Este documento presenta un modelo para la producción de pozos petroleros que utilizan levantamiento artificial por gas. El modelo se basa en un análisis nodal que permite calcular la relación entre el flujo de producción y la caída de presión en todos los componentes del sistema de producción. El análisis nodal se aplica en el cabezal del pozo para determinar el flujo máximo que puede producir el pozo considerando la geometría de la perforación y la completación. Esto permite optimizar el sistema de producción y aumentar la tasa de flujo.
Este documento presenta un análisis nodal de un sistema de producción petrolera. Explica conceptos clave como nodos, componentes del sistema de producción, y cómo ubicar los nodos en el análisis. Describe cada componente como el separador, líneas de flujo, y efectos como el agotamiento del yacimiento. El objetivo es diagnosticar el comportamiento de un pozo para optimizar la producción eliminando restricciones de flujo.
El documento describe una metodología para optimizar sistemas de producción de hidrocarburos utilizando el análisis nodal. El curso se estructura en cinco capítulos que cubren: 1) los componentes del sistema de producción, 2) el comportamiento de flujo en el yacimiento y la completación, 3) correlaciones de flujo multifásico en tuberías, 4) la capacidad de producción de pozos, y 5) la metodología de optimización que incluye cotejar el comportamiento actual y optimizar los componentes del sistema. El objetivo
Este documento describe el procedimiento de diseño para seleccionar una bomba de cavidades progresivas (PCP) para levantar fluidos desde un pozo petrolero. Explica cómo determinar la presión y tasa de producción requeridas, seleccionar el estator, elastómero y rotor apropiados, y calcular las propiedades de los fluidos a condiciones de bombeo para escoger la bomba que cumpla con los requerimientos del pozo. El proceso involucra múltiples cálculos y la consideración de parámetros como la
El documento presenta el contenido programático de la asignatura Producción II, dividido en 3 módulos. El Módulo I incluye análisis nodal, índice de productividad, cálculos de IPR y TPR. El Módulo II cubre sistemas de levantamiento artificial como bombeo de gas, hidráulico y mecánico. El Módulo III trata sobre bombeo mecánico, ESP y PCP. También se explican conceptos como flujo natural, curvas de oferta y demanda, y leyes para
El documento presenta el procedimiento para diseñar una instalación de levantamiento artificial por gas para flujo continuo. En primer lugar, se explica cómo calcular la profundidad de las válvulas y determinar las presiones de apertura. Luego, se describe cómo seleccionar y calibrar las válvulas, incluyendo el cálculo de los requerimientos de gas y el diámetro de orificio para cada válvula. Finalmente, se indica que es necesario registrar los datos de las válvulas seleccionadas en una tabla.
Este documento presenta una metodología denominada "Envolvente Operativa" para el diseño de pozos de gas que toma en cuenta parámetros convencionales de análisis nodal así como las velocidades críticas erosiva y de remoción de líquidos. La metodología genera una curva de presión contra gasto considerando estas tres condiciones, creando una envolvente operativa que garantiza la integridad y operación segura del pozo. También mejora el método de cálculo de la velocidad crítica de remoción de líqu
1) Los sistemas de levantamiento artificial incluyen levantamiento por gas (gas-lift) y bombeo, siendo los métodos gas-lift continuo e intermitente descritos. 2) El gas-lift continuo inyecta gas de forma continua para reducir la presión y producir, mientras que el intermitente inyecta grandes volúmenes cíclicamente. 3) La eficiencia del gas-lift continuo depende de factores como la profundidad de inyección y la relación gas-líquido.
Principios De Produccion Caida De Presion IprDavid Guzman
Este documento describe los principios básicos de la producción de petróleo y gas, incluyendo las fuentes de energía de un yacimiento, los sistemas de producción, los puntos de burbuja y rocío, y los métodos para calcular el índice de productividad como una medida de la capacidad de producción de un pozo. Explica los diferentes tipos de yacimientos y mecanismos de producción, así como factores que afectan el índice de productividad como la permeabilidad y daño a la formación.
Este documento presenta un análisis nodal de un sistema de producción petrolera. Explica conceptos clave como nodos, componentes del sistema de producción, y cómo ubicar los nodos en el análisis. Describe cada componente como el separador, líneas de flujo, y efectos como el agotamiento del yacimiento. El objetivo es diagnosticar el comportamiento de un pozo para optimizar la producción eliminando restricciones de flujo.
El documento describe una metodología para optimizar sistemas de producción de hidrocarburos utilizando el análisis nodal. El curso se estructura en cinco capítulos que cubren: 1) los componentes del sistema de producción, 2) el comportamiento de flujo en el yacimiento y la completación, 3) correlaciones de flujo multifásico en tuberías, 4) la capacidad de producción de pozos, y 5) la metodología de optimización que incluye cotejar el comportamiento actual y optimizar los componentes del sistema. El objetivo
Este documento describe el procedimiento de diseño para seleccionar una bomba de cavidades progresivas (PCP) para levantar fluidos desde un pozo petrolero. Explica cómo determinar la presión y tasa de producción requeridas, seleccionar el estator, elastómero y rotor apropiados, y calcular las propiedades de los fluidos a condiciones de bombeo para escoger la bomba que cumpla con los requerimientos del pozo. El proceso involucra múltiples cálculos y la consideración de parámetros como la
El documento presenta el contenido programático de la asignatura Producción II, dividido en 3 módulos. El Módulo I incluye análisis nodal, índice de productividad, cálculos de IPR y TPR. El Módulo II cubre sistemas de levantamiento artificial como bombeo de gas, hidráulico y mecánico. El Módulo III trata sobre bombeo mecánico, ESP y PCP. También se explican conceptos como flujo natural, curvas de oferta y demanda, y leyes para
El documento presenta el procedimiento para diseñar una instalación de levantamiento artificial por gas para flujo continuo. En primer lugar, se explica cómo calcular la profundidad de las válvulas y determinar las presiones de apertura. Luego, se describe cómo seleccionar y calibrar las válvulas, incluyendo el cálculo de los requerimientos de gas y el diámetro de orificio para cada válvula. Finalmente, se indica que es necesario registrar los datos de las válvulas seleccionadas en una tabla.
Este documento presenta una metodología denominada "Envolvente Operativa" para el diseño de pozos de gas que toma en cuenta parámetros convencionales de análisis nodal así como las velocidades críticas erosiva y de remoción de líquidos. La metodología genera una curva de presión contra gasto considerando estas tres condiciones, creando una envolvente operativa que garantiza la integridad y operación segura del pozo. También mejora el método de cálculo de la velocidad crítica de remoción de líqu
1) Los sistemas de levantamiento artificial incluyen levantamiento por gas (gas-lift) y bombeo, siendo los métodos gas-lift continuo e intermitente descritos. 2) El gas-lift continuo inyecta gas de forma continua para reducir la presión y producir, mientras que el intermitente inyecta grandes volúmenes cíclicamente. 3) La eficiencia del gas-lift continuo depende de factores como la profundidad de inyección y la relación gas-líquido.
Principios De Produccion Caida De Presion IprDavid Guzman
Este documento describe los principios básicos de la producción de petróleo y gas, incluyendo las fuentes de energía de un yacimiento, los sistemas de producción, los puntos de burbuja y rocío, y los métodos para calcular el índice de productividad como una medida de la capacidad de producción de un pozo. Explica los diferentes tipos de yacimientos y mecanismos de producción, así como factores que afectan el índice de productividad como la permeabilidad y daño a la formación.
El documento describe los conceptos clave relacionados con las curvas de producción e inyección-producción (IPR) de pozos petroleros. Explica que las curvas IPR representan la capacidad de aporte de un yacimiento a un pozo en un momento dado y cómo factores como la permeabilidad y las propiedades de los fluidos afectan esta capacidad. También resume los métodos más comunes para predecir el comportamiento IPR de un pozo, incluidos los métodos de Darcy y Vogel.
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de gas, el cual involucra segmentar el sistema en nodos donde ocurren cambios de presión. Explica los componentes de un sistema de producción incluyendo el yacimiento, completación, pozo y líneas superficiales. También analiza la pérdida de presión a través de cada componente y cómo optimizar la producción mediante el balance entre la oferta de energía del yacimiento y la demanda energética de la instalación.
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de pozos petroleros. El análisis nodal divide el sistema en secciones aguas arriba y aguas abajo de un nodo y calcula la presión y caudal a través del sistema. Esto permite determinar la capacidad de producción y analizar cómo cambios en componentes afectan el rendimiento. El análisis nodal es una herramienta útil para optimizar sistemas de producción.
El documento describe los componentes y equipos de un sistema integral de producción de petróleo y gas, incluyendo pozos, tuberías, estranguladores, separadores y tanques de almacenamiento. Explica los procesos de construcción de pozos, terminación, pruebas de producción, instalación de equipos de superficie como cabezales, tuberías de producción y empacaduras.
Este documento describe las curvas de declinación, que consisten en graficar el comportamiento histórico de producción de un pozo con respecto al tiempo para predecir la producción futura. Explica que existen tres tipos de curvas (exponencial, hiperbólica y armónica), determinadas por ecuaciones matemáticas. También cubre factores que afectan las curvas, métodos para construirlas y su uso para calcular reservas probadas.
1) El documento describe el método de levantamiento artificial por gas, el cual consiste en inyectar gas profundamente para reducir el peso de la columna de fluidos y permitir que la energía del yacimiento levante la producción a la superficie.
2) Se detallan los equipos de superficie e infraestructura requeridos como planta compresora, sistema de distribución de gas, mandriles, y válvulas de inyección.
3) Existen ventajas como producir a diferentes tasas y desventajas como requerir una fuente
Compendio de Produccion de Hidrocarburos (Tomo I; Flujo Natural)paola nuñez
Este documento describe el sistema de producción de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie. Explica el recorrido de los fluidos a través de cuatro componentes: yacimiento, completación, pozo y línea de flujo superficial. Detalla cómo la capacidad de producción del sistema depende de un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos. Finalmente, presenta una ecuación para el balance de energía entre los componentes y cómo se puede realizar dicho balance
Este documento resume el método de levantamiento artificial por gas (LAG), incluyendo su funcionamiento, objetivos, tipos (continuo e intermitente), ventajas, desventajas, componentes del equipo de superficie y subsuelo, e instalaciones. El LAG consiste en inyectar gas a alta presión para reducir la densidad de los fluidos en el pozo y llevarlos a la superficie. Tiene bajos costos iniciales y permite varias tasas de producción. Requiere una fuente de gas de alta presión y el equipo
Este resumen proporciona la información clave del documento en 3 oraciones:
El documento describe diferentes métodos para controlar la producción de arena en pozos, incluyendo el uso de grava como empaque. Explica que cerrar o estrangular el pozo no es beneficioso para controlar la arena, aunque puede reducir la producción. También cubre ecuaciones como la de Gilbert para calcular el flujo crítico a través de un reductor y la correlación de Fetkovich para determinar la productividad de un pozo.
Este documento presenta tres métodos (Sukkar y Cornell, Smith, Cullender y Smith) para calcular la presión de fondo fluyente (PWF) en pozos de gas. La PWF es la presión medida en el fondo del pozo bajo condiciones de flujo restringido por un estrangulador y depende de la presión en la cabeza del pozo más las pérdidas de presión a lo largo del pozo. Se provee una ecuación matemática general para calcular la PWF basada en la presión de la cabeza del pozo y asumi
El documento presenta un marco teórico sobre el análisis nodal de sistemas de producción de hidrocarburos. Explica que el análisis nodal permite dividir un sistema en nodos y calcular caídas de presión para determinar curvas de comportamiento y potencial de producción. También describe métodos como el de Fetkovich para construir curvas presión-producción e incluye una tabla con correlaciones comunes de flujo multifásico en tuberías.
Este documento describe diferentes sistemas de levantamiento artificial, incluyendo gas-lift y bombeo. Explica el levantamiento artificial por gas continuo e intermitente, y cómo optimizar la eficiencia mediante el seguimiento de la relación gas-líquido. También cubre el análisis de curvas de oferta y demanda para sistemas de bombeo y el monitoreo del nivel dinámico del fluido.
Este documento describe diferentes tipos de pruebas de productividad que se pueden realizar en pozos de petróleo y gas para medir su capacidad de producción, incluyendo pruebas de flujo tras flujo, pruebas sencillas, pruebas isocronales convencionales y modificadas. También explica conceptos como el potencial de producción, el índice de productividad y cómo estas pruebas pueden usarse para estimar la permeabilidad, el factor de daño y otros parámetros del yacimiento.
Este documento describe el campo petrolero Fanny 18B en Ecuador y propone optimizar su producción mediante análisis nodal usando el software PIPESIM. El campo contiene 16 pozos que producen con bombeo electrosumergible. El objetivo es diseñar un sistema cerrado de producción-inyección simulando diferentes escenarios para identificar restricciones y mejorar la producción.
El documento describe el comportamiento de afluencia al pozo (IPR) y cómo varía con factores como la eficiencia de flujo, daño al pozo, y propiedades del yacimiento y fluidos. Explica el método de Vogel para modelar la relación entre la producción y la presión del pozo, y cómo se pueden generar curvas IPR adimensionales para diferentes condiciones. También incluye un ejemplo numérico de cómo calcular una curva IPR y la producción máxima para un pozo, tanto actual como después de una estimulación.
El documento presenta un modelo matemático de optimización para la planificación de la producción de petróleo en los pozos de un reservorio. El modelo es de tipo MINLP y considera el comportamiento no lineal de la presión en los pozos, así como también los tiempos de operación y cierre de los pozos en cada período. El objetivo es minimizar los costos de producción determinando los caudales óptimos y tiempos de operación para cada pozo, respetando restricciones como la presión mínima admisible y satisfacer la demanda. El modelo es
Este documento presenta un análisis de los fluidos producidos de un yacimiento petrolífero. Explica la importancia de realizar análisis PVT para caracterizar los fluidos y predecir su comportamiento durante la producción. Además, describe diferentes correlaciones numéricas utilizadas para estimar propiedades de los fluidos como la presión de burbujeo, solubilidad de gas, viscosidad y densidad. Finalmente, presenta correlaciones específicas para sistemas de petróleo, gas y gas condensado.
Este documento trata sobre los conceptos básicos del levantamiento de fluidos desde el subsuelo hasta la superficie, analizando problemas y soluciones del sistema de levantamiento artificial GAS LIFT. Explica los diferentes tipos de flujo natural y artificial, así como los componentes, cálculos y fallas de los sistemas de gas lift continuo e intermitente. Finalmente, realiza comparaciones entre diferentes métodos de levantamiento artificial según criterios como el tipo de yacimiento, producción, profundidad del pozo, propiedades de los fluidos e infraestructura de super
El documento define varios términos clave relacionados con la producción de petróleo, incluyendo potencial de producción, producción diferida, factor de campo, declinación, y contribuciones. Explica que el potencial de producción es la máxima tasa de producción posible de un yacimiento bajo condiciones ideales, mientras que la producción diferida es la diferencia entre el potencial y la producción real medida. También describe cómo se calculan indicadores como la producción disponible.
Este documento describe los fundamentos del análisis nodal de sistemas de producción de hidrocarburos. Explica que el análisis nodal permite dividir el sistema en nodos y calcular caídas de presión para determinar el comportamiento de flujo y la capacidad de producción. También describe las curvas de comportamiento de presión-producción, y diferentes correlaciones para modelar el flujo multifásico a través de yacimientos, tuberías y estranguladores.
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de pozos petroleros. El análisis nodal divide el sistema en secciones aguas arriba y aguas abajo de un nodo y calcula la presión y caudal a través del sistema. Esto permite determinar la capacidad de producción y analizar cómo cambios en componentes afectan el rendimiento. El análisis nodal es una herramienta útil para optimizar sistemas de producción.
El documento describe el análisis nodal, un método para modelar y optimizar sistemas de producción de pozos de petróleo. El análisis nodal divide el sistema en secciones aguas arriba y aguas abajo de un nodo y calcula el flujo a través del sistema equilibrando la presión y el flujo en el nodo. Esto permite determinar la capacidad máxima de producción y evaluar cómo cambios en los componentes afectan el rendimiento del sistema completo. El documento provee ejemplos de cómo el análisis
El documento describe los conceptos clave relacionados con las curvas de producción e inyección-producción (IPR) de pozos petroleros. Explica que las curvas IPR representan la capacidad de aporte de un yacimiento a un pozo en un momento dado y cómo factores como la permeabilidad y las propiedades de los fluidos afectan esta capacidad. También resume los métodos más comunes para predecir el comportamiento IPR de un pozo, incluidos los métodos de Darcy y Vogel.
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de gas, el cual involucra segmentar el sistema en nodos donde ocurren cambios de presión. Explica los componentes de un sistema de producción incluyendo el yacimiento, completación, pozo y líneas superficiales. También analiza la pérdida de presión a través de cada componente y cómo optimizar la producción mediante el balance entre la oferta de energía del yacimiento y la demanda energética de la instalación.
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de pozos petroleros. El análisis nodal divide el sistema en secciones aguas arriba y aguas abajo de un nodo y calcula la presión y caudal a través del sistema. Esto permite determinar la capacidad de producción y analizar cómo cambios en componentes afectan el rendimiento. El análisis nodal es una herramienta útil para optimizar sistemas de producción.
El documento describe los componentes y equipos de un sistema integral de producción de petróleo y gas, incluyendo pozos, tuberías, estranguladores, separadores y tanques de almacenamiento. Explica los procesos de construcción de pozos, terminación, pruebas de producción, instalación de equipos de superficie como cabezales, tuberías de producción y empacaduras.
Este documento describe las curvas de declinación, que consisten en graficar el comportamiento histórico de producción de un pozo con respecto al tiempo para predecir la producción futura. Explica que existen tres tipos de curvas (exponencial, hiperbólica y armónica), determinadas por ecuaciones matemáticas. También cubre factores que afectan las curvas, métodos para construirlas y su uso para calcular reservas probadas.
1) El documento describe el método de levantamiento artificial por gas, el cual consiste en inyectar gas profundamente para reducir el peso de la columna de fluidos y permitir que la energía del yacimiento levante la producción a la superficie.
2) Se detallan los equipos de superficie e infraestructura requeridos como planta compresora, sistema de distribución de gas, mandriles, y válvulas de inyección.
3) Existen ventajas como producir a diferentes tasas y desventajas como requerir una fuente
Compendio de Produccion de Hidrocarburos (Tomo I; Flujo Natural)paola nuñez
Este documento describe el sistema de producción de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie. Explica el recorrido de los fluidos a través de cuatro componentes: yacimiento, completación, pozo y línea de flujo superficial. Detalla cómo la capacidad de producción del sistema depende de un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos. Finalmente, presenta una ecuación para el balance de energía entre los componentes y cómo se puede realizar dicho balance
Este documento resume el método de levantamiento artificial por gas (LAG), incluyendo su funcionamiento, objetivos, tipos (continuo e intermitente), ventajas, desventajas, componentes del equipo de superficie y subsuelo, e instalaciones. El LAG consiste en inyectar gas a alta presión para reducir la densidad de los fluidos en el pozo y llevarlos a la superficie. Tiene bajos costos iniciales y permite varias tasas de producción. Requiere una fuente de gas de alta presión y el equipo
Este resumen proporciona la información clave del documento en 3 oraciones:
El documento describe diferentes métodos para controlar la producción de arena en pozos, incluyendo el uso de grava como empaque. Explica que cerrar o estrangular el pozo no es beneficioso para controlar la arena, aunque puede reducir la producción. También cubre ecuaciones como la de Gilbert para calcular el flujo crítico a través de un reductor y la correlación de Fetkovich para determinar la productividad de un pozo.
Este documento presenta tres métodos (Sukkar y Cornell, Smith, Cullender y Smith) para calcular la presión de fondo fluyente (PWF) en pozos de gas. La PWF es la presión medida en el fondo del pozo bajo condiciones de flujo restringido por un estrangulador y depende de la presión en la cabeza del pozo más las pérdidas de presión a lo largo del pozo. Se provee una ecuación matemática general para calcular la PWF basada en la presión de la cabeza del pozo y asumi
El documento presenta un marco teórico sobre el análisis nodal de sistemas de producción de hidrocarburos. Explica que el análisis nodal permite dividir un sistema en nodos y calcular caídas de presión para determinar curvas de comportamiento y potencial de producción. También describe métodos como el de Fetkovich para construir curvas presión-producción e incluye una tabla con correlaciones comunes de flujo multifásico en tuberías.
Este documento describe diferentes sistemas de levantamiento artificial, incluyendo gas-lift y bombeo. Explica el levantamiento artificial por gas continuo e intermitente, y cómo optimizar la eficiencia mediante el seguimiento de la relación gas-líquido. También cubre el análisis de curvas de oferta y demanda para sistemas de bombeo y el monitoreo del nivel dinámico del fluido.
Este documento describe diferentes tipos de pruebas de productividad que se pueden realizar en pozos de petróleo y gas para medir su capacidad de producción, incluyendo pruebas de flujo tras flujo, pruebas sencillas, pruebas isocronales convencionales y modificadas. También explica conceptos como el potencial de producción, el índice de productividad y cómo estas pruebas pueden usarse para estimar la permeabilidad, el factor de daño y otros parámetros del yacimiento.
Este documento describe el campo petrolero Fanny 18B en Ecuador y propone optimizar su producción mediante análisis nodal usando el software PIPESIM. El campo contiene 16 pozos que producen con bombeo electrosumergible. El objetivo es diseñar un sistema cerrado de producción-inyección simulando diferentes escenarios para identificar restricciones y mejorar la producción.
El documento describe el comportamiento de afluencia al pozo (IPR) y cómo varía con factores como la eficiencia de flujo, daño al pozo, y propiedades del yacimiento y fluidos. Explica el método de Vogel para modelar la relación entre la producción y la presión del pozo, y cómo se pueden generar curvas IPR adimensionales para diferentes condiciones. También incluye un ejemplo numérico de cómo calcular una curva IPR y la producción máxima para un pozo, tanto actual como después de una estimulación.
El documento presenta un modelo matemático de optimización para la planificación de la producción de petróleo en los pozos de un reservorio. El modelo es de tipo MINLP y considera el comportamiento no lineal de la presión en los pozos, así como también los tiempos de operación y cierre de los pozos en cada período. El objetivo es minimizar los costos de producción determinando los caudales óptimos y tiempos de operación para cada pozo, respetando restricciones como la presión mínima admisible y satisfacer la demanda. El modelo es
Este documento presenta un análisis de los fluidos producidos de un yacimiento petrolífero. Explica la importancia de realizar análisis PVT para caracterizar los fluidos y predecir su comportamiento durante la producción. Además, describe diferentes correlaciones numéricas utilizadas para estimar propiedades de los fluidos como la presión de burbujeo, solubilidad de gas, viscosidad y densidad. Finalmente, presenta correlaciones específicas para sistemas de petróleo, gas y gas condensado.
Este documento trata sobre los conceptos básicos del levantamiento de fluidos desde el subsuelo hasta la superficie, analizando problemas y soluciones del sistema de levantamiento artificial GAS LIFT. Explica los diferentes tipos de flujo natural y artificial, así como los componentes, cálculos y fallas de los sistemas de gas lift continuo e intermitente. Finalmente, realiza comparaciones entre diferentes métodos de levantamiento artificial según criterios como el tipo de yacimiento, producción, profundidad del pozo, propiedades de los fluidos e infraestructura de super
El documento define varios términos clave relacionados con la producción de petróleo, incluyendo potencial de producción, producción diferida, factor de campo, declinación, y contribuciones. Explica que el potencial de producción es la máxima tasa de producción posible de un yacimiento bajo condiciones ideales, mientras que la producción diferida es la diferencia entre el potencial y la producción real medida. También describe cómo se calculan indicadores como la producción disponible.
Este documento describe los fundamentos del análisis nodal de sistemas de producción de hidrocarburos. Explica que el análisis nodal permite dividir el sistema en nodos y calcular caídas de presión para determinar el comportamiento de flujo y la capacidad de producción. También describe las curvas de comportamiento de presión-producción, y diferentes correlaciones para modelar el flujo multifásico a través de yacimientos, tuberías y estranguladores.
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de pozos petroleros. El análisis nodal divide el sistema en secciones aguas arriba y aguas abajo de un nodo y calcula la presión y caudal a través del sistema. Esto permite determinar la capacidad de producción y analizar cómo cambios en componentes afectan el rendimiento. El análisis nodal es una herramienta útil para optimizar sistemas de producción.
El documento describe el análisis nodal, un método para modelar y optimizar sistemas de producción de pozos de petróleo. El análisis nodal divide el sistema en secciones aguas arriba y aguas abajo de un nodo y calcula el flujo a través del sistema equilibrando la presión y el flujo en el nodo. Esto permite determinar la capacidad máxima de producción y evaluar cómo cambios en los componentes afectan el rendimiento del sistema completo. El documento provee ejemplos de cómo el análisis
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de pozos petroleros. El análisis nodal divide el sistema en secciones aguas arriba y aguas abajo de un nodo y calcula la presión y caudal a través del sistema. Esto permite determinar la capacidad de producción y analizar cómo cambios en componentes afectan el rendimiento. El análisis nodal es una herramienta útil para optimizar sistemas de producción.
El documento describe el análisis nodal, un método para modelar y optimizar sistemas de producción de pozos de petróleo. El análisis nodal divide el sistema en secciones aguas arriba y aguas abajo de un nodo y calcula el flujo a través del sistema. Esto permite determinar la capacidad máxima de producción y el efecto de cambios en los componentes. El documento proporciona ejemplos de cómo el análisis nodal puede usarse para mejorar el diseño seleccionando diámetros de tubería u
El documento describe los sistemas de gas lift, que usan gas inyectado para levantar líquidos desde pozos petroleros. Existen dos tipos principales: inyección continua de gas, que mantiene una presión estable de gas para facilitar flujo continuo; e inyección intermitente, que inyecta gas en intervalos para elevar volúmenes de líquido. Ambos métodos requieren equipo de superficie e instalaciones de subsuelo para inyectar gas a alta presión y facilitar la producción.
Este documento describe el bombeo electrosumergible, un sistema de levantamiento de crudo en pozos profundos. Se usa cuando hay alta productividad, baja presión de fondo, alta relación agua-petróleo o baja relación gas-líquido. Detalla las ecuaciones para diseñar el sistema considerando factores como las presiones del reservorio y la bomba, el régimen de flujo, y las características del fluido. Explica cómo calcular la altura total que debe vencer la bomba usando las alturas de descarga, succión
El documento presenta una tarea que incluye 10 preguntas sobre el análisis nodal en la industria petrolera. Se explica que el análisis nodal es una técnica importante para optimizar la producción de pozos mediante la adecuación de la infraestructura de superficie y subsuelo. También se detallan los pasos para realizar un análisis nodal de sistemas de producción como terminación simple, bombeo artificial, arreglos direccionales y horizontales. Finalmente, se piden detalles sobre software, ecuaciones y cur
El documento describe la técnica de levantamiento artificial por gas, que implica inyectar gas en pozos de petróleo para reducir la presión y permitir que fluya más fácilmente. Se usa comúnmente en pozos maduros con baja presión natural o alta viscosidad del petróleo. El objetivo es mejorar la productividad al aumentar la presión y reducir la viscosidad. Ofrece ventajas como menores costos en comparación con perforar nuevos pozos.
Este documento presenta 10 preguntas sobre conceptos básicos de ingeniería de yacimientos. Explica la diferencia entre hidrocarburo in situ, reservas y tasa de producción. También compara el método volumétrico y el método de balance de materia para estimar las reservas iniciales. Finalmente, describe los principales mecanismos de producción primaria y los factores que afectan la velocidad de producción.
El documento describe el sistema de levantamiento artificial por gas (LAG). Explica que el LAG funciona inyectando gas comprimido en la columna de fluidos para reducir su peso y permitir que el pozo fluya. Detalla los componentes del sistema LAG, como los compresores, las líneas de alta y baja presión, y las válvulas. También analiza las ventajas del LAG como su gran capacidad y flexibilidad, así como sus desventajas como la inversión inicial alta y la necesidad de disponer de una fuente constante de gas.
Este documento describe una investigación sobre conductos de evacuación directa a través de fachadas para equipos de gas natural. Los resultados muestran que los efectos de la presión atmosférica y la temperatura ambiental modifican la metodología de diseño, requiriendo incrementar los diámetros y disminuir los puntajes asignados a la cota vertical. Pruebas experimentales validaron estas conclusiones para Bogotá, donde no se presentó revoco con las modificaciones propuestas.
Optimización integrada del sistema de producción utilizando análisis nodalAquiles Labra Fernandez
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.
Este documento presenta dos metodologías para diseñar una torre contactora de platos: la Metodología SIVALLS y la Metodología GPSA. Describe los pasos de cada metodología, incluyendo corregir la capacidad de gas, seleccionar el diámetro, calcular el agua a remover, determinar el número de platos, y calcular la tasa de circulación y altura de la torre. Luego presenta un ejercicio de aplicación para diseñar una torre contactora con datos específicos sobre el flujo de gas, presión
Este documento describe varias ecuaciones y conceptos clave para el cálculo del flujo de gases en tuberías. La ecuación de Weymounth se usa para altas presiones y grandes diámetros, calculando directamente el flujo de gas. La ecuación de Panhandle se usa para diseños de alta presión con variaciones en la tasa de flujo. También explica cómo calcular el diámetro equivalente, la distribución de flujo, correcciones por compresibilidad y diferencias de nivel, y cómo determinar la longitud equivalente para un mismo flujo.
El documento describe los modelos matemáticos necesarios para obtener las curvas de oferta y demanda en el fondo de un pozo de petróleo. Explica que se requieren modelos para estimar la caída de presión a través del cañoneo y las correlaciones de flujo multifásico. También habla sobre la optimización global del sistema mediante simulaciones que eliminan restricciones al flujo. Finalmente, describe los diferentes estados de flujo en un yacimiento y las ecuaciones para estimar la tasa de producción bajo cada estado.
El documento describe los modelos matemáticos necesarios para obtener las curvas de oferta y demanda en el fondo de un pozo de petróleo. Explica que se requieren modelos para estimar la caída de presión a través del cañoneo y las correlaciones de flujo multifásico. También habla sobre la optimización global del sistema mediante simulaciones que eliminan restricciones al flujo. Finalmente, detalla los estados de flujo en un yacimiento (no continuo, continuo y semicontinuo) y las ecuaciones para estimar
El documento describe los métodos de levantamiento artificial por gas para optimizar la producción de pozos en un yacimiento. Analiza los métodos de flujo intermitente y continuo, y los criterios para seleccionar el método óptimo como la tasa de producción, relación gas-líquido y diámetro de tubería. El objetivo es determinar el método de levantamiento que maximice la producción y minimice el consumo de gas de inyección para los pozos en el yacimiento B-6-X. 85.
El documento describe la importancia de las válvulas anti-surge para proteger los compresores de gas. Las válvulas anti-surge previenen el fenómeno de "surge" del compresor, el cual ocurre cuando el flujo de gas se invierte y golpea violentamente los impulsores. El documento explica cómo se calcula y selecciona la válvula anti-surge apropiada basada en los flujos, presiones, temperaturas y otras características del proceso de compresión de gas.
El Observatorio ciudadano Irapuato ¿Cómo vamos?, presenta el
Reporte hemerográfico al mes de mayo de 2024
Este reporte contiene información registrada por Irapuato ¿cómo vamos? analizando los medios de comunicación tanto impresos como digitales y algunas fuentes de información como la Secretaría de Seguridad ciudadana.
Yahoo! es una compañía tecnológica fundada en 1994 que comenzó como un directorio de sitios web y se convirtió en uno de los primeros motores de búsqueda y portales en Internet. Ofrecía servicios variados como correo electrónico, noticias, finanzas y entretenimiento, siendo una parte fundamental del crecimiento inicial de la web. A lo largo de su historia, Yahoo! ha evolucionado y enfrentado desafíos significativos, pero su legado incluye su contribución pionera a la accesibilidad y organización de la información en línea.
LINEA DE TIEMPO Y PERIODO INTERTESTAMENTARIOAaronPleitez
linea de tiempo del antiguo testamento donde se detalla la cronología de todos los eventos, personas, sucesos, etc. Además se incluye una parte del periodo intertestamentario en orden cronológico donde se detalla todo lo que sucede en los 400 años del periodo del silencio. Basicamente es un resumen de todos los sucesos desde Abraham hasta Cristo
1. Artículo de Investigación Revista Ciencia e Ingeniería. Vol. 30, No. 1, pp. 23-28, diciembre-marzo, 2009. ISSN 1316-7081
Revista Ciencia e Ingeniería. Vol. 30, No. 1, diciembre-marzo, 2009
Un modelo de producción de pozos por levantamiento artificial
utilizando análisis nodal
An artificial gas lift production well model using nodal analysis
Camargo, Edgar1*
; Aguilar, José2
; Ríos, Addison2
y Rivas, Francklin3
1
Doctorado en Ciencias Aplicadas; 2
CEMISID; 3
Laboratorio de Sistemas Inteligentes
Facultad de Ingeniería. ULA
Mérida 5101, Venezuela.
*edgarc@ula.ve
Aguilar, Joseph
LAAS-CNRS, 7, Avenue du Colonel Roche
Toulouse 31077, France
Recibido: 06-11-2007 Revisado: 10-12-2008
Resumen
En este trabajo se presenta una técnica para el modelado de la producción en pozos petroleros que requieren levantamien-
to artificial por gas. La técnica está basada en un Análisis Nodal, que permite calcular la relación del flujo de producción y
la caída de presión que ocurrirá en todos los componentes del sistema de la completación. En ese sentido, es posible de-
terminar el flujo de crudo o gas que puede producir un pozo, tomando en cuenta la geometría de la perforación y la com-
pletación, optimizándose de está manera el sistema de producción y aumentando la tasa de flujo de producción.
Palabras clave: Análisis nodal, sistema de producción, pozos por levantamiento artificial por gas, curva de producción,
automatización.
Abstract
In this paper it is presented a modeling technique for gas lift-based oil production wells. This technique is based on Nodal
Analysis that allows calculating the production flow and pressure drop relation that will happen in all the components of
the completion system. Therefore, it is possible to determine the flow of oil or gas that can produce a well, taking into ac-
count the perforation and completion geometry; optimizing the production system and increasing the flow rate of produc-
tion.
Key words: Nodal analysis, production systems, oil production wells based on gas-lift injection, production curves, automation.
1 Introducción
Las compañías productoras de petróleo y gas realizan
continuamente grandes esfuerzos para optimizar sus siste-
mas de producción. Estos esfuerzos están dirigidos, a me-
diano y largo plazo a objeto de maximizar el factor de reco-
bro de los yacimientos, y, a corto plazo, para acelerar el
recobro de las reservas recuperables. Esta última, aunque es
un subproceso de la primera, constituye el “Núcleo del Ne-
gocio” de la producción petrolera, ya que permite maximi-
zar la producción total diaria de hidrocarburos con el con-
secuente beneficio económico (Brown y col., 1980).
Una de las técnicas mas utilizadas para optimizar los
sistemas de producción de crudo y gas, dada su comproba-
da efectividad y confiabilidad a nivel mundial, es el Análi-
sis Nodal de Sistema de Producción (Beggs., 1991). Está
técnica permite evaluar la infraestructura tanto de superficie
como de subsuelo, para reflejar el verdadero potencial de
producción de los pozos asociados a los yacimientos del
sistema total de producción (Beggs., 1991). En otras pala-
bras, se logra cerrar la brecha existente entre la producción
real de los pozos y la producción que debería exhibir de
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acuerdo a su potencial real de producción.
De igual manera el análisis nodal permite evaluar el
desempeño de una completación de producción, calculando
la relación del flujo de producción y la caída de presión que
ocurrirá en todos sus componentes, permitiendo determinar
el flujo de crudo o gas que puede producir un pozo tomando
en cuenta la geometría de la perforación y aumentando la
tasa de producción a un bajo costo.
Para determinar el Modelo del Sistema de Producción
utilizando técnicas de Análisis Nodal, se debe describir el
sistema de producción haciendo énfasis en el balance de
energía requerido entre el yacimiento y la infraestructura
instalada y así establecer la capacidad de producción del
pozo, variables de yacimiento y de producción, seleccionar
y ajustar las correlaciones de flujo para determinar las pro-
piedades de los fluidos multifásico en la tubería de produc-
ción y la curva de gradiente de presión en el pozo corres-
pondiente a sus condiciones reales de producción (Beggs.,
1991).
Esta técnica tradicionalmente se aplica en el fondo del
pozo, requiriendo tecnología para la medición de presión
fluyente y temperatura, pero debido a los costos de dicha
tecnología no es rentable para pozos con producción menor
a 500 BNPD. En tal sentido se implemento la técnica de
análisis nodal a nivel de cabezal del pozo por Levantamien-
to Artificial de Gas, resultando efectiva y generando au-
mento de producción a un bajo costo operacional.
2 Levantamiento artificial por gas
El levantamiento artificial por gas (LAG) es un méto-
do que consiste en inyectar gas a una presión determinada
en la parte inferior de la columna de fluido de la tubería del
pozo, a diferentes profundidades, con el fin de disminuir el
peso de la misma, y de esta forma ayudar a subir los fluidos
del yacimiento desde el fondo del pozo hasta la superficie.
Así, en los pozos explotados por el método de LAG de flujo
continuo, el gas es inyectado continuamente al pozo a fin de
que se mezcle con los fluidos del mismo y se reduzca la
densidad de la columna de fluidos, disminuyéndose la dife-
rencia de presiones entre el fondo del pozo y la superficie.
Desde el cabezal del pozo, una línea de flujo conduce
los fluidos (formación + gas de levantamiento) a estaciones
de flujo o múltiples de producción con separación, en los
cuales se separa el gas del líquido. El gas es enviado a plan-
tas de compresión, en donde es tratado y comprimido para
su venta y/o reutilización en levantamiento artificial. El lí-
quido es enviado a patios de tanques, donde se separa el
agua del petróleo para su comercialización (ver Fig.1).
El modelo del comportamiento de un pozo producien-
do a través del método de inyección de gas (ver Fig. 2), in-
dica que a medida que la tasa de inyección de gas aumenta,
la producción también aumenta hasta alcanzar su máximo
valor (región estable); tal que incrementos adicionales en la
inyección causarán una disminución en la producción.
Asimismo, cuando se inyecta gas al pozo por debajo
de su valor óptimo se genera un aumento o disminución
instantánea de las Presiones del Revestidor (CHP), del Cru-
do de la Tubería (THP) y la Línea de Producción (PLP),
causando bajo niveles de producción de crudo (región ines-
table) (Vassileios y col., 2005), (Eikrem y col., 2002), (Jan-
sen y col., 1999).
Esta curva de comportamiento puede ser utilizada para
implantar esquemas de control.
En tal sentido, para la implantación en campo de este
método LAG se requiere de un arreglo de instrumentación y
control, para obtener la tasa de producción estimada por el
modelo del pozo. Para tal fin se requiere la medición y con-
trol de las siguientes variables (ver Fig. 3): Flujo de Gas de
Levantamiento (FGL), Taza de Producción (Qprod), Pre-
sión del Gas Inyectado (GLP), Presión Diferencial del Gas
Inyectado (GLDP), Presión del Revestidor (CHP), Presión
Manométrica de la Tubería de Producción (THP). La medi-
ción del flujo inyectado de gas se realiza usando las varia-
Fig. 1. Unidad de yacimiento
Fig. 2. Modelo de comportamiento de un pozo produciendo
con método de inyección de gas.
3. Un modelo de producción de pozos por levantamiento artificial utilizando análisis nodal 25
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bles GLP y la caída de presión GLDP. La medición de la
presión del revestidor (CHP) permite conocer la presión
que ejerce el gas en el revestidor del pozo, de igual manera
que la presión ejercida por el crudo en la tubería (THP) y en
la línea de producción (PLP). Además, existen otras varia-
bles que podrían considerarse para enriquecer más la carac-
terización del proceso, como las temperaturas y los grados
API que existen en el proceso, entre otros.
3 Proceso de producción de un pozo
El proceso de producción en un pozo de petróleo o gas
comienza desde el radio externo de drenaje en el yacimien-
to hasta el separador de producción en la estación de flujo.
En la Fig. 4 se muestra el sistema completo con cuatro
componentes claramente identificados: Yacimiento, Com-
pletación, Pozo y Línea de Flujo Superficial. Existe una
presión de partida de los fluidos en dicho proceso, que es la
presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o
de entrega, que es la presión del separador en la estación de
flujo, Psep.
Fig. 4. Proceso de producción pozo
El movimiento de los fluidos comienza en el yacimien-
to a una distancia “re” del pozo donde la presión es Pws,
viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la
arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En
este módulo el fluido pierde energía en la medida que el
medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presenta res-
tricciones en las cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido
ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras mas grande sea el
hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimien-
to y el pozo, aumentando el índice de productividad del po-
zo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo
del pozo con una presión Pwf.
En el interior del pozo, los fluidos ascienden a través
de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad
y la fricción en las paredes internas de la tubería. En el ca-
bezal, la presión resultante se identifica como Pwh.
La perdida de energía en forma de presión a través de
cada componente (ver Fig.5), depende de las características
de los fluidos producidos, y especialmente, del caudal de
flujo transportado, de tal manera que la capacidad de pro-
ducción del sistema responde a un balance entre la capaci-
dad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de
energía de la instalación para transportar los fluidos hasta la
superficie.
4 Modelado usando análisis nodal
En su manera más general, el análisis nodal consiste en
encontrar el caudal único que un sistema hidráulico puede
manejar, si se conocen las presiones a la entrada y salida
del mismo. La Figura 6, representa un análisis nodal reali-
zado en un sistema constituido por dos tuberías. Se conoce
la presión de entrada de la tubería 1 y la de salida de la tu-
bería 2, y el problema consiste en encontrar aquel caudal
que permita ser manejado por esa diferencia de presiones.
Para una presión de entrada (PE) y una presión de salida
(PS), existe uno y solo un caudal posible [7], el procedi-
miento consiste en calcular la presión a la salida de la mis-
ma para varios caudales. Esta presión se denomina presión
del nodo. Para una presión fija de salida de la tubería PS, se
procede a calcular la presión de entrada de la misma para
varios caudales. Sé grafican las presiones del nodo obteni-
das en ambos casos contra los caudales estudiados y el pun-
to de corte de las dos curvas representa el punto de equili-
brio en donde el sistema operará.
Fig. 3. Diseño esquemático de un pozo con método de extracción
de crudo gas.
Fig. 5. Perdida de energía sistema de producción.
4. Camargo y col.
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Para un pozo de petróleo, en la Fig.7 se muestran los
posibles componentes de un análisis nodal para un pozo de
petróleo: el yacimiento, la cara de las perforaciones, la tu-
bería vertical, el cabezal, la línea de flujo y el separador.
También, se muestra en esta figura las posibles ubicaciones
de los nodos: en el yacimiento justo antes de las perforacio-
nes, en el fondo del pozo y en el cabezal antes o después
del estrangulador. En realidad, el nodo puede localizarse en
cualquier punto intermedio del sistema.
Fig. 7. Diferente análisis nodal para un pozo petrolero
4.1 Análisis nodal en el cabezal del pozo
El modelado de producción de un pozo a partir del
análisis nodal, se obtiene de la suma de las pérdidas de
energía en forma de presión de cada componente, que es
igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la pre-
sión de partida, Pws, y la presión final, Psep:
Pws – Psep = ΔPy + ΔPc + ΔPp + ΔPl
donde:
ΔPy = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento.
ΔPc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación.
ΔPp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo.
ΔPl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo.
Para realizar el balance de energía en el nodo se asu-
men convenientemente varias tasas de flujo, y para cada
una de ellas se determina la presión con la cual el yacimien-
to entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la presión reque-
rida en la salida del nodo para transportar y entregar dicho
caudal en el separador con una presión remanente igual a
Psep.
Para el modelado de la producción, tradicionalmente el
Análisis Nodal se aplica en el fondo del pozo, por el contra-
rio, en este trabajo el balance de energía se realizará a nivel
del cabezal del pozo (ver Fig.8), debido a que se dispone de
la instrumentación necesaria para el mismo (Camargo y
col., 2007) tal como se describe a continuación:
Presión de llegada al nodo:
Pwh (oferta) = Pws – Δpy – Δpc - ΔPp
Presión de salida del nodo:
Pwh (demanda) = Psep + ΔPl
La representación gráfica de la presión de llegada de
los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de produc-
ción se denomina Curva de Oferta de energía del yacimien-
to (“Inflow Curve”), y la representación gráfica de la pre-
sión requerida a la salida del nodo en función del caudal de
producción se denomina Curva de Demanda de energía de
la instalación (“Outflow Curve”).
Fig. 9. Intersección curva oferta vs. curva demanda
NODO
CABEZAL DEL POZO
Fig. 6. Análisis nodal.
Fig. 8. Nodo en el cabezal del pozo
Qliq
Pwhf
Curva Oferta
Curva Demanda
5. Un modelo de producción de pozos por levantamiento artificial utilizando análisis nodal 27
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El balance de energía entre la oferta y la demanda
puede obtenerse gráficamente. Para realizarlo, consiste en
asumir varias tasas de producción y calcular la presión de
oferta y demanda en el respectivo nodo, hasta que ambas
presiones se igualen. Para obtener gráficamente la solución,
se dibujan ambas curvas y se obtiene el caudal de produc-
ción donde se interceptan. De la intersección de la curva del
“Inflow” y la curva del “Outflow”, se obtiene sus respecti-
vos caudales de producción. En la Fig. 9 se representa un
valor de producción en función de la tasa de inyección de
gas.
Usando correlación de flujo multifásico vertical y para
cada caudal estudiado, se une la presión de cabezal con
la presión de fondo [1] y de esta manera unir la presión
de fondo con la presión de cabezal, con el fin de que los
fluidos asciendan hasta la superficie venciendo la fuerza
de gravedad y la fricción en las paredes internas de la
tubería de producción. El procedimiento es iterativo y se
debe probar con diferentes relaciones de gas líquido has-
ta alcanzar unir la presión de cabezal con la presión de
fondo.
5 Resultados: curva de oferta-demanda en pozo de
producción
Las características del pozo donde se implemento la
técnica de Análisis Nodal son las siguientes (ver tabla 1):
fluye sin reductor hacia la Estación de Flujo ubicada a
5360,89 ft y recibe gas levantamiento del Múltiple de
Gas ubicado a 508,530 ft. Las características generales
de flujo no han sido modificadas durante la prueba, no se
cambió el reductor, no se cambió la zona productora, ni
se realizó alguna estimulación química u otra alteración
sobre la productividad del pozo.
Tabla 1. Propiedades físicas del fluido
PTV
Gravedad crudo 25º
Corte de agua 6
Presión de fondo 1321
Temperatura de fondo (F) 200
Profundidad perforación 3489
La completación del pozo productor vertical de 3489
ft de profundidad, compuesto por dos válvulas de inyec-
ción y diámetro interno de 2,43 pulg. tal como lo describe
la Tabla 2.
El comportamiento de la inyección del gas de levan-
tamiento versus la producción en dicho pozos era el si-
guiente: inicialmente el pozo estaba operando a una tasa de
inyección de gas de 1,1 a 2,2 MMSCFD (ver Fig. 10), don-
de la producción asociada al pozo oscilaba en 30,5 BPND a
180,1 BPND, lo cual reflejaba alta inestabilidad de produc-
ción del pozo, aumento y disminución instantánea de las
Presiones del Revestidor (CHP), del Crudo de la Tubería
(THP) y de la Línea de Producción (PLP), causando bajo
niveles de producción de crudo.
Tabla 2. Sistema de completación de pozos
Pozo Profund (ft) Temp
(F)
DI (pulg)
Tubing 3266,00 200,00 2,43
Valv.2
GL 3184,00 200,00 0
Tubing 3184, 200,00 2,43
Valv.1
GL
1745,00 200,00 0
Tubing 1745,00 200,00 2,43
cabeza 0 90,00 0
Fig. 11 Curva “Inflow” y “Outflows
Utilizando la técnica de Análisis Nodal a nivel del ca-
bezal del pozo, el balance de energía se realizó con varias
tasas de flujo de inyección de gas en el rango de 0 a 1
MMSCFD, con el objetivo de estabilizar el pozo a valores
menores de inyección de gas que la presentada en su pro-
ducción inicial (ver Fig.10), y para cada tasa de inyección
de gas determinar las presiones del yacimiento que entrega-
ra dicho caudal al nodo y la presiones requerida en la salida
del nodo para transportarlo al separador.
Fig. 10. Curva de producción inicial
6. Camargo y col.
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Se graficaron ambas curvas (ver Fig. 11) y de la inter-
sección “Inflow” y “Outflows” se obtuvo el caudal de pro-
ducción. Con las tasas de flujo de gas y el caudal de pro-
ducción so obtuvo la curva de producción del pozo a
analizar. (ver Tabla 3 y Fig. 12).
De acuerdo a la Fig.12, las tasas de producción de cru-
do y gas deben estar en el orden de (246 a 250) BPND y
(0,5 a 0,7) MMSCFD. En tal sentido el valor de injección
de gas fue implantado en campo resultando un comporta-
miento del pozo estable permitiendo generar mayores nive-
les de producción en el orden de (250±5) BPND con una
inyección de gas (0,6±0,1) MMSCFD. Dichos valores se
obtuvieron a nivel de la estación de flujo correspondiente al
pozo analizado.
Tabla 3. Flujo de inyección vs. producción
Flujo de inyección Gas
(MMSCFD)
Barriles producción día
(BPND)
0 30
0,111 197
0,222 238,856
0,333 250,057
0,444 255,927
0,556 259,140
0,667 262,481
0,778 267,532
0,889 272,467
1 276,784
Fig. 12. Curva de producción obtenida
El Análisis Nodal tradicionalmente se aplica en el fondo
del pozo, requiriendo tecnología de fondo para la medición de
la presión de fondo fluyente y temperatura, caso que debido a
los costos de la misma no es rentable para pozo con produc-
ción menor a 500 BNPD. En tal sentido realizar el balance de
energía a nivel del cabezal del pozo, a través de la instrumen-
tación necesaria para el mismo (Camargo y col., 2007), permi-
te identificar la relación entre lo que el yacimiento es capaz de
aportar en comparación con lo que el sistema de levantamiento
puede manejar y de esta manera se determina la capacidad real
del pozo, generando incremento de producción a un menor co-
sto económico.
6 Conclusiones
Se ha presentado un modelo para mejorar la produc-
ción de pozos por levantamiento artificial por gas, utilizan-
do Análisis Nodal. La técnica permite determinar la tasa de
producción que puede producir el pozo, tomando en cuenta
la geometría de la perforación, completación y propiedades
físicas del fluido del yacimiento.
Los resultados del modelo se implementaron en cam-
po, presentando el pozo una tasa de producción de (250±5)
BPND con una inyección de gas (0,6±0,1) MMSCFD, lo
cual indica la efectividad de la técnica de análisis nodal.
El uso de este modelo obtenido a través de análisis no-
dal, constituye los primeros pasos en el proceso de optimi-
zación de la producción del yacimiento. Esto se orienta a la
construcción de mecanismos de observación, recolección de
datos y su interpretación a nivel del cabezal, con el objetivo
de dotar de inteligencia al proceso de producción, mediante
el auto-diagnostico y la auto-configuración en sitio.
Agradecimientos
Este trabajo ha sido financiado por el FONACIT bajo
el proyecto No. 2005000170, por el CDCHT-ULA a través
del proyecto No. I-820-05-02-AA y por el PCP “Automatiza-
ción Integrada en Procesos de Producción” No. 200500380.
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