Producción de hidrocarburos parte 1 ok

Ernesto Sánchez García
Agosto 2016

Introducción
Contenido
UNIDAD I. Métodos de Producción
Producción por Flujo Natural
Introducción
Equipos de Superficie y subsuelo
Ventajas y limitaciones
Recomendaciones Operacionales y de Seguridad
Métodos de Levantamiento Artificial por Gas (Gas Lift)
Introducción
Tipos de Levantamiento
Aplicaciones del Flujo Continuo e Intermitente

Producción por flujo natural
Contenido
Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico (BM)
Principio de Funcionamiento
Aplicaciones
Levantamiento Artificial por Bombeo de Cavidad Progresiva o Tornillo
(B.C.P.)
Aplicaciones

Contenido
Levantamiento Artificial por Bombeo Electrocentrífugo –Electrosumergible
(B.E.S.)
Aplicaciones
Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico (BH)
Aplicaciones

Contenido
UNIDAD II. Estaciones/Baterías Recolectoras de Flujo
Definición
Actividades principales que se realizan en una estación / baterías de flujo
Componentes y procesos principales de una estación de Flujo
Proceso de recolección
Líneas de flujo
Múltiples de recolección
Clasificación de los múltiples
Válvulas multipuertos
Proceso de separación
Funciones de separadores
Mecanismos de separación
Componentes del proceso de separación
Sistema de control de nivel y presión
Clasificación de los separadores

Contenido
UNIDAD II. Estaciones/Baterías Recolectoras de Flujo
Proceso de calentamiento o enfriamiento
Finalidad
Calentadores (Tipos)
Enfriadores (Tipos)
Calderas
Proceso de Medición/Prueba
Medición de crudo
Medición de gas

Temas a exponer
 UNIDAD I. Métodos de Producción
 Producción por Flujo Natural.
Introducción.
Equipos de Superficie y subsuelo.
Ventajas y limitaciones
Recomendaciones Operacionales y de Seguridad
Ernesto Sánchez García
Agosto 2016

Introducción
Recuperación Mejorada: Engloba la antes denominada Recuperación Secundaria y Terciaria.
Es todo proceso que incrementa económicamente el recobro de hidrocarburos remanentes en el
yacimiento, mediante la inyección de fluidos y/o energía.
ETAPAS DE UN PLAN DE EXPLOTACION DE UN YACIMIENTO

Introducción
Exploración
Descubrimiento
Delimitación
Desarrollo
Recuperación
primaria
Recuperación
secundaria
Recuperación
mejorada
Abandono

Introducción
PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
FASES DE LA
PRODUCCION DE
HIDROCARBUROS
- ALMACENAMIENTO, FISCALIZACION Y
TRANSPORTE y ENTREGA DE HIDROCARBUROS
- ACONDICIONAMIENTO Y TRATAMIENTO DE
FLUIDOS EN SUPERFICIE
- EXTRACCION DE FLUIDOS DELYACIMIENTO

Introducción

Introducción
• Básicamente, el sistema integral de producción es
un conjunto de elementos que transporta los fluidos
del yacimiento hacia la superficie, los separa en
aceite, gas y agua, y finalmente los envía a
instalaciones para su almacenamiento y/o
comercialización.
• Así mismo, un sistema integral de producción puede
ser relativamente simple o puede incluir muchos
componentes.

En la Figura 1.1, se puede observar
los componentes de un sistema
integral de producción.
(1) Yacimiento.
(2) Tubería de producción.
(3) Estrangulador.
(4) Separador.
(5) Tanque de almacenamiento.
(6) Válvula de tormenta.
(7) Presión en la cabeza del pozo
(pwh)
(8) Gas a petroquímica, criogénica,
estación de compresión.
(9) Crudo a refinación.
(10) Presión de fondo fluyendo
(pwf).
(11) Presión de yacimiento (py).

Válvula de Seguridad o Tormenta
• Están diseñadas para cerrar
un pozo. Se clasifican en dos
tipos: auto controladas, las
cuales se accionan cuando se
tienen cambios en la presión
o en la velocidad, en el
sistema de flujo; y
controladas desde la
superficie, las cuales reciben
el nombre de válvulas de
tormenta y se utilizan
generalmente en pozos
marinos, cuyo control es más
difícil y en zonas donde el
mal tiempo es frecuente.

Los componentes básicos de un
sistema integral de producción son:
• Yacimiento.
• Pozo.
• Tubería de descarga.
• Estrangulador.
• Separadores y equipo de procesamiento.
• Tanque de almacenamiento.

Para tener pleno conocimiento del funcionamiento
de un sistema integral de producción, se debe contar
con el concepto de cada uno de los componentes
que lo conforman. A continuación se da una breve
definición de los componentes considerados.

Yacimiento.
• Es la porción de una trampa geológica que contiene
hidrocarburos y que se comporta como un sistema
interconectado hidráulicamente. Algunos
yacimientos están asociados a grandes volúmenes
de agua denominados acuíferos. Los hidrocarburos
parcialmente ocupan los poros o huecos de la roca
almacenadora y normalmente están a la presión y
temperatura debidas a las profundidades a que se
encuentra el yacimiento.

Pozo.
• Es un agujero que se hace a través de la roca hasta
llegar al yacimiento; en este agujero se instalan
sistemas de tuberías y otros elementos, con el fin de
establecer un flujo de fluidos controlados entre la
formación productora y la superficie.

Tubería o línea de Descarga.
• Las tuberías son estructuras de acero, cuya finalidad
es transportar el gas, aceite y en algunos casos agua
desde la cabeza del pozo hasta el tanque de
almacenamiento. Los costos específicos en el
transporte tanto de aceite como de gas disminuyen
cuando la capacidad de manejo aumenta; esto se
logra si el aceite, gas y agua se transportan en
tuberías de diámetro óptimo, para una capacidad
dada.

Estrangulador.
• Es un aditamento que se instala en los pozos
productores con el fin de establecer una restricción
al flujo de fluidos. Es decir, permite obtener un
gasto deseado, además de prevenir la conificación
de agua, producción de arena y sobre todo, ofrecer
seguridad a las instalaciones superficiales.

Separadores.
• Los separadores como su nombre lo indica, son
equipos utilizados para separar la mezcla de aceite y
gas, y en algunos casos aceite, gas y agua que
proviene directamente de los pozos. Los
separadores pueden clasificarse por su forma o
geometría en horizontales, verticales y esféricos, y
por su finalidad, separar dos fases (gas y líquido) o
tres (gas, aceite y agua).

Tanques de Almacenamiento.
• Son recipientes de gran capacidad de almacenar la
producción de fluidos de uno o varios pozos. Los
tanques de almacenamiento pueden ser estructuras
cilíndricas de acero instalados en tierra firme, o
bien, buque- tanques, usualmente utilizados en
pozos localizados costa afuera. En la industria
petrolera, los tanques pueden tener una capacidad de
almacenamiento que va desde 100,000 hasta
500,000 barriles. En México, generalmente se
cuenta con tanques de almacenamiento de 500,000
barriles.

Un pozo productor de petróleo o de gas es un hoyo construido en el subsuelo para
alcanzar un depósito de hidrocarburos y facilitar la extracción de los mismos.
El Pozo debe cumplir con las siguientes funciones:
- Permitir el acceso al depósito de hidrocarburos bajo la tierra.
- Conectar las formaciones productoras con la superficie.
- Permitir que el hidrocarburo alcance la superficie terrestre en forma segura y
efectiva.
- Dar soporte al equipo de superficie para controlar la producción y permitir su
mantenimiento(operaciones de guayafina, workover, etc.).
CONSTRUCCION DEL POZO PRODUCTOR

PROCESO DE CONSTRUCCIÓN DE UN POZO PRODUCTOR

COMPLETACION DEL POZO PRODUCTOR
Completación del pozo significa preparar el pozo para producir petróleo y gas
a presiones y caudales controlados. La completación final del pozo
comprende las siguientes fases:
1.- Realizar prueba de producción al pozo.
2.- Instalación del revestidor de producción.
3.- Instalación de la empacadura, tubería de producción y cabezal del pozo.
4.- Puesta en producción del pozo.

Terminación y pruebas de producción del pozo
1.- Prueba de producción
al pozo: Esta prueba
permite determinar el
potencial de producción que
presenta la formación donde
se completara el pozo. Esta
prueba es conocida como
DST (Drill Stem Test). Esta
prueba permite estimar la
tasa de producción
promedio que este es capaz
de producir el pozo.

2.- Terminación del fondo del pozo: Instalación del revestidor de producción
Hoyo desnudo Liner ranurado Liner
cementado y
cañoneado
Liner
preempacado con
empaque cado
con grava en hoyo
desnudo
Liner preempacado
con empaque con
grava dentro de liner
externo cementado y
cañoneado
Formaciones consolidadas__________ Formaciones no consolidadas

COMPONENTES DE LA TERMINACIÖN DE UN POZO
En la etapa de terminación se busca convertir un pozo perforado en un seguro y eficiente sistema de
producción o inyección. Para ello se necesita la selección y combinación de una serie de componentes
entre los cuales tenemos los siguientes:
Fluidos

EMPACADURAS DE
PRODUCCIÓN
VALVULA DE SEGURIDAD Y
MANGAS DESLIZANTES

NIPLE DE ASIENTO Y
JUNTA DE EXPANSION
LINER RANURADO

LINER PREEMPACADO EMPAQUE CON GRAVA

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
La tubería de producción es el conducto principal de la zona productora hacia la superficie.
Por consiguiente, una selección, diseño e instalación adecuados es una parte muy importante
de cualquier sistema de terminación.
Las tubería pueden variar en longitudes desde 18 a 35
pies, sin embargo, el tubo es aproximadamente de 30
pies. En todos los envíos la longitud va a variar, por lo
tanto, una medición precisa de cada tubo es esencial.
Pup joints (tubos cortas para espaciar la tubería) vienen
disponibles en medidas cortas entre 2’ a 20’ en
incremento de 2’.
La tubería también viene disponible en una variedad de
rangos de OD. Los más comunes: 2 3/8", 2 7/8", 3 1/2",
4 1/2", 5.0" 5 1/2" 6 5/8", 7" 9 5/8" 10 3/4".
Los tipos más comunes de tubos, tienen rosca en ambos
extremos (pin end) y conectada por acoples (caja). :

EMPACADURA Y TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

CAÑONEO DEL POZO
El Cañoneo o disparos es el
proceso mediante el cual se
crean aberturas a través de la
tubería de revestimiento y el
cemento, con la finalidad de
establecer comunicación entre el
pozo y la formación.

PARTES Y GEOMETRÍA DEL CAÑONEO
Fases
Densidad de Disparo
Diámetro del hoyo
Penetración

MÉTODOS DE CAÑONEO:
Existen tres métodos básicos de cañonear los pozos.
• Cañones bajados a través de la tubería de producción (Through Tubing).
• Cañones bajados a través del revestidor (Casing Gun).
• Cañones transportados con tubería (TCP).
Through Tubing Casing Gun TCP

3.- Terminación de la parte superior del pozo: Instalación de la empacadura,
tubería de producción y cabezal del pozo
Sin tubería Sencilla simple Sencilla selectiva Doble simple
_________Sencilla__________Monobore_ Multiple

CABEZAL DE PRODUCCION

CABEZAL DE PRODUCCION CHOKES O
ESTRANGULADORES
POSITIVO

CABEZAL DE PRODUCCION CHOKES O
ESTRANGULADORES
AJUSTABLE

CABEZAL DE
PRODUCCIÓN
Y LINEA DE FLUJO

DIAGRAMA MECÁNICO
DE UN POZO

 AIREADOS/ESPUMOSOS
 ACEITE.
 AGUA.
 SALMUERAS.
 CLORURO DE SODIO Y CALCIO.
 NITRATO DE CALCIO
CLORURO DE ZINC
CLORURO DE CALCIO.
 LODO CONVENCIONAL.
 LODO A BASE DE ACEITE ó EMULSIONES
INVERSAS.
 FLUIDOS A BASE DE POLÍMEROS.
FLUIDOS DE COMPLETACIÓN

PRESION DIFERENCIAL

Consiste en conectar el pozo a la
línea de flujo, que conducirá la
producción a la estación de flujo
más cercana al pozo y luego
ponerlo en producción al pozo.
Normalmente esto se logra
desplazando el lodo de perforación
que todavía está llenando el pozo,
por una salmuera de densidad
ligeramente menor a la del lodo.
Esto provocara una situación de
sub balance que hará que el fluido
del yacimiento penetre al pozo y de
esta forma se iniciara la producción
por flujo natural del mismo
4.- PUESTA EN PRODUCCIÓN DEL POZO

POZO PRODUCTOR POR
FLUJO NATURAL
Flujo Natural: Es el tipo de
producción más prácticos y menos
costosos, ya que su producción es
impulsada por la presión natural
existente en la formación. Esta es
suficiente para que el crudo fluya
hasta la superficie por si mismo sin
dificultad alguna. En este tipo de
pozos se necesita de muy pocos
equipo y herramientas para su
terminación.

Ventajas:
 El mecanismo de flujo natural representa la forma más económica
y simple de producir un pozo, ya que la energía para el proceso es
aportada por el mismo yacimiento.
 Se necesita instalar pocos equipos para el control de la producción, el
cual se realiza en la superficie por medio del llamado cabezal o "árbol
de válvulas, compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y
cerrar el pozo a voluntad y por los estranguladores o chokes que
permiten establecer la tasa de producción que se quiera dar al pozo.

Desventajas:
 El flujo natural no ocurre en la mayoría de los pozos y cuando pasa, la
energía natural que empuja a los fluidos hasta la superficie deja de
ser suficiente con el tiempo, por lo cual es necesario recurrir a los
métodos de levantamiento artificial para continuar extrayendo los
fluidos del yacimiento.
 Con la producción artificial del pozo comienza la fase más costosa y
complicada de la explotación de un yacimiento debido al costo de
estos equipos y a la complicada que se vuelve el funcionamiento del
pozo.

EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES

El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos
desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la
estación de flujo. :
EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES

CAÍDAS DE PRESIÓN EN EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

REPRESENTACIÓN GRAFICA DE CAÍDAS DE PRESIONES EN EL
SISTEMA DE PRODUCCIÓN

El movimiento del petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece un
gradiente de presión (ΔP1) en el área de drenaje. El caudal o tasa de flujo (Qo)
que se establezca dependerá no solo de dicho gradiente, sino también de la
capacidad de flujo de la formación productora, que dependerá de:
- producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena neta
petrolífera (Ko.h).
- resistencia a fluir del fluido representada a través de su viscosidad (μo).
I.- FLUJO DE PETRÓLEO EN EL YACIMIENTO
Dado que la distribución de presiones en el yacimiento Pr cambia a través del
tiempo hay distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de drenaje
al abrir a producción un pozo, y en cada uno de ellos se puede describir la
ecuación que regirá la relación entre la presión fluyente Pwf y la tasa de
producción Qo que será capaz de aportar el yacimiento hacia el pozo.

I.- FLUJO DE PETRÓLEO EN EL YACIMIENTO
Existen tres estados de flujo dependiendo de cómo es la variación de la presión
del fluido con respecto al tiempo:
1. Flujo No Continuo: dP/dt ≠ 0
2. Flujo Continuo: dP/dt = 0
3. Flujo Semicontinuo: dP/dt = constante
Estados del flujo de fluidos en el yacimiento

1) Flujo No-Continuo o Transitorio:
Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de
drenaje cambia con tiempo, (dP/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente
se presenta cuando se abre a producción un pozo que se encontraba cerrado ó
viceversa. Dado que el diferencial de presión no se estabiliza es difícil
establecer ecuaciones precisas que permitan estimar la tasa de producción en
este estado de flujo.
2) Flujo Continuo o Estacionario:
Es un tipo de flujo donde la distribución de presión no cambia con tiempo a lo
largo del área de drenaje, (dP/dt = 0). Se presenta cuando se estabiliza la
distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un
yacimiento lo suficientemente grande, ó asociado a un gran acuífero para
mantener constante la presión estatica (Pr). En este caso si es posible establecer
ecuaciones para determinar el caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo.

La Ecuación de Darcy para flujo radial
permite estimar la tasa de producción de
petróleo que será capaz de aportar un área de
drenaje de forma circular hacia el pozo
productor bajo condiciones de flujo
continuo.
Ecuaciones de flujo para estado continuo.
Para yacimientos sub-saturados (Pwf >Pb)
Simplificaciones de la Ecuación de
Darcy

Se define índice de productividad (J) a la relación existente entre la tasa de
producción, qo, y el diferencial entre la presión del yacimiento y la presión
fluyente en el fondo del pozo, (Pws- Pwf).
De la ecuación de Darcy se puede obtener el índice de productividad, despejando
la relación que define al J, es decir:
Índice de productividad de un pozo
J = constante ( periodos cortos)

En las ecuaciones anteriores la tasa es de petróleo, qo, ya que se había asumido
solo flujo de petróleo, pero en general, la tasa que se debe utilizar es la de
líquido, ql, conocida también como tasa bruta de liquido, ya que incluye el agua
producida.
Índice de productividad de un pozo
Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/lpc:
Baja productividad: J < 0,5
Productividad media: 0,5 < J < 1,0
Alta Productividad : 1,0 < J < 2,0
Excelente productividad: J >2,0
ql = qo + qw

La curva IPR o comportamiento de afluencia de la formaciones productoras, es
la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwf, y las tasas de
producción de líquido ql que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una
de dichas presiones. Es decir para cada Pwf existe una tasa de producción de
líquido ql, que se puede obtener de la definición del índice de productividad:
ql= J.(Pws - Pwf)
IPR (Inflow Performance Relationships)
J y Pws = constantes ql = f (Pwf)

IPR Lineal
Para yacimientos subsaturados (Pwf > Pb), la representación gráfica de Pwf en
función de ql es una línea recta en papel cartesiano.

Ecuación de Vogel
En yacimientos saturados (Pwf < Pb), existe flujo de dos fases: una liquida
(petróleo) y otra gaseosa (gas libre).. Para este caso se puede obtener la IPR en
caso de tener flujo bifásico en el yacimiento utilizando la Ecuación de Vogel.

En yacimientos reales existirá flujo de una fase liquida (petróleo) para Pwf> Pb y
flujo bifásico para Pwf< Pb. En estos casos la IPR tendrá un comportamiento
lineal para Pwf mayores o iguales a Pb y un comportamiento tipo Vogel para Pwf
menores a Pb tal como se muestra en la siguiente figura.
Flujo combinado de gas y petróleo en yacimientos reales

Para cada presión fluyente en el fondo del pozo (en la cara de la arena) el área
de drenaje del yacimiento quedará sometida a un diferencial de presión que
dependerá de la energía del yacimiento (Pws-Pwfs), este diferencial provocará
el flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo y la mayor o menor tasa de
producción aportada dependerá fundamentalmente del índice de productividad
del pozo.
COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA LAS FORMACIONES
PRODUCTORAS.
La IPR es conocida también como la curva de oferta de energía , ya que
representa la energía que posee el fluido que llega al fondo del pozo fluyendo
desde el yacimiento para cualquier tasa de producción .

Caídas de Presión en el Sistema de Producción

El estudio del comportamiento del flujo multifásico en tuberías permite estimar
la presión requerida que debe tener el fluido en el fondo del pozo para
transportar un determinado caudal de producción hasta el separador en la
estación de flujo en superficie. El objetivo del estudio es determinar mediante
el uso de correlaciones de flujo multifásico en tuberías (FMT), la habilidad
que tiene un pozo para impulsar hacia la superficie los fluidos del yacimiento.
II.- COMPORTAMIENTO DEL FLUJO MULTIFÁSICO EN EL
POZO
Durante el transporte de los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador
en la estación de flujo existen pérdidas de energía tanto en el pozo como en la
línea de flujo en la superficie. Estas fuentes de pérdidas de energía provienen
de los efectos gravitacionales, fricción y cambios de energía cinética que
experimenta el fluido a todo lo largo de su trayectoria hasta la superficie.

ECUACIÓN GENERAL DEL GRADIENTE DE PRESIÓN
DINÁMICA DEL POZO
El punto de partida de las diferentes correlaciones de FMT es la ecuación
general del gradiente de presión de un fluido monofásico dentro de una
tubería, la cual puede escribirse de la siguiente manera:
.

Burbuja. Tapón Transición Neblina
PATRONES DE FLUJO PARA FLUJO MULTIFÁSICO
VERTICAL Y FUERTEMENTE INCLINADO.
Gas natural Petroleo

Correlaciones de flujo multifásico mas utilizadas en tuberías
Entre las correlaciones para flujo multifásico que cubren amplio rango de tasa de
producción y todos los tamaños típicos de tuberías se encuentran, para flujo
horizontal: Beggs & Brill, Duckler y colaboradores, Eaton y colaboradores, etc. y
para flujo vertical: Hagedorn & Brown, Duns & Ros, Orkiszewski, Beggs &
Brill, Ansari, Gilbert, etc.
Correlación de Orkiszewski.

CURVAS DE GRADIENTE DE PRESION
FLUJO VERTICAL FLUJO HORIZONTAL
Otra forma de analizar el flujo vertical y horizontal en tuberías es mediante el uso
de las curvas de gradiente de presión dinámica que se pueden encontrar publicadas
en manuales o textos especializados.

USO DE LAS CURVAS DE GRADIENTE DE PRESIÓN
Ya sea mediante el uso de las correlaciones FMT o sus curvas de gradiente, se
pueden calcular las caidas de presion ΔP3 y ΔP4 , lo que permite estimar
directamente los valores del Pwh y Pwf requeridos para el transporte de los
fluidos multifasicos en tuberias desde el fondo del pozo hasta el separador en
superficie.

CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA DE DEMANDA DE ENERGÍA
Si se evalúan las Pwh y las Pwf requeridas para distintas tasa de producción de
liquidos ql y se grafican, se obtienen las llamadas curvas de demanda de energía.
Las curvas de demanda de energia representan las pérdidas de presión que
experimentara el fluido tanto en la línea de flujo en superficie, ΔPl, como en la
tubería de producción en el pozo, ΔPp, para distintas tasas de producción de
liquidos ql.

CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL POZO EN FLUJO NATURAL
La capacidad de producción del pozo en flujo natural lo establece la tasa de
producción para la cual la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento se iguala
a la capacidad de extracción de fluidos del pozo conjuntamente con su línea de
flujo en la superficie.
Para obtener gráficamente la tasa de producción antes mencionada se debe dibujar
en la misma grafica las curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del
pozo, tal como se muestra a continuación:

USO DE REDUCTORES O CHOKES PARA CONTROLAR LA
PRODUCCIÓN DEL POZO EN FLUJO NATURAL
Cuando se requiere controlar la tasa de producción de un pozo se debe instalar un
reductor o choke de producción en la caja de “choke” que se encuentra en el
cabezal del pozo. La reducción brusca del área expuesta a flujo provocará una alta
velocidad de la mezcla multifásica a través del orificio del reductor de tal forma
que la presión del cabezal no responderá a los cambios de presión en la línea de
flujo y en la estación, en otras palabras, la producción del pozo quedará
controlada por la presión de cabezal Pwh impuesta por el tamaño del
reductor instalado.
Estos dispositivos constituyen el medio más efectivo y económico de
controlar la producción de los pozos e incrementar de esta forma el recobro
final de los yacimientos.

RAZONES PARA CONTROLAR LA TASA DE PRODUCCIÓN
- Aumentar la seguridad del personal de campo al reducir la presión en la
superficie
- Proteger al pozo de contrapresiones originadas en superficie.
- Evitar la conificación de agua y gas.
- Minimizar la migración de finos.
- Minimizar la entrada de arena al pozo.
- Proteger el equipo de superficie de la alta presión, erosión, turbulencia, etc.
- Mantener flexibilidad en la producción total del campo para acoplarla a la
demanda de petróleo impuesta por el mercado internacional.

ECUACIONES PARA ESTIMAR EL COMPORTAMIENTO DE
LOS REDUCTORES O CHOKES
La ecuación de Gilbert (1954) representa la forma como están relacionadas las
variables principales que gobiernan el comportamiento de los reductores en el
pozo y es válida solo para condiciones de flujo crítico. Originalmente fué
presentada de la siguiente manera:
Donde:
R = es la relación gas líquido en mpcn/bn.
q = tasa de líquido en pcn/bn.
S = diámetro del orificio del reductor, en 64 avos de pulg.
Pwh = presion del cabezal en lpca

OTRAS CORRELACIONES UTILIZADAS PARA ESTIMAR EL
COMPORTAMIENTO DE ESTRANGULADORES

BALANCE DE ENERGIA EN BASE A NODOS (ANALISIS NODAL)
nodo

BALANCE DE ENERGIA EN EL POZO EN BASE A NODOS
(ANALISIS NODAL)

Para obtener una solución analítica de las ecuaciones de análisis nodal, se debe
utilizar un procedimiento de ensayo y error asumiendo varias tasas de flujo y
para cada una de ellas determinar la Pwf de oferta y la Pwf de demanda. Luego
con algoritmos matemáticos acelerar la convergencia hasta que Pwf oferta ≈
Pwf demanda. Este es la forma de trabajo de algunos de los diferentes softwares
conocidos de Analisis Nodal que hay disponible en el mercado.
SOLUCION ANALITICA DE LAS ECUACIONES DE ANALISIS
NODAL

PRINCIPALES APLICACIONES DELANÁLISIS NODAL
- Selección del diámetro optimo de Tubing.
- Selección del diámetro optimo de Línea de Flujo.
-Diseño del empaque por grava.
- Selección del tamaño optimo del estrangulador.
- Selección del tamaño optimo de la válvula de seguridad subsuperficial.
- Analizar restricciones anormales de flujo.
- Diseño de los sistemas de Levantamiento Artificial.
- Analizar los efectos de la compresión de gas en el pozo.
-Analizar la densidad de cañoneo del pozo.
- Otros

OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCION APLICANDO
ANÁLISIS NODAL
Optimizar un proceso es hacer que este funcione a su máxima capacidad y de
la forma mas eficiente posible. En el caso del proceso de producción de un
pozo, una de las formas de optimizarlo es asegurar que este operando a su
máximo potencial de producción.
Una técnica reconocida y confiable que ayuda en esta tarea es el Análisis
Nodal, la cual es una herramienta muy flexible que permite analizar tanto las
condiciones en las cuales esta operando un pozo como evaluar las diferentes
alternativas para mejorar su productividad.

Qliq. (Bnp/d)
AUMENTANDO
OFERTA
DEMANDA
OFERTA
DISMINUYENDO
LA DEMANDA
q2 q3q1
Pwf
(psi)
OPTIMIZACION DE UN POZO MEDIANTE ANALISIS NODAL

PRINCIPALES PARAMETROS SUSCEPTIBLES DE OPTIMIZACION
MEDIANTE ANALISIS NODAL

Bibliografía
 Arnold Ken, Stewart Maurice. Surface Production Operations Volume 1. Gulf Publishing
Company. 2da ED. Houston TX, USA. 1999.
 Guo Boyun, Lyons William C., Ghalambor Ali. Petroleum Production Enginnering A
Computer-Assisted Approach. Eliservier Science & Technology Books. 2007. ISBN:
0750682701.
 Abarca A. Alberto A, Pernalete P. María F., Pernía P. Aidmar A. Compendio Producción
de hidrocarburos II. Instituto Universitario Politécnico “Santiago Marino”. Maracaibo
Venezuela. 2016.

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