Foro de Discusión: Análisis Nodal

El análisis nodal permite entre muchas cosas, hacer un cotejo de las condiciones de productividad de un pozo de gas y petróleo. 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, la ecuación de Darcy, Vogel, Jones y Forchheimer, mientras que la curva de levantamiento puede ser calculada con las correlaciones de Hagerdon & Brown, Beggs & Brill, Duns & Ros (que son las tradicionales, por así decirlo). La intersección de estas dos en la gráfica de pwf vs. q es la condición actual de operación del pozo en estudio. Ahora bien, las curvas de VLP se van a encontrar influenciadas por dos fenómenos que ocurren a nivel de pozo: la primera es el efecto de holdup, que no es más que es resbalamiento de líquido producto de los cambios termodinámicos dentro del tubing que no pueden ser levantado por la columna de fluidos (por ejemplo el gas, de un pozo de gas condensado) y el segundo factor es más que todo, el efecto de fricción que ocurre entre el fluido y algunos componentes mecánicos 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 tiene internamente cualquier simulador. Estos parámetros deben ser aproximadamente igual a la unidad, con un margen de error permisible de un 10%.

Muchos ingenieros juegan mucho con este parámetro, observándose muchas veces en la gráfica de pwf vs. q que el efecto de rebaslamiento (criterio de turner) es bastante pronunciado, lo que indica que la columna de fluidos esta dominado por el efecto holdup. Un criterio práctico es que el Dp necesario para que el fluido pueda ser producido hacia el pozo no debe exceder como mucho 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 (Z, Ug, Bg) 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).
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 1600 a 10000+ PCN/BN) los modelos de análisis nodal se deben modelar exclusivamente con PVT composicional, previo ajuste de una ecuación de estado. Mientras que en el caso de yacimientos de gas seco, húmedo y petróleo negro, se puede realizar el análisis nodal mediante un modelo Black Oil (si se cuenta con el PVT composicional, debe ser utilizado). Cuando se hace un ajuste con un PVT en modalidad Black Oil (usando la prueba de liberación flash) es para obtener un ajuste y sensibilidades de una manera rápida, con el próposito de alguna toma de decisión previo a un trabajo de reacondicionamiento al pozo. 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 hacer el history matching (generalmente este es uno de los principales problemas). Otro pequeño problema en los modelos de análisis nodal de yacimientos de gas condensado, es que generalmente se ajusta la curva de aporte de gas es la que se ajusta en el simulador de acuerdo a la ecuación de flujo que se seleccione, mientras que la curva de líquidos (petróleo+agua), generalmente se hace un estimado con el valor de RGL introducido en el módulo de PVT. Por lo que, casi siempre no va a reproducir el valor exacto de producción de petróleo, sino que dicho valor va a oscilar en un rango que no debería exceder de un 15%. En caso de incurrir este error, se debe revisar y validar las pruebas de producción.

En los actuales simuladores comerciales de análisis nodal, tienen la bondad de hacer cálculos de productividad y diseño para sistemas de levantamiento artificial, tal es el caso de el bombeo mecánico y el bombeo de cavidad progresiva. Cuando se trata de reproducir las condiciones de producción con cualquiera de estos sistemas de levantamiento, el simulador no logra hacer cotejo, ya que las condiciones de outflow se encuentran alteradas por el efecto de energía adicional que genera el mismo sistema de levantamiento. En otras palabras, los simuladores utilizan los mismos modelos de VLP que se utiliza para pozos que fluyen de manera natural, y es allí donde se incurre en el error, ya que las correlaciones tradicionales fueron diseñadas únicamente para flujo natural. En este caso lo recomendable para los análisis de productividad en pozos con sistemas de levantamiento artificial por BM y BCP es ajustar la curva de inflow de acuerdo a la eficiencia que tenga el sistema de levantamiento en estudio. Este es un foro de discusión, si existe alguna comentario, crítica y sugerencia, puede dejarla haciendo click en el link “reacciones”.

5 comentarios to “Foro de Discusión: Análisis Nodal”

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