Soluciones para análisis de productividad: Fondo, cabezal y separador

Los análisis que se realizan de un sistema de producción en su conjunto permiten predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos. Como resultado de este análisis se puede obtener, por lo general, una mejoría en la eficiencia de flujo o bien un incremento en la producción. (Tiempo de Lectura: 12 minutos). El análisis nodal es una técnica basada en procedimientos de análisis de sistemas que consiste en combinar los distintos componentes de un pozo de gas o petróleo, con el propósito de predecir las tasas de flujo y optimizar los distintos componentes en el sistema, para así tomar decisiones que conlleven al aumento en la producción de los hidrocarburos del yacimiento. Este método tiene la particularidad de combinar la habilidad del pozo para producir fluidos (IPR, Inflow Performance Relationship) con la habilidad del sistema de tuberías para manejarlos (VLP, Vertical Lift Performance), tomando en cuenta la manera como se interrelacionan las distintas pérdidas de presión.

1. Flujo a través de un medio poroso (yacimiento), donde se toma en cuenta el daño ocasionado por el lodo de perforación, la cementación, el cañoneo, etc.
2. Flujo a través de la tubería vertical (tubería de producción), considerando todas las restricciones de los posibles aparejos colocados en la tubería, por ejemplo empacaduras, reductores de fondo y válvulas de seguridad, entre otros.
3. Flujo a través de la tubería horizontal (línea de descarga), tomando en cuenta los estranguladores de superficie, medidores de orificio, bombas y el resto de facilidades colocadas antes de que el fluido llegue al separador. Usualmente se divide en dos partes, la tubería horizontal antes del estrangulador y la tubería horizontal después del estrangulador.

1. Solución en el fondo del pozo

Probablemente la posición solución más común es el fondo del pozo, es decir en el centro del intervalo perforado (Nodo 6 de la Figura 1). Para encontrar la tasa de flujo en esta posición el sistema completo se divide en dos componentes: El yacimiento y el sistema total de tubería. En este caso se debe construir la curva de oferta, a partir de las presiones de fondo y las tasas de flujo (Curva IPR), y la curva de demanda, a partir de las tasas asumidas, y sus correspondientes presiones de cabezal, y las presiones de fondo requeridas a partir de las correlaciones de flujo multifásico (Curva VLP). La intersección de ambas curvas muestra la tasa de flujo posible para el sistema, que no es la mínima ni la máxima, y mucho menos la óptima, sino la tasa a la cual el pozo producirá para el sistema de tubería instalado, mientras no se realice ningún cambio en el sistema, es decir, el tamaño en las tuberías, el estrangulador, la presión de separador o el cambio en la curva de IPR a través de una estimulación.

Fig. 2. Predicción de comportamiento futuro.

2. Solución en el tope del pozo

Otra posición solución muy común es el tope del pozo, es decir el cabezal o árbol de navidad, ubicado en el nodo 3 de la Figura 1. El sistema completo es de nuevo dividido en dos componentes con el propósito de hallar la tasa de flujo posible. El separador y la línea de flujo se consideran como un solo componente; se comienza con la presión de separador, determinando la presión de cabezal necesaria para mover las tasas de flujo asumidas, a través de la línea de flujo hasta el separador. El yacimiento y la sarta de tubería de producción se consideran como el otro componente; se comienza con la presión del yacimiento y se prosigue hasta el medio de las perforaciones para obtener Pwf, utilizando la curva apropiada o ecuación IPR; luego se utiliza esta presión y se prosigue hasta el tope de la tubería a fin de hallar la presión necesaria en el cabezal para la tasa de flujo establecida.

Fig. 4. Efecto del cambio de diámetro de tubería en la producción del pozo.

3. Solución en el separador 

La selección de la presión de separador es crítica cuando se diseñan sistemas rotativos de levantamiento artificial por gas, o cuando la presión del gas debe ser incrementada en el separador para que fluya a una presión mas alta dentro del sistema, tal como en una línea de distribución de gas de venta o en otro sistema de recolección. La presión del separador controla la presión de succión del compresor y está directamente relacionada con los requerimientos de potencia del compresor. Por consiguiente, la presión del separador no debería disminuir o incrementarse indiscriminadamente, sin haber llevado a cabo el análisis sobre el sistema completo de bombeo, y en particular sobre la línea de flujo. Aún cuando se intuya que una disminución en la presión del separador incrementará enormemente la tasa de flujo, esto puede no ser del todo cierto. Hay muchísimos casos donde una disminución en la presión del separador fracasa en el cambio de la tasa de productividad. La razón por la cual esto sucede es que la línea de flujo o la tubería puede estar sirviendo como restricción. En pozos de baja productividad, el yacimiento por si mismo puede ser la restricción y un cambio en la presión del separador tendrá muy poco efecto sobre la tasa de producción, ya que una adicional caída de presión ofrece un pequeño incremento en la productividad.