OPTIMIZACIÓN INTEGRADA DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN UTILIZANDO ANÁLISIS NODAL

Introducción

Las compañías productoras de petróleo y gas realizan continuamente grandes esfuerzos por

agregar valor a sus corporaciones y mejorar así sus resultados financieros. Estos esfuerzos están

dirigidos a mediano y largo plazo a maximizar el factor de recobro de los yacimientos y a corto

plazo a acelerar el recobro de las reservas recuperables, la primera es una meta de años para el

equipo multidisciplinario de personas que laboran en los Estudios Integrados del Yacimiento, la

segunda es el día a día del equipo multidisciplinario de personas que laboran en la Optimización

Integral del Sistema de Producción. Esta última, aunque es un subproceso de la primera, 

constituye el “Núcleo del Negocio” (Core Business) de la Corporación  ya que permite maximizar la

producción total diaria de hidrocarburos y/o el beneficio neto ($$$/d) producto de la venta de los

mismos. 

Una de las técnicas mas utilizadas para optimizar sistemas de producción, dada su comprobada

efectividad y confiabilidad a nivel mundial, es el Análisis Nodal;  con la aplicación de esta técnica se

adecua la infraestructura tanto de superficie como de subsuelo, para reflejar en el tanque el

verdadero potencial de producción de los pozos asociados a los yacimientos del sistema total de

producción. En otras palabras, se logra cerrar la brecha existente entre la producción actual de los

pozos y la producción que debería exhibir de acuerdo a su potencial real de producción.    El

Análisis Nodal básicamente consiste en detectar restricciones al flujo y cuantificar su impacto sobre

la capacidad de producción total del sistema.

Para que los modelos de los pozos generados en el análisis sean representativos del

comportamiento real de los mismos, es necesario utilizar correlaciones de flujo multifásico que

reproduzcan aceptablemente los perfiles de presión y temperaturas existentes en los pozos, de allí

la necesidad de seleccionar y ajustar las correlacio-nes de flujo multifásico con base a los registros

dinámicos de P y T disponibles.

 

Existen en el mercado varios simuladores comerciales que permiten aplicar dicha técnica, entre los

más conocidos se tienen, por ejemplo: PROSPER-GAP de Petroleum Expert, WELLFLO-

FIELDFLO-ReO de Weatherford (EPS), PIPESIM-PIPESIM NET & GOAL de Schlumberger (BJ),

entre otros. 

                                                                                           

El presente curso tiene como objetivo: Describir una metodología de optimización   integral de

sistemas de producción de hidrocarburos utilizando la técnica del Análisis Nodal.   Para el

cumplimiento de este objetivo se estructuró un contenido programático de cinco capítulos, en el

primero de ellos se describe el sistema de producción haciendo énfasis en el balance de energía

requerido entre el yacimiento y la infraestructura instalada para establecer la capacidad de

producción del pozo. Adicionalmente, dado que la metodología es aplicable a cualquier sistema de

levantamiento artificial, se describe el principio fundamental de funcionamiento de los principales

métodos de levantamiento artificial.   En el capítulo 2 se describen los modelos básicos para

determinar la capacidad de aporte de fluidos de las formaciones productoras. En el capítulo 3 se

describen las correlaciones de flujo multifásico para determinar la capacidad de extracción de

fluidos de la infraestructura instalada en subsuelo y superficie.  En el capítulo 4 se describe la

aplicación del análisis nodal para cuantificar la capacidad de producción de pozos que producen

por flujo natural, levantamiento artificial por gas y por bombeo electro-centrifugo sumergible. En el

capitulo 5 se describe la metodología de optimización integral del sistema de producción.

A pesar de que solo se utilizará un simulador comercial como herramienta de optimización,  no se

sacrificará la generalidad de la aplicación de la metodología con otros simuladores disponibles en

el mercado.

 

Contenido

 

CAPÍTULO 1

EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

1.1 El Sistema de producción y sus componentes

1.2 Proceso de producción

Recorrido de los fluidos en el sistema

1.3  Capacidad de producción del sistema.

Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo. Balance de energía y capacidad de producción Optimización del sistema

1.4   Métodos de producción:  Flujo Natural y Levantamiento Artificial

Principio de funcionamiento de cada método de Levantamiento Artificialo Levantamiento Artificial por Gaso Bombeo Electrocentrifugo Sumergibleo Bombeo Mecánico por cabillas de succióno Bombeo de Cavidades Progresivaso Bombeo Hidráulico tipo Jet Selección del Método Modelo de los pozos

 

CAPÍTULO 2

COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FORMACIONES PRODUCTORAS

2.1 Flujo de fluidos en el yacimiento. Estados de flujo

Flujo de petróleo

      Flujo No-Continuo o Transitorio (Unsteady State Flow)

      Flujo Continuo o Estacionario (Steady State Flow):

                 Ecuación de Darcy para flujo continuo

      Flujo Semi-continuo (Pseudo-steady State Flow):

                 Ecuación de Darcy para flujo semi-continuo

                 Índice de productividad,           Eficiencia de flujo (EF)

                 IPR  (Inflow Performance Relationships). Ejercicios

Flujo de petróleo y gas en yacimientos saturados

Ecuación y Curva de Vogel para yacimientos saturados

Flujo de petróleo y gas en yacimientos sub-saturados

Ecuación de Vogel para yacimientos subsaturados

Flujo de gas en yacimientos de gas

2.2  Flujo de fluidos en la completación 

Tipos de completación

         Hoyo desnudo

         Cañoneo convencional

         Empaque con grava

Caída de presión en la completación

         Ecuaciones de Jones, Blount y Glaze

Curva de oferta de energía o afluencia de fluidos que el yacimiento entrega en el fondo del pozo. Ejercicios.

 

 

 

CAPÍTULO 3    

FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS

3.1 Flujo de fluidos en el pozo y en la línea de flujo

Algoritmo para calcular las pérdidas de presión del fluido. Ecuación general del gradiente de presión dinámica Cálculo de la presión requerida en el cabezal Cálculo de la presión requerida en el fondo del pozo

3.2    Consideraciones teóricas del flujo multifásico en tuberías

Cálculo del factor de fricción Definiciones básicas: factor  Hold-Up, densidad y viscosidad bifásica, etc.  Patrones de flujo flujo para flujo Vertical, Horizontal e Inclinado. Mapas de patrones.

3.3    Descripción de correlaciones de  flujo multifásico en tuberías

Correlación de Hagedorn & Brown Correlación de Duns & Ros Correlación de Orkiszewski Correlación de Beggs and Brill Ejemplos numéricos Ejemplos con curvas de gradiente ya graficadas

3.4    Construcción de Curva de Comportamieno del Levantamiento Vertical (VLP)

Rangos característicos de la curva VLP.

 

CAPÍTULO 4

CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA

4.1 Capacidad de producción del pozo en flujo natural

Tasa de producción posible o de equilibrio. Ejercicio Uso de reductores para controlar la producción del pozo en FN: Flujo Crítico y Sub-Crítico Ecuaciones para estimar el comportamiento de estranguladores o reductores

4.2 Capacidad de producción del pozo de Levantamiento Artificial por Gas

Curva de rendimiento del pozo de LAG

4.3 Capacidad de producción del pozo con bombeo electrocentrífugo (BES)

Curva de rendimiento del pozo en función de las RPM del motor

 

CAPÍTULO 5

OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

5.1 Cotejo del comportamiento actual del pozo

Selección y Ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo Selección y Ajuste de las correlaciones de Flujo Multifásico en Tuberías Cotejo del Comportamiento actual de Producción

5.2 Optimización del sistema de producción

Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de energía y fluidos del Yacimiento. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda de energía para levantar fluidos del

Yacimiento. Ejemplos con un simulador