analisis nodai.a i-2014 pdf.pdf

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

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 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.


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 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.


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


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:


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


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


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


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


d

q

Pw

f

INFLOW PR


Pw

f

qL

GLR

EXCESSIVE GLR

INFLOW

d


Inflow

P

WF

Un tamao de

dimetro mayor

demanda mayor

caudales a

mayores P.

Outflow con dLF1

Outflow con dLF2 > dLF1

qL


N1

qL

N2 > N1

PR

N3 > N2

Inflow

Pw

f

Outflow

A mayor nmero de

perforaciones mayor

oferta del yacimiento.


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


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


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


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

analisis nodai.a i-2014 pdf.pdf

Documents