El análisis nodal permite entre muchas cosas, hacer un cotejo de las
condiciones de productividad de un pozo de gas y petróleo. El sistema
esta conformado básicamente por el comportamiento o aporte de fluidos
desde el yacimiento (curva de oferta o inflow) y la curva de
levantamientos de fluidos (llamada generalmente, curva de demanda,VLP u
outflow).
Las ecuaciones matemáticas para el cálculo del inflow se basan
generalmente en modelos de índice de productividad, la ecuación de
Darcy, Vogel, Jones y Forchheimer, mientras que la curva de
levantamiento puede ser calculada con las correlaciones de Hagerdon
& Brown, Beggs & Brill, Duns & Ros (que son las
tradicionales, por así decirlo).
La intersección de estas dos en la
gráfica de pwf vs. q es la condición actual de operación del pozo en
estudio. Ahora bien, las curvas de VLP se van a encontrar influenciadas
por dos fenómenos que ocurren a nivel de pozo: la primera es el efecto
de holdup, que no es más que es resbalamiento de líquido producto de los
cambios termodinámicos dentro del tubing que no pueden ser levantado
por la columna de fluidos (por ejemplo el gas, de un pozo de gas
condensado) y el segundo factor es más que todo, el efecto de fricción
que ocurre entre el fluido y algunos componentes mecánicos del pozo
(niples de asiento, válvulas SSSV, crossover, etc). Generalmente, cuando
se hace un estudio de análisis nodal se debe observar estos dos
fenómenos de acuerdo a los parámetros de ajustes que tiene internamente
cualquier simulador.
Para ahondar en el tema, revisen las siguientes presentaciones:
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