Las presiones presentes en un estrangulador son:

    pe : Presin corriente abajo (presin en la lnea de descarga),

    2

    pg

    lb

    pwh: Presin corriente arriba (presin en la cabeza del pozo),

    2pg

    lb

    Cuando un gas o una mezcla de gas- lquido fluyen a travs de un estrangulador, el fluido es acelerado de tal maneraque alcanza la velocidad del sonido en el interior del estrangulador. Al ocurrir esto, el flujo es llamado flujo crticoCuando se tiene flujo crtico (superssico) en el estrangulador, las perturbaciones de presin corriente abajo delestrangulador no afectan a los componentes que estn corriente arriba. Esto es, un cambio en la presin corriente abajo,por ejemplo, la presin en el separador no afectar el gasto o presin corriente arriba (presin en la cabeza del pozo).

    El flujo crtico ocurre cuando:

    Para flujo crtico, el gasto es una funcin de la presin corriente arriba, de la relacin gas- lquido y del dimetro delestrangulador.

    Las principales razones para instalar un estrangulador superficial en el pozo son (Gilbert, 1954; Economides, 1994)

    Conservar la energa del yacimiento, asegurando una declinacin ms lenta de su presin. Mantener una produccin razonable. Proteger el equipo superficial. Mantener suficiente contrapresin para prevenir entrada de arena. Prevenir conificacin de gas. Prevenir conificacin de agua. Obtener el gasto de produccin deseado.

    Varios autores han desarrollado expresiones para calcular la cada de presin en el estrangulador. Las expresionespropuestas porGilbert (1954), Ros (1960), Baxendell (1961) y Achong (1974) tienen la misma forma, slo difieren enlos valores de las constantes empleadas por cada uno de ellos.

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    1.2 COMPORTAMIENTO DE FASES DE FLUIDOS DELYACIMIENTO Y SUPERFICIALES(Slider, 1983; Crapie y Hawkins, 1991; Amix yCols, 1960).

    Una vez terminadas las operaciones de perforacin y terminacin de un pozo petrolero, la primera actividad a

    realizar es abrirlo a produccin. Los fluidos aportados por el yacimiento, los cuales siguen una trayectoria de flujo atravs del sistema integral de produccin, Fig. 1.1, experimentan una serie continua de cambios de fase, debidoprincipalmente a las cadas de presin existentes en la trayectoria de flujo.

    Si los fluidos producidos contienen gas en solucin, ste ser liberado debido a las cadas de presin formando as,un sistema de dos fases, gas- aceite.

    La cantidad de gas liberado desde el yacimiento hasta los tanques de almacenamiento depender de:

    Las propiedades del hidrocarburo. Presin y temperatura a lo largo de la trayectoria de flujo en el sistema integral de produccin.

    Conforme el gas se libera, el aceite sufre un encogimiento (decrece su volumen) hasta que se estabiliza en el tanquede almacenamiento a condiciones estndar de presin y temperatura. En general, el cambio total de los volmenes de gasy aceite en un punto en particular, a lo largo de la trayectoria de flujo es resultado de una combinacin de:

    Expansin del gas libre. Encogimiento del aceite saturado. Transferencia de masa entre las fases gas y aceite (liberacin de gas).

    Todas las mezclas de hidrocarburos pueden ser descritas mediante un diagrama de fases tal como se muestra en laFig. 1.5. E n este diagrama de presin contra temperatura (p T), la temperatura se localiza en el eje de las abscisas y lapresin en el eje de las ordenadas.

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    Fig. 1.5 Diagrama de fases tpico para mezcla de hidrocarburos.

    La clasificacin de los yacimientos usando diagramas de fase, se realiza con la localizacin de las condicionesoriginales de presin y temperatura del yacimiento en un diagrama como el anterior.

    Antes de clasificar los yacimientos con sus correspondientes diagramas de fases, se definen algunos conceptosbsicos asociados con los diagramas mencionados.

    Propiedades intensivas.- Son aquellas que son independientes de la cantidad de materia consideradas.

    Punto crtico.- Es el estado a condiciones de presin y temperatura para el cual las propiedadesintensivas de las fases lquida y gaseosa son idnticas.

    Presin crtica.-: Es la presin correspondiente al punto crtico, es decir, las propiedades del gas ylquido convergen.

    Temperatura crtica.- Es la temperatura correspondiente al punto crtico.

    Curva de burbujeo (Ebullicin).- Es el lugar geomtrico de los puntos, presin temperatura, para los cuales seforma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase lquida a la regin de dos

    fases.

    Curva de roco (Condensacin).-. Es el lugar geomtrico de los puntos presin temperatura, en los cuales se formala primera gota de lquido, al pasar de la regin de vapor a la regin de dos fases.

    Regin de dos fases.- Es la regin comprendida entre las curvas de burbujeo y roco. En esta regincoexisten, en equilibrio las fases lquida y gaseosa.

    Cricondenbara.- Es la mxima presin a la cual pueden coexistir en equilibrio un lquido y suvapor.

    Cricondenterma.- Es la mxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un lquido y su

    vapor:

    Zona de condensacin retrgrada.- Es aquella en la cual al bajar la presin, a temperatura constante, ocurre unacondensacin.

    Aceite saturado.- Es aquel que a las condiciones de presin y temperatura a que se encuentra est enequilibrio con un gas.

    Aceite bajosaturado.- Es el que a las condiciones de presin y temperatura a la que se encuentra, escapaz de disolver ms gas.

    Aceite supersaturado.- Es aquel que a las condiciones de presin y temperatura a que se encuentra, tiene

    mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondera en condiciones deequilibrio.

    Saturacin crtica de un fluido.- Es la saturacin mnima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluidoen el yacimiento.

    En la tabla 1.2 se muestra la clasificacin de los yacimientos con sus principales caractersticas y diagramas de fasecorrespondiente.

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    Tabla 1.2 Clasificacin de yacimientos mediante diagrama de fase.

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    Yacimiento bajosaturado.- En este yacimiento los fluidos estn en una fase denominada lquida ya que la temperaturaa la que se presentan es menor que la crtica. Adems debido a las condiciones de laacumulacin, y la presin inicial sobrepasa a la saturacin, correspondiente a la temperaturadel yacimiento. Al explotar ste yacimiento la temperatura permanecer constante, no as lapresin que declinar hasta alcanzar la presin de burbujeo, punto en el cual se inicia laliberacin de gas en el yacimiento, el cual aparecer en forma de burbuja. Esta liberacin degas, combinada con la extraccin del aceite, har que aumente constantemente la saturacin degas hasta que se abandone el yacimiento. Hay que hacer notar que en este tipo de yacimientos

    al alcanzarse, la presin de saturacin, empieza a variar la composicin de los fluidosproducidos y por lo tanto cambiar el diagrama de fases de los hidrocarburos remanentes.

    Yacimiento de gas y condensado.- En este yacimiento los fluidos estarn tambin en una sola fase, denominadagaseosa cuando la temperatura excede la crtica. La composicin ser la misma hasta quedebido a la extraccin, se alcance la presin de roco. En este momento se iniciar lacondensacin de lquido en los poros del yacimiento, el cual ser inmvil, por lo que cambiarla composicin del gas producido en la superficie, disminuyendo su contenido de lquido yaumentando, consecuentemente, la relacin gas aceite producido. Yacimiento cuyatemperatura est comprendida entre la crtica y la cricondenterma.

    Yacimiento de gas hmedo.- Los fluidos en este yacimiento estarn en una sola fase gaseosa la cual se conservar

    durante toda la vida productora del yacimiento puesto que la temperatura del yacimiento esmayor que la cricondenterma. Por esta razn la composicin de los fluidos producidospermanece constante. Aunque los fluidos remanentes en el yacimiento permanecen en fasegaseosa, los fluidos producidos a travs de los pozos entraron a la regin de dos fases, ensuperficie se tendr, por lo tanto, produccin de gas y lquido condensado.

    Yacimiento de gas seco.- Son yacimientos con caractersticas similares al anterior, pero cuya trayectoria deproduccin no entra a la regin de dos fases.

    Yacimiento de aceite voltil.- Son aquellos de yacimientos cuya temperatura es ligeramente mayor a la crtica.

    Fig. 1.6 Clasificacin de los yacimientos por medio de diagrama de fases.

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    Cada yacimiento de hidrocarburos tiene un diagrama de fases caracterstico, as como tambin sus propiedadesfsicas y termodinmicas particulares. Estas, usualmente son medidas en laboratorio a partir de pruebas realizadas sobremuestras obtenidas del pozo mismo.

    A manera de ejemplo la Fig. 1.7 muestra un diagrama de presin- temperatura (p T) para una mezcla de

    hidrocarburos representativo de un aceite bajosaturado a condiciones iniciales de yacimiento. En este diagrama de fases,se puede seguir la trayectoria correspondiente al flujo, desde el yacimiento hacia el pozo (proceso isotrmico), a travs de

    la tubera de produccin y estrangulador, y finalmente hacia el separador (lnea discontinua). As mismo, se puedeobservar el comportamiento de fases del fluido producido, desde el yacimiento hacia el separador.

    Fig. 1.7 Diagrama de presin- temperatura para un yacimiento de aceite bajosaturado (Trayectoria de flujo desde el

    yacimiento hasta el separador).

    Una vez que los fluidos producidos por el pozo llegan al separador, estos se encuentran en dos fases, es decir, gas yaceite, y en algunos casos gas, aceite y agua. En el separador, el gas y aceite son separados en diferentes corrientes deflujo, constituyendo as, una nueva mezcla con diferente composicin y diagrama de fases tal como se muestra en laFig. 1.8

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    Fig. 1.8 Diagrama de fases empleado para describir la separacin de fases en superficie (en el separador)(Golan y Cols, 1991).

    Los diagramas presin- temperatura (p T) son herramientas muy tiles para describir el comportamiento de fases deaceite y mezclas mientras fluyen en un sistema de produccin, aunque no hay que descartar que las correlaciones PVTconducen a obtener resultados ms prcticos. El utilizar uno u otro mtodo depender de los datos disponibles con que secuente.

    1.3 ANLISIS DE CURVAS DE GRADIENTES(Gilbert, 1954; Brown, 1977 vol. 3a).

    Al pasar los fluidos del yacimiento a travs de la tubera de produccin y las de descarga, se consume la mayor partede presin disponible para llevarlos del yacimiento a las bateras de separacin . La existencia de flujo multifsico en lastuberas, complica en forma considerable el clculo de la distribucin de presin. Por tal razn, se han desarrolladonumerosas ecuaciones y correlaciones que permitan simplificar en forma considerable el clculo de la distribucin depresin.

    A travs de las correlaciones de flujo multifsico algunos autores (Gilbert (1954), Kermit Brown (1977, vol. 3 a))han desarrollado curvas de gradiente de presin para flujo vertical, horizontal que tambin se puede utilizar para ladeterminacin del gradiente de presin en la tubera de produccin. El anlisis del comportamiento de flujo multifsicoen tuberas verticales se puede realizar basndose en las grficas de gradiente de presin, desarrollado porGilbert (1954).

    Gilbert (1954) consider superfluo determinar la distribucin de presin empleando clculos. De esta formaconstruy conjuntos de curvas basndose en experimentos de flujo realizados en pozos productores de aceite. Realiz susexperimentos, principalmente, con pozos productores de aceite en un rango de densidades entre 51-61 lbm/pie3, peroconsider que sus curvas eran adecuadas tambin para aceites de otras densidades. El procedimiento de Gilbertpresupone que el gradiente de presin depende ampliamente del dimetro de tubera, la longitud, el gasto de lquidos, larelacin gas-aceite, caractersticas del fluido y la presin.

    PREPARACIN DE LAS CURVAS DE GRADIENTE (FLUJO VERTICAL)

    Gilbert (1954) propuso una solucin emprica al problema de flujo vertical. Registr mediciones de la cada depresin en tuberas de produccin bajo distintas condiciones y obtuvo una familia de curvas como las que aparecen en laFig. 1.9

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    Fig. 1.9 Curvas de distribucin de presiones en la tubera vertical.

    Los parmetros que midi en un gran nmero de pozos fluyentes fuero:

    Dimetro de la tubera (d), [pg] Densidad relativa del aceite (o), [API] Profundidad de la tubera (L), [pie]

    Presin de fondo fluyendo (pwf),

    2pg

    lb

    Presin en la cabeza del pozo (pwh),

    2pg

    lb

    Produccin bruta de lquidos (qL),

    da

    bl

    Relacin gas- lquido (RGL),

    bl

    pie 3

    Temperatura promedio de flujo (T), [F]

    El autor considera que la presin de fondo fluyendo depende de las variables anteriores.

    El primer paso de una correlacin tentativa es seleccionar todos aquellos pozos que estn produciendo con un mismodimetro de tubera de produccin a determinada RGL y gastos totales (en la prctica, naturalmente, todos aquellos pozosque tienen una RGL y gastos que se encuentren dentro de pequeos rangos debern considerarse juntos). Si la presin defondo fluyendo se grafica como una funcin de la profundidad para este grupo de pozos, se obtiene un resultado como elilustrado en la figura anterior. Las curvas a, b, c y d, corresponden a diferentes presiones en la cabeza del pozo(A, B, C y D). Cada una de estas curvas representa la distribucin de presin a lo largo de la tubera de produccin paraun pozo fluyente con un gasto, una RGL (relacin gas-lquido) y un dimetro de tubera dados.

    Tomando como referencia las curvas de distribucin de presin, Gilbert (1954) traz una vertical del punto B(presin en la cabeza del pozo) de la curva b, hasta intersectar la curva a. Observ que la curva b coincida con la

    seccin de la curva a. Hizo lo mismo con las otras curvas y concluy que las curvas a, b, c y d son realmente partes deuna misma curva, tal como se muestra en la Fig. 1.10

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    Fig. 1.10 Curvas de distribucin de presin en flujo bifsico.

    En forma similar, Gilbert (1954) construy curvas de gradiente de presin considerando una presin en la boca delpozo igual a cero para diferentes relaciones gas-aceite, conservando constantes el gasto de lquido, el dimetro de latubera de produccin y la densidad del fluido.

    La familia de curvas as formada se conoce como curvas de gradiente de presin. Las curvas de gradiente de presinse utilizan para determinar las presiones de fondo fluyendo para distintos gastos, a partir de la presin en la cabeza delpozo, la cual se considera constante, o bien, las presiones en la cabeza del pozo a partir de las presiones de fondofluyendo, correspondientes a gastos supuestos.

    Procedimiento para utilizar las curvas de gradiente de presin.

    1. Se selecciona la curva de acuerdo al dimetro de la tubera de produccin, la densidad del fluido y el gasto de lquido.

    2. Una vez seleccionada la curva de gradiente de presin, si la p wh (presin en la cabeza del pozo) es conocida, selocaliza en el eje horizontal la presin y a partir de ella se traza una lnea vertical hasta intersectar la curvacorrespondiente a la relacin gas-lquido (RGL) de inters. Si no existe la curva de RGL, se realiza una interpolacin.

    3. En el punto de interseccin anterior, se traza una lnea horizontal hasta intersectar el eje vertical que corresponde a lasprofundidades.

    4. Si pwh es conocida, en este punto de interseccin se le suma la profundidad o longitud de tubera. En caso contrario, sipwh es dato, se le resta la longitud de tubera o profundidad.

    5. A partir de este punto, se traza una lnea horizontal hasta intersectar, una vez ms, la curva correspondiente a larelacin gas- lquido dada.

    6. En este nuevo punto de interseccin, se traza una lnea vertical hasta cortar el eje horizontal. Este ltimo punto deinterseccin es el valor de la presin que se desea determinar.

    El procedimiento anterior queda ejemplificado de manera cualitativa en la Fig. 1.11, para determinar la presin defondo fluyendo, pwfa partir de la presin en la cabeza del pozo, pwh.

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    Fig. 1.11 Aplicacin cualitativa del mtodo grfico de Gilbert (1954) para determinar pwf a partir de la presin en lacabeza del pozo, pwh.

    Ejemplo de aplicacin 1.1:Los siguientes datos fueron tomados del pozo productor Estrella 1, cuyos datos se muestran a continuacin:

    dTp = 2 [pg]LTP = 5000 [pies]

    pwh = 200

    2pg

    lb

    qo = 800 dabl

    RGA = 300

    bl

    pie 3

    o = 35 [API]g = 0.65 [fraccin]T = 140 [F]

    A partir de la informacin anterior se desea determinar la presin de fondo fluyendo (pwf).

    Solucin:

    Se localiza la grfica que tenga las caractersticas de d Tp, qo, o, g, y T del problema y se lleva a cabo el siguienteprocedimiento:

    Procedimiento: A partir del valor de la presin en la cabeza del pozo, p wh, se traza una lnea vertical (imaginaria) hasta intersectar la

    curva de relacin gas-lquido (RGL) de inters (punto a de la Fig. 1.12).

    En el punto a, se traza una lnea horizontal hasta intersectar el eje vertical (presin cero) obtenindose as, el puntob Fig. 1.12

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    A partir del punto b, se suma la longitud de la tubera, la cual da como resultado el punto c.

    En el punto c, se traza una lnea horizontal hasta intersectar nuevamente la curva de la relacin gas-lquido deinters (punto d, Fig. 1.12).

    A partir del punto d, se traza una lnea vertical hasta intersectar la lnea de profundidad cero. Este punto de

    interseccin ser el valor de la presin de fondo fluyendo buscada. En este caso, pwf = 1300

    2

    pg

    lb

    .

    Cuando se requiere obtener pwh a partir de pwf se aplica el mismo procedimiento, pero en el punto c, se resta laprofundidad de la tubera de produccin.

    Las curvas de gradiente de presin, tanto para flujo vertical como flujo horizontal se pueden encontrar en Brown K. Eet al. The Technology of Artificial Lipie Methods, Vol 3a y 3b. Penn Well Publ. Co., Tulsa, Oklahoma 1977.

    Fig. 1.12 Procedimiento grfico de la aplicacin de las curvas de gradiente de presin (flujo vertical).

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    CURVAS DE GRADIENTE DE PRESIN (FLUJO HORIZONTAL)

    Los factores bsicos involucrados en el flujo horizontal de fluidos en tuberas son esencialmente los mismos que seaplicaron al flujo multifsico vertical. En ambos sistemas la prdida de presin total es la suma de las prdidas porfriccin y energa cintica. La principal diferencia se halla en el balance de energa de los dos sistemas debido a lasconsideraciones posicinales entre los procesos de flujo vertical y horizontal.

    El flujo horizontal no incluye flujo inclinado, sin embargo, bastantes correlaciones utilizan datos de tubera donde su

    inclinacin difiere pocos grados con respecto a la horizontal. Esto podra tener discrepancias entre correlaciones. Si unatubera es elevada pocos grados con respecto a la horizontal, la cantidad de lquido y gas que se tiene a presin ytemperatura de flujo pueden cambiar desde 50 hasta 90 % dependiendo del gasto de lquido y gas.

    Procedimiento para utilizar las curvas de gradiente de presin (flujo horizontal).

    1. Seleccionar la curva de acuerdo a los datos proporcionados en el problema, como por ejemplo; dimetro de la tuberagasto de lquido y la relacin gas- lquido.

    2. Ubicar la presin conocida sobre el eje de las presiones y la longitud correspondiente para esta presin sobre el eje dela longitud.

    3. Si la presin conocida es la presin de salida, adicionar la longitud de la tubera en el ltimo punto de interseccin delposo 2.Si la presin conocida es la presin de entrada, restar la longitud de la tubera al ltimo punto de interseccin delpunto 2.

    4. Sumada o restada la longitud de la tubera del paso anterior, esta deber intersectar a la curva de RGL datonuevamente con una lnea horizontal.

    5. A partir del punto de interseccin del punto 4, trazar una vertical hasta cortar el eje de presin. Este ser el valor de lapresin desconocida.

    El siguiente ejemplo muestra el procedimiento para emplear las curvas de gradiente de presin para flujo horizontal.:

    Ejemplo de aplicacin 1.2:Determinar la presin de entrada de una tubera de produccin de 2pg (d TP) de dimetro interior, si se tiene lossiguientes datos:

    LTP = 5000 [pies]

    Psalida = 5000

    2pg

    lb

    q = 400

    da

    blcon densidad relativa igual 1.07 (100 % agua)

    RGA = 300

    bl

    pie 3

    g = 0.65 [fraccin]T = 1100 [F]

    Solucin:Una ve determinada la curva de gradiente de presin de acuerdo a los datos del problema (Fig. 1.12), se procede de la

    siguiente manera:

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    Fig. 1.13 Gradiente de presin para flujo horizontal del problema 1.2

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    Empleando la Fig. 1.12 ubicar 500

    2pg

    lbsobre el eje de la presin.

    Dibujar una lnea vertical hasta intersectar la curva de RGA = 3000

    bl

    pie 3.

    A partir de este punto de interseccin trazar una lnea horizontal hasta intersectar el eje de longitud a 7700 pie.

    Sumar la longitud de la tubera de produccin (LTP) con lo cual se obtiene un valor de 12700 pies. A partir de sta longitud (12700 pies) trazar una lnea horizontal hasta intersectar nuevamente la curva de

    RGA = 3000

    bl

    pie 3

    A partir del punto de interseccin anterior trazar una lnea vertical hasta intersectar el eje de presin a 640

    2

    pg

    lb, este

    valor ser la presin que se requiere determinar, es decir, la presin de salida.

    1.4 PRODUCTIVIDAD DE POZOS.(Gilbert, 1954).

    Al analizar el comportamiento de un pozo fluyente es necesario considerar el sistema de produccin en su conjunto.Para determinar la capacidad de produccin de un pozo, se debe tener un conocimiento adecuado del yacimiento y de susfluidos contenidos. La variacin de las propiedades de sus fluidos contenidos en el yacimiento puede afectarsignificativamente la productividad de los pozos. Por ejemplo, si un pozo produce un aceite con alta viscosidad, estoprovoca que su movilidad disminuya y slo aumentando la temperatura en las vecindades del pozo (combustin in-situ)puede facilitarse su recuperacin.

    Para saber si un pozo produce en forma apropiada, es necesario conocer su potencial, el cual se define como el gastomximo que aportara el pozo si se le impusiera el mejor conjunto de condiciones ideales. Ahora bien, si un pozo noproduce en la forma esperada, la o las causas de su baja productividad deben ser determinadas para establecer el mtodocorrectivo adecuado. Invariablemente, los problemas asociados a una baja productividad del pozo estan relacionados

    tanto a la formacin productora como a los fluidos contenidos en sta. Es decir, si la formacin productora presentavalores promedio bajos de permeabilidad, de porosidad, de presin en el yacimiento, o bien, depsitos orgnicos oinorgnicos, residuos materiales de estimulacin, etc., el flujo de los fluidos del yacimiento hacia el pozo se verrestringido, disminuyendo as la productividad del mismo.

    Para determinar la productividad de un pozo se requiere establecer los conceptos de ndice de productividad y larelacin de comportamiento de afluencia, los cuales sern tratados en el captulo 2.

    1.5 OPTIMIZACIN DE LA PRODUCCIN.

    Hoy en da, es comn encontrar muchos sistemas de produccin que no operan en forma eficiente, es decir, no seobtiene la produccin de hidrocarburos esperada. La cantidad de fluidos producidos en superficie est en funcinprincipalmente, de las cadas de presin existentes en cada uno de los componentes del sistema integral de produccin. LaFig. 1.14 muestra las prdidas de presin asociadas a cada componente de un sistema bsico y la Fig. 1.15 un sistemacomplejo de produccin.

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    Fig. 1.14 Cadas de presin en un sistema bsico de produccin. (Brown, 1977 vol 1)

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    Fig. 1.15 Cadas de presin en un sistema complejo de produccin. (Brown, 1977 vol 1)

    La cantidad de gas y aceite que fluye hacia el pozo desde el yacimiento, depende de la presin en el sistema deproduccin, por consiguiente, el sistema de produccin debe ser analizado como unidad. La produccin de un pozo puedeser a menudo restringida por el comportamiento de un solo componente en el sistema. Si el efecto de cada componentesobre el comportamiento del sistema de produccin puede ser analizado de forma aislada, el comportamiento del sistemapodr ser optimizado en forma econmica.

    Es en esta etapa, donde el ingeniero de produccin tiene la necesidad de recurrir a mtodos y tcnicas que lepermitan optimizar la produccin al menor costo.

    Un mtodo que permite analizar el comportamiento, del sistema integral de produccin (SIP) adems de determinarla capacidad de produccin para cualquier combinacin de componentes es el ANLISIS NODAL. Este mtodo sepuede utilizar para determinar los lugares de excesiva resistencia al flujo o cadas de presin en cualquier parte delsistema.

    El anlisis nodal es un mtodo muy flexible que puede ser utilizado para mejorar el comportamiento del pozo.Durante muchos aos ha sido aplicado para analizar el comportamiento de sistemas, cuyos componentes interactan entres, por ejemplo, circuitos elctricos, complejas redes de tubera, sistemas de produccin de hidrocarburos. Su aplicacinpara sistemas de produccin fue propuesta primeramente por Gilbert (1954) y discutido por Nind (1964) y Brown(1977).

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    ANLISIS NODAL(Beggs, 1991)

    Definicin. Es el estudio del flujo de fluidos en un sistema de produccin, el cual generalmente se divide en 3 subsistemasque son: flujo en el yacimiento, flujo en las tubera vertical y flujo en la tubera horizontal.

    Caractersticas. Se le llama anlisis nodal por que se divide el sistema de flujo en partes, con la finalidad de predecir elgasto y la presin en los nodos de unin de los subsistemas, o bien, en los extremos del mismo.

    Objetivos:a) Predecir el comportamiento del flujo con las condiciones actuales.b) Predecir el comportamiento del flujo al variar los parmetros en algn nodo del sistema.c) Tomar decisiones para optimizar las condiciones de flujo, en base a parmetros de volumen de produccin, gastos

    crticos y parmetros econmicos

    Condiciones:a) Siempre debe conocerse o suponerse la presin en el inicio y al final del sistema.b) En el nodo de solucin, las condiciones de presin y o gasto deben ser idnticos para cada subsistema analizado.c) Los nodos de solucin pueden ser los extremos de todo el sistema, o bien, los puntos de unin.

    La razn fundamental de someter un sistema de produccin a la tcnica de anlisis nodal es simplemente porque stainvolucra en sus clculos a todos los elementos del sistema, permite determinar el efecto de su variacin en la capacidadde transporte, y tener una imagen de conjunto del comportamiento del pozo. Desde la perspectiva de evaluacin esto esposible, sin embargo, en condiciones de diseo, sin restricciones econmicas, es factible dimensionar el sistema deproduccin en su conjunto para obtener la capacidad de transporte requerida, o bien, la capacidad de transporte idneateniendo como limitante tan slo la capacidad de afluencia del yacimiento al pozo.

    Por otra parte, del anlisis del comportamiento los elementos del sistema se pueden identificar las posiblesrestricciones que modifiquen negativamente la capacidad de transporte del mismo. As mismo, es posible estudiar ycomprender con relativa facilidad el comportamiento de estranguladores, vlvulas de seguridad, etc.

    El procedimiento para aplicar anlisis consiste en dividir el sistema en puntos o nodos que permitan simplificar el

    sistema integral de produccin. Un nodo solucin se define como el o los extremos de sistema de produccin. Se diceque existe una solucin nodal, cuando las condiciones de presin y gasto son idnticas en un nodo de solucin. Comonodo solucin puede tomarse el yacimiento, el fondo del pozo, la cabeza del pozo, el separador. La Fig. 1.16 muestra loslugares que con frecuencia se utiliza como nodo solucin.

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    Fig. 1.16 Nodos principales en un sistema bsico de produccin. (Brown, 1977, vol. 1).

    La eleccin del nodo solucin para pozos fluyentes o inyectores, depende del componente que se desee evaluar, estoes, que su anlisis muestre convenientemente la respuesta del sistema a las condiciones dadas y a las que se establezcancomo supuestas, de tal forma que se pueda identificar con certeza el problema y planear la solucin tcnica, a la luz deuna justificacin econmica, para su posterior ejecucin. Aunado a la seleccin del nodo solucin, se deben incorporarcorrelaciones de flujo multifsico apropiadas, as como tambin las ecuaciones para las restricciones, estranguladores,etc., para obtener una solucin ptima.

    A continuacin se describe un procedimiento sugerido para aplicar anlisis nodal, tomando como nodos solucin a el

    yacimiento, el fondo del pozo y cabeza del pozo.El yacimiento como nodo solucin

    Para este caso, los clculos inician con la presin de separacin y se procede a calcular las dems presiones Se suponen gastos de produccin Con la presin de separacin, se calculan las presiones requeridas en la cabeza del pozo para mover los fluidos a los

    gastos correspondientes. Esto incluye las cadas de presin en la lnea de descarga y en el separador, para lo cual sedeber utilizar una correlacin de flujo multifsico.

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    Utilizando las presiones en la cabeza del pozo calculadas previamente, determinar la presin de fondo fluyendo(pwf) en el fondo del pozo para cada gasto supuesto, utilizando una correlacin de flujo multifsico.

    Con las pwfcalculadas previamente para cada gasto, calcular la presin de fondo esttica (p ws)para cada gasto. Graficar los valores de las presiones de fondo estticas calculadas previamente con los valores de los gastos

    supuestos.

    La Fig. 1.17 muestra cualitativamente el procedimiento anterior tomando como nodo solucin al yacimiento.

    Fig. 1.17 aplicacin del anlisis nodal tomando como nodo solucin al yacimiento.

    Fondo del pozo como nodo solucin

    Suponer varios gastos. Construir una curva IPR a diferentes gastos. Determinar la presin en la cabeza del pozo necesaria para mover los fluidos hasta el separador con cada gasto

    supuesto mediante la aplicacin de una correlacin de flujo multifsico adecuada.

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    Utilizando los gastos supuestos y las presiones en la cabeza del pozo correspondientes, determinar la presin defondo fluyendo mediante la aplicacin de una correlacin de flujo multifsico adecuada.

    Grficar los datos obtenidos con la IPR, as como los obtenidos en el paso anterior. La interseccin de la curvarepresenta la presin de fondo fluyendo a la cual el yacimiento entrega un gasto, y a la vez, con esta misma presinde fondo fluyendo, es posible sacar este gasto hasta el separador.

    La Fig. 1.18 muestra cualitativamente el procedimiento anterior tomando como nodo solucin al fondo del pozo.

    Fig. 1.18 Fondo del pozo como nodo solucin.

    Cabeza del pozo como nodo solucin.

    Se suponen gastos de produccin.

    A partir de la presin de separacin, se calcula la presin en la cabeza del pozo requerida para mover los fluidos atravs de la lnea de descarga hasta la cabeza del pozo, considerando cada gasto supuesto y aplicando unacorrelacin de flujo multifsico adecuada. Se suman las cadas de presin en el estrangulador y la lnea de descarga.

    Para cada gasto supuesto, determinar la presin de fondo fluyendo p wf correspondiente. Con la pwf calculada paracada gasto supuesto, determinar la presin en la cabeza del pozo aplicando una correlacin de flujo multifsicoadecuada. Se suman las cadas de presin en el yacimiento y la tubera vertical.

    Finalmente graficar los datos de presin obtenidos en los dos pasos anteriores en la escala vertical, contra los gastossupuestos en la escala horizontal.

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    Las grficas 1.17 y 1.18 muestran cualitativamente el comportamiento del sistema tomando como nodo solucin lacabeza del pozo.

    Fig. 1.19 Influencia del cambio de dimetro de la lnea de descarga.

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    Fig. 1.20 Comportamiento del sistema, tomando como nodo solucin la cabeza del pozo.

    Como se puede observar en la Fig. 1.16, al incrementar el dimetro de la lnea de descarga se reduce la cada depresin, provocando de esta forma que la curva de flujo de salida del nodo se desplace hacia abajo y la interseccin de lascurvas de entrada y salida al nodo se desplace a la derecha obtenindose as, un valor de gasto de produccin mayor al quese tenia inicialmente con un dimetro de lnea de descarga menor.

    Por otra parte, el Anlisis Nodal puede ser empleado para analizar muchos de los problemas relacionados con lospozos productores de aceite y gas. El procedimiento puede aplicarse tanto a pozos fluyentes como a pozos con sistema deproduccin artificial, si el efecto del mtodo de produccin artificial sobre la presin puede ser expresado como unafuncin del gasto. El procedimiento tambin puede ser aplicado en el anlisis del comportamiento de pozos inyectoresmediante una adecuada modificacin de las expresiones para entrada y salida de los nodos.

    Algunas posibles aplicaciones del Anlisis Nodal son las siguientes:

    Seleccionar el dimetro ptimo de la lnea o tubera de descarga. Seleccionar el dimetro ptimo de la tubera de produccin. Disear empacamiento de grava para los pozos que lo requieran. Dimensionar estrangulador superficial. Dimensionar vlvula de seguridad subsuperficial. Analizar la existencia de restricciones al flujo en el sistema integral de produccin. Disear un sistema de produccin artificial.

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    Otros.