analisis nodal

1. Introducción al
Análisis Nodal

2.  El Análisis Nodal básicamente consiste en
detectar restricciones al flujo y cuantificar su
impacto sobre la capacidad de producción
total del sistema.
Gas
Flujo vertical en la tubería
Línea de flujo
horizontal
Separador
Tanque
Pr
Pwh
Psep
ΔPtubing
ΔPlinea de flujo
Pwf

3. ¿Para que se hace un análisis Nodal?
 Para determinar la forma optima de
explotación de un pozo mediante el
diámetro de Tubería de producción, de
estranguladores y líneas de descarga.
 Estimación de los Parámetros de
Yacimiento (Daño, Permeabilidad,
Presión de Yacimiento, etc.).
 Evaluación del Potencial de
Tratamientos de Estimulación
 Reducción del daño
 Análisis de sensibilidad

4. P1 = Pr - Pwfs = Pérdidas en el yacimiento
P2 = Pwfs - Pwf = Pérdidas en la completación
P3 = Pwf - Pwh = Pérdidas en la tubería
P4 = Pwh - Psep = Pérdidas en la linea de flujo
Pr Pe
Pwfs
Pwf
P1 = (Pr - Pwfs)
P2 = (Pwfs - Pwf)
P3 = Pwf - Pwh
P4 = (Pwh - Psep)
Psep
Ventas
Gas
Líquido
Tanque
PT = Pr - Psep = Pérdidas totales
Pwh
Análisis Nodal

5. “La intersección de las dos
curvas permite determinar la
presión fluyente o dinámica y el
gasto de aceite.”
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500
Gasto (BPD)
Presión
de
Fondo
Fluyente
(Psi)
Curva de oferta (Yacimiento)
Curva de demanda (Tubería/Aparejo)
Análisis Nodal
A
G
F dz
dp
dz
dp
dz
dp
dz
dp
























6. Oferta Punto de Operación
Demanda
Presión PWF
Tasa de Operación
Gasto (BPD)
Presión
en
el
Nodo
de
fondo
(Psi)
Presión de Yacimiento

7. 0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Tasa de Producción (BPD)
Presion
Fluyente
del
Cabezal
(Psi)
Curva de Oferta
Curva de Demanda
2050 STB/D
500 psi
Análisis Nodal

8. Demanda
Gasto
Presión
en
el
Nodo
5 0 -1 -3
Daño
Oferta
(IPR)
10
Gasto como función del daño de formación

9. Oferta
(IPR)
Demanda
Gasto (BPD)
Presión
en
el
Nodo
(Psi)
Pozo con Aparejo Limitado
2 3/8”
2 7/8”
4 1/2”
3 1/2”
Análisis Nodal

10. Las dimensiones promedio asociadas a la Cuenca de Chicontepec son del orden de 123 km
de largo y 25 km de ancho, con una superficie cercana a los 3,800 km2.
Baja Permeabilidad (K)
Presión del yacimiento declina rápida y continuamente.
RGA primero es bajo, luego se eleva a un máximo y
después cae.
El comportamiento del pozo en ocasiones requiere
bombeo desde la etapa inicial.
La densidad del aceite en el campo Chicontepec está en
el rango de 22 a 35 ˚API.

11. EXPLORACION Y PRODUCCION
Aceite Terciario del Golfo Enlace Operativo
ESTADO MECÁNICO POZO: COYOL 5239 (D-COYOL 5237)
Equipo: 655
Cía: GSM
Coordenadas: UTM-GEOGRAFICAS
Plataforma Objetivo
X = 621,935.39 X = 622,193.61
Y = 2,289,777.16 Y = 2,289,770.15
Lat: 20º 42’ 17.10” Lat: 20º 42’ 16.81”
Long: 97º 49’ 44.79” Long: 97º 49’ 35.87”
E.M.R = 332.63 m
E.T. = 325.93 m
23 a 444 m
Pozo Tipo “S”
Árbol de Válvulas : 10 3/4” x 7 5/8” x 5 1/2”(S-5M)
TR 10 ¾” H40, 32.75 lb/pie STC
TR 7 5/8” H40,24 lb/pie STC
Actualizado: 10-Julio-2013
TR 5 ½” N-80 20 lb/pie, VAMFJL
2055 m
519 m
99 m
P.I. Cople Flotador
2069 m
1964-1978 m
Disp.: 29 de Abril 13
Fract.: 30 de Junio 13
CH 80-S4
1949 m
1950 m
Empacador Baker Modelo WLpPara TR de 5 1/2"
de 15.5-23 Lb/Ft con Tapón Sólido y 2 Pines de
766 LBS C/U.
Zapata Conectora
P.T.= 2071 md (2026 mv)
Inició Perf. : 2/Ene/13
Term. Perf. : 9/Ene/13
Inició Term.:14/Mar/13
Term. Oficial:10/Jul/13
TP 2 7/8"
Necesitamos:
*Estado Mecánico.
*RPFF
*Medición.
*Petrofísico.
*Análisis PVT
GRADIENTES DE
FLUIDOS
FLUIDOS
0.010-0.040 GAS
0.040-0.055 MEZCLA GAS-ACEITE
0.055-0.090 ACEITE
0.090-0.100 EMULSIÓN AGUA-ACEITE
0.100-0.150
AGUA, FLUIDO DE
CONTROL DE ALTA
DENSIDAD
PESO ESPECÍFICO FLUIDOS
0.3 GAS
0.9 ACEITE
1.0 AGUA

12. Actividades Realizadas
Del 14 al 15 de Agosto del 2013 se realizó la toma de información (Calibración, RPFF y Medición),
encontrándose el pozo abierto a producción con presión en cabeza de Pwh= 45 Kg/cm2, aportando aceite
El 14 de Agosto, se calibró TP de 2 7/8" con block de impresión de 2 1/4" hasta la profundidad de 1994 m
(intervalo libre) encontrando resistencia, recuperó herramienta en superficie y se observó huella de arena.
Se bajó sonda Presión-Temperatura (P-T), se tomó registro de presión de fondo fluyendo (RPFF) por
estaciones cada 150 m por 5 min hasta 1971 m, donde estacionó sonda y se comenzó la medición con equipo
trifásico y estrangulador de 12/64" durante 24 horas.
El 15 de Agosto del 2013, se recuperó sonda, tomando registro de presión y temperatura por estaciones de 150
m por 5 min en cada estación hasta superficie. Se desmanteló la unidad de línea de acero y se alineo pozo a
producción, fluyendo por el mismo estrangulador con el cual se encontró. Presión final en cabeza Pwh= 40
Kg/cm2
Antes
Después
Evidencias de la toma de información (Block de impresión)
Block de impresión 2 1/4" con huella de arena

13. Registro de Presión de Fondo Fluyendo (Grafica de Presión y Temperatura & Profundidad)
Tabla de datos del registro de Presión de Fondo Fluyendo
Toma de información con ULA (RPFF DESCENDENTE)
COYOL 5239
Fecha: 14-ago-13
Pozo: COYOL 5239
Intervalo Disparado: 1964-1978 m
DATOS DE LA TOMA DE INFORMACIÓN:
MD TVD PRESIÓN GRADIENTE TEMPERATURA PRESIÓN CABEZA
(mts) (mts) (psi) (Kg/cm2
) (Kg/cm2/m) o
C o
F (psi) (Kg/cm2
)
0 0.00 683.88 48.09 ------ 33.616 92.51 568.8 40.00
150 150.00 747.44 52.56 0.0298 34.718 94.49 568.8 40.00
300 298.36 806.30 56.70 0.0279 38.731 101.72 568.8 40.00
450 439.22 867.85 61.03 0.0307 42.932 109.28 568.8 40.00
600 578.15 937.88 65.95 0.0354 47.355 117.24 568.8 40.00
750 717.11 1018.96 71.66 0.0410 51.958 125.52 568.8 40.00
900 858.21 1091.09 76.73 0.0359 56.725 134.11 568.8 40.00
1050 1005.46 1177.88 82.83 0.0415 61.987 143.58 568.8 40.00
1200 1155.40 1270.42 89.34 0.0434 66.75 152.15 568.8 40.00
1350 1305.40 1349.85 94.93 0.0372 71.114 160.01 568.8 40.00
1500 1455.40 1442.65 101.45 0.0435 75.306 167.55 568.8 40.00
1650 1605.39 1525.62 107.29 0.0389 78.765 173.78 568.8 40.00
1800 1755.30 1622.77 114.12 0.0456 81.656 178.98 568.8 40.00
1971 1926.29 1743.26 122.59 0.0496 83.502 182.30 568.8 40.00
PROF. FINAL PSI Kg /cm2
Kg /cm2
/m
1971.00 1743.26 122.59 0.0496
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0 20 40 60 80 100 120
TVD
[mV]
TEMPERATURA [°C]
TVD
[mV]
PRESION [Kg/cm2]
PRESION
TEMPERATURA

14. Registro de Presión de Fondo Fluyendo (Grafica de Presión y Temperatura & Profundidad)
Tabla de datos del registro de Presión de Fondo Fluyendo
Toma de información con ULA (RPFFASCENDENTE)
COYOL 5239
Fecha: 15-ago-13
Pozo: COYOL 5239
Intervalo Disparado: 1964-1978 m
DATOS DE LA TOMA DE INFORMACIÓN:
MD TVD PRESIÓN GRADIENTE TEMPERATURA PRESIÓN CABEZA
(mts) (mts) (psi) (Kg/cm2
) (Kg/cm2/m) o
C o
F (psi) (Kg/cm2
)
1971 1926.29 1760.97 123.84 0.0537 83.48 182.27 526.14 37.00
1800 1755.30 1627.35 114.44 0.0523 81.55 178.78 526.14 37.00
1650 1605.39 1515.80 106.60 0.0485 78.38 173.08 526.14 37.00
1500 1455.40 1412.43 99.33 0.0474 74.68 166.42 526.14 37.00
1350 1305.40 1311.40 92.22 0.0464 70.57 159.02 526.14 37.00
1200 1155.40 1212.36 85.26 0.0424 66.01 150.82 526.14 37.00
1050 1005.46 1122.05 78.91 0.0470 61.25 142.24 526.14 37.00
900 858.21 1023.59 71.98 0.0468 56.25 133.25 540.36 38.00
750 717.11 929.67 65.38 0.0446 51.41 124.53 540.36 38.00
600 578.15 841.44 59.17 0.0413 46.76 116.17 540.36 38.00
450 439.22 759.81 53.43 0.0385 42.45 108.40 540.36 38.00
300 298.36 682.61 48.00 0.0323 38.21 100.78 540.36 38.00
150 150.00 614.43 43.21 0.0267 34.23 93.61 554.58 39.00
0 0.00 557.56 39.21 -- 33.18 91.73 554.58 39.00
PROF. FINAL PSI Kg /cm2
0.00 557.56 39.21 --
0
20
40
60
80
100
120
140
0.00
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
2500.00
0
500
1000
1500
2000
2500
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
TVD
[mV]
PRESION [Kg/cm2]
PRESION
TEMPERATURA

15. Registro completo de Presión de Fondo Fluyendo (Presión-Temperatura & Tiempo)
COYOL 5239
Gráfico de Presión y Temperatura
Pozo: HUMAPA-5937
Ingeniero : Joaquín Galindo Álvarez
Inter. Disparado: 1964-1978 m.
Toma de información con ULA (RPFFCOMPLETO)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-179 821 1821 2821 3821 4821 5821 6821 7821 8821 9821
TEMPERATURA
[°C]
PRESIÓN
[PSIa]
SEGUNDOS
PRESIÓN TEMPERATURA
5 mm.

16. Grafica de la medición (Qo y Qg &Tiempo)
Toma de información con ULA (Medición)
0.000
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
0
50
100
150
200
250
300
350
400
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
0:00
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
Qg
[MMpcd]
Qo
[bpd]
TIEMPO [hrs]
Qw [Bpd] Qo [Bpd] Qg [MMpcd]
12/64"

17. Nota: Propiedades de los fluidos fue obtenida del análisis PVT proveniente del pozo HUMAPA 1D
* Datos obtenidos de la base de medición con equipo de MTTM
** Pws Calculada mediante el simulador PIPESIM.
Grafica de ajuste de caídas de presión y correlación para flujo multifásico en tubería vertical.
Pozo P Int [mD] P reg [mD] Pws** [Ks/cm2] Pwf [Ks/cm2] Pwh [Ks/cm2] Tf [°C] Ts [°C] Qo [BPD] %W Qbrut [BPD] Φest [1/64pg]
Actuales 1994 1971 246 122 48 83 33 176 0 176 12
Análisis Nodal
COYOL 5239 CORRELACION AJUSTADA CON DUNS & ROS
Elevation :: Optim ized TYPE=DR Inlet Pressure=3502.916 psia : X = 124.098 : Y = -1933.913
Measured Data Optimized TYPE=DR Inlet Pressure=3502.916 psia
Pressure (kg/cm2 a)
200
150
100
50
Elevation
(m)
0
-100
-200
-300
-400
-500
-600
-700
-800
-900
-1,000
-1,100
-1,200
-1,300
-1,400
-1,500
-1,600
-1,700
-1,800
-1,900
Pwh
Pwf Pws

18. Graficas para el análisis nodal con nodo solución en fondo (Pwf)
Graficas para el análisis nodal con nodo solución en cabeza (Pwh)
Análisis Nodal
COYOL 5239 NODO EN FONDO
Pressure at NA point :: Inflow : Inflow = : X = 176.652 : Y = 122.346
Inflow : Inflow = Outflow : Outflow = Liquid Loading : Outflow =
Stock-tank Liquid at NA point (STB/d)
240
220
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
240
230
220
210
200
190
180
170
160
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
COYOL 5239 NODO EN SUPERFICIE
Pre s s ure at NA point :: Outflow : Outflow = : X = 175.468 : Y = 47.678
I
nf low : I
nf low = Outf low : Outf low =
Stock-tank Liquid at NA point (STB/d)
200
150
100
50
0
110
105
100
95
90
85
80
75
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
Pwh= 48 Kg/cm2
QO= 176 bpd
ID=12/64”
Pws= 246 Kg/cm2
Pwf= 122 Kg/cm2
Qo= 176 bpd
Est.=12/64”

19. Sensibilidad con cambio de estranguladores
ΦEST [1/64 "] Q bruto [BPD]
8 115
10 149
12 176
Tabla de gastos obtenidos variando el diámetro de estrangulación
Graficas para el análisis de sensibilidad variando los diámetros de estrangulación.
COYOL 5239 ANALISIS CON CAMBIOS DE ESTRANGULADOR EN SUPERFICIE. (3, 4 Y 5 mm)
Created byUser on 20/08/13 17:53:52
Schlumberger
Inflow : Inflow = Outflow : DBEAN=0.125 ins Liquid Loading : DBEAN=0.125 ins Outflow : DBEAN=0.15625 ins Liquid Loading : DBEAN=0.15625 ins Outflow : DBEAN=0.1875 ins Liquid Loading : DBEAN=0.1875 ins
Stock-tank Liquid at NA point (STB/d)
250
240
230
220
210
200
190
180
170
160
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
290
280
270
260
250
240
230
220
210
200
190
180
170
160
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10

20. Conclusiones:
1. Se encontró el pozo abierto a producción aportando aceite. Pwh= 48 Kg/cm2
2. Se calibró TP de 2 7/8” con block de impresión de 2 1/4" a 1994 m, donde encontró
resistencia huella de arena, encontrando intervalos libres.
3. De acuerdo al análisis de los datos del registro de presión de fondo fluyendo (RPFF),
se determinó que el nivel de fluidos en el pozo se encuentra desde superficie, así
como que el posible patrón de flujo es tipo burbuja.
4. Se ajusto la correlación Duns & Ros con datos del PVT proveniente del pozo Humapa
1D, medición del equipo de MTTM.
5. Se realizó el análisis de nodal con nodo solución en fondo y cabeza, en el cual se
muestra que el pozo fluye con los siguientes parámetros: Q=176 bpd, Pwf= 122
Kg/cm2 y Pwh= 48 Kg/cm2.
Conclusiones y Recomendaciones
Recomendaciones:
 Se recomienda realizar cambio de estrangulador de 12/64" a 8/64" ya que estamos en flujo
estable por arriba de la presión de burbuja por lo cual no liberaremos gas.
 Tomar muestra de aceite para analizar en laboratorio y poder definir la salinidad del corte de
agua.