31 de oct. de 2010

Soluciones para análisis de productividad: Fondo, cabezal y separador

imageLos análisis que se realizan de un sistema de producción en su conjunto permiten predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos. Como resultado de este análisis se puede obtener, por lo general, una mejoría en la eficiencia de flujo o bien un incremento en la producción. El análisis nodal es una técnica basada en procedimientos de análisis de sistemas que consiste en combinar los distintos componentes de un pozo de gas o petróleo, con el propósito de predecir las tasas de flujo y optimizar los distintos componentes en el sistema, para así tomar decisiones que conlleven al aumento en la producción de los hidrocarburos del yacimiento. Este método tiene la particularidad de combinar la habilidad del pozo para producir fluidos (IPR, Inflow Performance Relationship) con la habilidad del sistema de tuberías para manejarlos (VLP, Vertical Lift Performance), tomando en cuenta la manera como se interrelacionan las distintas pérdidas de presión.

En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, presión del separador y presión estática del yacimiento, a partir de las cuales se puede determinar la presión en algún nodo intermedio, de esto se trata el análisis nodal. Los resultados del análisis no solo permiten definir la capacidad de producción de un pozo, para una determinada serie de condiciones, sino también muestran como los cambios en cualquier parámetro afectan su comportamiento. Para la predicción de su comportamiento, el sistema de producción debe ser dividido en tres componentes básicos, y obtener la caída de presión en cada uno de ellos, a saber:

a.- Flujo a través de un medio poroso (yacimiento), donde se toma en cuenta el daño ocasionado por el lodo de perforación, la cementación, el cañoneo, etc.

b.- Flujo a través de la tubería vertical (tubería de producción), considerando todas las restricciones de los posibles aparejos colocados en la tubería, por ejemplo empacaduras, reductores de fondo y válvulas de seguridad, entre otros.

c.- Flujo a través de la tubería horizontal (línea de descarga), tomando en cuenta los estranguladores de superficie, medidores de orificio, bombas y el resto de facilidades colocadas antes de que el fluido llegue al separador. Usualmente se divide en dos partes, la tubería horizontal antes del estrangulador y la tubería horizontal después del estrangulador.

Este efecto de los distintos componentes se trata mediante el uso del concepto nodal. Para la obtención de las caídas de presión se deben asignar nodos en diversos puntos del sistema de producción, tal como se muestra en la Figura 1, y empleando un método de cálculo adecuado se determina la caída de presión entre dos nodos. Después se selecciona un nodo solución y las caídas de presión son adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, hasta alcanzar el nodo solución o incógnita. Un nodo se clasifica como funcional cuando existe una presión diferencial a través de él y la respuesta de presión o tasa de flujo puede representarse mediante alguna función matemática o física.

clip_image002Fig. N° 1. Localización de diversos nodos.

Cada uno de los componentes del sistema puede ser evaluado por separado, considerándolo como un punto de interés o nodo. La disposición del punto de interés o nodo solución, depende de las necesidades del estudio y por razones prácticas se hace referencia a cualquiera de las siguientes localizaciones:

a.- Solución en el fondo del pozo: Probablemente la posición solución más común es el fondo del pozo, es decir en el centro del intervalo perforado (Nodo 6 de la Figura 1). Para encontrar la tasa de flujo en esta posición el sistema completo se divide en dos componentes: El yacimiento y el sistema total de tubería. En este caso se debe construir la curva de oferta, a partir de las presiones de fondo y las tasas de flujo (Curva IPR), y la curva de demanda, a partir de las tasas asumidas, y sus correspondientes presiones de cabezal, y las presiones de fondo requeridas a partir de las correlaciones de flujo multifásico (Curva VLP). La intersección de ambas curvas muestra la tasa de flujo posible para el sistema, que no es la mínima ni la máxima, y mucho menos la óptima, sino la tasa a la cual el pozo producirá para el sistema de tubería instalado, mientras no se realice ningún cambio en el sistema, es decir, el tamaño en las tuberías, el estrangulador, la presión de separador o el cambio en la curva de IPR a través de una estimulación.

La solución en el fondo del pozo permite aislar el componente yacimiento a partir del sistema de tubería. Por lo tanto, si se estima un cambio en la presión promedio del yacimiento, se puede observar el cambio que ocurrirá en las tasas de flujo mediante la construcción de la curva IPR a las diferentes presiones de yacimiento (Figura 2). Este comportamiento es teórico, pues se ha demostrado en campo que la RGP cambia a medida que se agota la presión del yacimiento, por lo que será necesario construir una nueva curva de demanda para cada caso.

 

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Fig. N° 2. Predicción de comportamiento futuro.

Existen otros casos en donde la solución en el fondo del pozo es la mejor para ilustrar el efecto de ciertas variables. Uno de estos es mostrar el cambio esperado en la tasa de flujo al estimular o remover el daño del pozo. En la Figura 3 se muestra como la curva de oferta cambia al aumentar la eficiencia de flujo, aumentando la tasa de producción del pozo.

 

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Fig. N° 3. Efecto de la eficiencia de flujo en la producción del pozo.

b.- Solución en el tope del pozo: Otra posición solución muy común es el tope del pozo, es decir el cabezal o árbol de navidad, ubicado en el nodo 3 de la Fig. 1. El sistema completo es de nuevo dividido en dos componentes con el propósito de hallar la tasa de flujo posible. El separador y la línea de flujo se consideran como un solo componente; se comienza con la presión de separador, determinando la presión de cabezal necesaria para mover las tasas de flujo asumidas, a través de la línea de flujo hasta el separador. El yacimiento y la sarta de tubería de producción se consideran como el otro componente; se comienza con la presión del yacimiento y se prosigue hasta el medio de las perforaciones para obtener Pwf, utilizando la curva apropiada o ecuación IPR; luego se utiliza esta presión y se prosigue hasta el tope de la tubería a fin de hallar la presión necesaria en el cabezal para la tasa de flujo establecida.

Al considerar la solución en el cabezal del pozo, la línea de flujo es aislada y por lo tanto es fácil mostrar el efecto de cambiar el tamaño de dicha línea. En la Figura 4, se muestra el comportamiento del pozo si se cambia la línea de flujo por una de mayor diámetro, utilizando el nodo solución en el tope del pozo. Se observa que la nueva curva de demanda es lo suficientemente plana para todas las tasas, lo cual indica que la fricción no es excesiva y que no es necesario evaluar grandes diámetros de líneas de flujo.

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Fig. N° 4. Efecto del cambio de diámetro de tubería en la producción del pozo.

c.- Solución en el separador: La selección de la presión de separador es crítica cuando se diseñan sistemas rotativos de levantamiento artificial por gas, o cuando la presión del gas debe ser incrementada en el separador para que fluya a una presión mas alta dentro del sistema, tal como en una línea de distribución de gas de venta o en otro sistema de recolección. La presión del separador controla la presión de succión del compresor y está directamente relacionada con los requerimientos de potencia del compresor. Por consiguiente, la presión del separador no debería disminuir o incrementarse indiscriminadamente, sin haber llevado a cabo el análisis sobre el sistema completo de bombeo, y en particular sobre la línea de flujo. Aún cuando se intuya que una disminución en la presión del separador incrementará enormemente la tasa de flujo, esto puede no ser del todo cierto. Hay muchísimos casos donde una disminución en la presión del separador fracasa en el cambio de la tasa de productividad. La razón por la cual esto sucede es que la línea de flujo o la tubería puede estar sirviendo como restricción. En pozos de baja productividad, el yacimiento por si mismo puede ser la restricción y un cambio en la presión del separador tendrá muy poco efecto sobre la tasa de producción, ya que una adicional caída de presión ofrece un pequeño incremento en la productividad.

Al tomar posición en el separador es absolutamente fácil visualizar el efecto de la presión del separador en la tasa de flujo (Figura 5). Este cambio en la tasa, si existe alguno, está influenciado por el sistema total, incluyendo la capacidad productiva del pozo (Curva IPR) y los tamaños y longitud de la tubería y la línea de flujo. Como una especie de precaución, el tamaño de la línea de flujo debe analizarse siempre, antes de realizar la selección final de la presión del separador. Existen casos de campo donde los cambios en la línea de flujo muestran variaciones más grandes en la tasa, que cuando se cambia la presión del separador.

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Fig. N° 5. Efecto de la presión del separador.

El mismo procedimiento que se aplica para pozos de petróleo puede aplicarse a los pozos de gas. Es recomendable incluir el término de turbulencia en el análisis de pozos de gas, aunque su efecto es despreciable en yacimientos con bajas permeabilidades. El sistema de producción para un pozo de gas puede dividirse internamente en los mismos componentes que un pozo de petróleo, es decir, el yacimiento, la tubería vertical o direccional, la línea de flujo en superficie y el separador de presión. La presión en el separador para un pozo de gas tiene especial importancia ya que el gas es normalmente transportado mediante algunas líneas surtidoras para la venta de aproximadamente 1.000 lpca en la salida. El operador se enfrenta con la disyuntiva de determinar a que presión se desea mantener la presión del separador, de tal forma que sea lo suficientemente alta para colocar el gas directamente en el interior de la tubería con salida al mercado, o instalar un compresor (que trata de bajar la presión del separador e incrementar la tasa) para elevar la presión a fin de colocar el gas dentro de la línea de salida al mercado. Este problema envuelve ciertas condiciones económicas y el costo de la compresión debe ser ponderado contra el incremento de la producción obtenido.

Tomado de: Manual de Optimización de Producción. CIED

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