Analisis Nodal En Cabeza De Pozo

El nodo solución comúnmente usado después del fondo del pozo es la cabeza del pozo: el sistema es dividido en dos componentes para obtener las condiciones óptimas de producción. El separador y la línea de descarga son considerados como un componente; y el yacimiento y la tubería de producción son el otro componente.

Al tomar este nodo como nodo solución se puede observar que la línea de descargar puede ser aislada ya que comúnmente la presión del separador (P_sep) es una presión constante, por lo tanto es fácil mostrar el efecto en el cambio de los diámetros de la línea de descarga. A continuación se muestra una gráfica que ejemplifica esto (figura 3.6).

Efecto de la variación del diámetro de la L.D. sobre los caudales de producción

Para la selección del diámetro óptimo de la línea de descarga (L.D.), es necesario tener en mente que el caudal alcanza un valor máximo a partir del cual el empleo de tuberías de descarga de mayor diámetro es innecesario. Esto se debe a que otro elemento del sistema (yacimiento, T, P o estrangulador) limita el ritmo de producción, además de que la elección del diámetro requiere un análisis económico.

Procedimiento de Calculo.

Partiendo de la presión media del yacimiento (recordando que la P_r es un valor constante, no varía con el caudal), asumir varios caudales de producción y calcular la presión de fondo fluyente (P_wf) para dichos caudales de producción utilizando la ecuación que mejor describa el comportamiento de flujo en el yacimiento.

Utilizando los mismos caudales y la presiones de fondo fluyente (P_wf) obtenidas, se determinan las presiones en la cabeza del pozo (P_wh) necesarias para mover los fluidos a través de la tubería de producción hasta la cabeza del pozo, utilizando una correlación de flujo multifasico en la tubería vertical o curvas de gradiente de presión.

Partiendo de la presión del separador (recordando que P_sep es un valor constante, no varía con el caudal), asumir varios caudales de producción y obtener la presión en la cabeza del pozo (P_wh) necesaria para mover los fluidos a través de la línea de descarga hasta el separador, utilizando una correlación de flujo multifasico en tubería horizontal o curvas de gradiente de presión.

Graficar los caudales y la presiones en la cabeza del pozo (P_wh=P_nodo), obtenidas en el paso 2 (curva de inflow). Sobre esa misma gráfica, graficar los caudales y las presiones en la cabeza del pozo (P_wh=P_nodo), obtenidas en el paso 3 (curva de outflow). La intersección de las curvas mostrara el caudal posible para este sistema, este caudal no es el caudal máximo u optimo del sistema, pero es el caudal al cual el pozo producirá para las condiciones dadas del yacimiento y del sistema total de tuberías que esta instalado.

Separador como nodo solución

La selección de la presión de separación es crítica cuando diseñamos un sistema de bombeo neumático o cuando la presión del gas que sale del separador debe ser incrementada para que el gas pueda entrar a líneas de alta presión como pueden ser líneas de ventas. La presión de separación controla la presión de succión del compresor y esta presión está directamente relacionada con los requerimientos de potencia del compresor.

Sin embargo la presión de separación (P_sep) no debe ser indiscriminadamente disminuida o aumentada sin antes analizar el comportamiento total del sistema, en particular de la línea de descarga. Un intuitivo pensamiento es que disminuyendo la presión de separación (P_sep) se obtendrá un incremento en la producción y esto no es cierto del todo. Existen numerosos casos en los cuales una disminución en la presión de separación (P_sep) no causa efecto en el caudal de producción aun cuando la productividad de los pozos es muy alta. La razón para esto es que la T.P. o L.D. deben ser las causas de la baja productividad del sistema.

En pozos de baja productividad, el yacimiento por si mismo puede ser la restricción y un cambio en la presión de separación (P_sep) tendrá un efecto muy pequeño sobre la producción. En el bombeo neumático, una disminución en la presión de separación (P_sep) ocasionara una disminución de la presión en la cabeza del pozo, por lo que el mismo caudal puede ser obtenido con menos gas de inyección.

P_r-〖∆P〗_res-∆P_(T,P)-∆P_(L.D.)=P_nodo

〖 P〗_sep=P_nodo

Si tomamos al separador como nodo solución es muy fácil visualizar los efectos de la presión de separación sobre el caudal de producción. Veamos la figura, la cual muestra cuatro diferente sistemas de pozos.

Es obvio que el pozo A muestra un incremento significante en la producción cuando la presión del separador es disminuida, pero el pozo D no muestra un cambio esencial en la producción con una

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