Consideraciones sobre el Análisis Nodal

El Análisis Nodal permite observar el comportamiento de producción y energía en un pozo, cotejar las condiciones pasadas, actuales y de mejoramiento.

Introducción

El Análisis Nodal permite observar el comportamiento de producción y energía en un pozo, cotejar las condiciones actuales y pasadas de producción (identificación de cuellos de botellas y problemáticas de pozos) y alternativas de mejoramiento productividad (estimulación, fracturamiento hidráulico, cambio de reductores, etc).

El término Análisis Nodal es utilizado diariamente en la jerga de los ingenieros de yacimiento y de producción, es en realidad una marca registrada de Schlumberger, y esta definida de así de acuerdo a su glosario técnico:

"Una herramienta analítica utilizada para el pronóstico del desempeño de los diversos elementos que integran el sistema de terminación y producción. El análisis NODAL* se utiliza para optimizar el diseño de la terminación con el fin de que se adecue a la capacidad de producción del yacimiento y para identificar las restricciones o límites presentes en el sistema de producción y cualquier mecanismo de mejoramiento de la eficiencia de la producción".

El sistema esta conformado básicamente por el comportamiento o aporte de fluidos desde el yacimiento (curva de oferta o inflow) y la curva de levantamientos de fluidos (llamada generalmente, curva de demanda,VLP u outflow). 

Las ecuaciones matemáticas para el cálculo del inflow se basan generalmente en modelos de índice de productividad y parámetros de yacimiento, como la ecuación de Darcy, Vogel, Jones y Forchheimer. 

La curva de levantamiento puede ser calculada con las correlaciones tradicionales como: Hagerdon & Brown, Beggs & Brill, Duns & Ros.

En la actualidad muchos programas de Análisis Nodal cuentan con una librería muy amplia de curvas de levantamiento de fluidos, encontrándose las tradicionales mencionadas anteriormente y modelos mecanísticos complejos.

Los modelos mecanísticos son desarrollos que parten de la combinación de las mejores bondades de las curvas tradicionales, así como desarrollos independientes de cada paquete comercial.

La intersección de estas dos en la gráfica de Pwf vs. q es la condición actual de operación del pozo en estudio (también puede estar referenciada a una tasa histórica).

Efectos Observados en un Análisis Nodal

Las curvas de VLP se van a encontrar influenciadas por dos fenómenos que ocurren a nivel de pozo: el efecto del holdup y efecto de fricción.

El efecto de holdup, es la cantidad de líquido retenido dentro de la tubería de producción, y es definida como la proporción volumétrica de una fase de un fluido presente en la sección de la tubería dividida por el volumen de esa sección de tubería. 

El holdup puede generar efectos de resbalamiento (causados por los cambios termodinámicos del fluido de producción en su viaje hasta la superficie).

El efecto de fricción ocurre entre el fluido de producción y los diversos elementos mecánicos de la completación:

 

• Liner de producción
• Tubería de producción 
• Componentes accesorios del pozo (niples de asiento, válvulas SSSV, crossover, etc).

Generalmente, cuando se hace un estudio de Análisis Nodal se debe observar estos dos fenómenos de acuerdo a los parámetros de ajustes que tienen internamente los paquetes comerciales. Estos parámetros deben ser aproximadamente igual a la unidad, con un margen de error permisible de un ±10%.

Muchos ingenieros sensibilizan este parámetro, observándose en la gráfica de Pwf vs. q un alto efecto de resbalamiento de fluidos (criterio de Turner), lo que indica que la columna de fluidos esta dominado por el efecto holdup. 

Un criterio empírico es que la caída de presión necesario para que el fluido pueda ser producido hacia superficie no debe exceder como el 25% de la energía del yacimiento. 

Además haciendo un gráfico de profundidad vs. presión, las curvas de correlación VLP no deben estar muy alejadas del punto real de prueba. 

Si esto es así, se debe hacer una revisión de las propiedades PVT para el ajuste del holdup, mientras que el término de fricción se ajustará haciendo una revisión de las condiciones mecánicas del pozo (diagramas mecánicos, profundidad de las restricciones mecánicas y desviaciones).

Uso de PVT Black Oil y Composicionales en el Análisis Nodal

En el caso de yacimientos en que el fluido se encuentra muy cercano al punto crítico (gas condensado y petróleo volátil en que la RGP se encuentra en un rango aproximado de 1.600 a 10.000+ PCN/BN), se recomienda que los pozos sean modelados composicionalmente, previo ajuste de una Ecuación de Estado.

Mientras que en el caso de yacimientos de gas seco, gas húmedo y petróleo negro, se puede realizar el Análisis Nodal mediante un modelo Black Oil. 

Los ajustes de un Análisis Nodal a partir de un PVT Black Oil (datos de pruebas diferencial) son utilizados para la calibración rápida de una prueba de producción o toma de desición. Generalmente estos datos posteriormente deben ser corroborados con el modelo composicional. 

Pero si el propósito es exportar las VLP para un modelo de simulación numérica, es muy importante que este sea usando un PVT composicional, para evitar la inconsistencia al momento de realizar la integración con el modelo de simulación numérica. 

Otro aspecto a tener en consideración en los modelos de Análisis Nodal de yacimientos de gas condensado, es la curva de aporte de gas. 

El software ajusta la curva de aporte de gas de acuerdo a la ecuación de flujo que se seleccione. La curva de líquidos (petróleo+agua), generalmente se hace un estimado con el valor de RGL y BSW introducido en el simulador. 

Por lo tanto, la curva de aporte de líquidos puede variar con respecto a la tasa de producción reportada el campo, y puede oscilar en un rango que no debería exceder de un 15%. Es importante realizar una validación de las pruebas de producción previamente.

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