DETERMINACION DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD PARA POZOS DE PETROLEO

Presentación del tema: "DETERMINACION DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD PARA POZOS DE PETROLEO"— Transcripción de la presentación:

1 DETERMINACION DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD PARA POZOS DE PETROLEO

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3 EXPANSION DE LA ROCA Y LIQUIDOS

4 Características en la producción
Los yacimientos de petróleo que tienen como energía de empuje una liberación del gas tiene las siguientes características. Rápida declinación de la presión. Mínima producción de agua durante la vida productiva del yacimiento. Rápido Incremento en la relación gas-petróleo. Siempre y cuando la presión del yacimiento se encuentre por debajo de la presión de burbujeo Baja recuperación de petróleo en la fase final de explotación del yacimiento. Este mecanismo generalmente es el menos eficiente.

5 EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN

6 Características en la producción
Lenta declinación de la presión Muy Poca producción de agua. Mínima producción de agua durante la vida de producción del yacimiento. Incremento gradual en la relacion gas-petróleo. Se ve un aumento gradual de la relación gas-petróleo. Mientras más cerca estén ubicados los baleos de la zona de la capa de gas, su relación gas-petróleo será mucho mayor y a medida que avance la explotación esta aumentará considerablemente.

7 EMPUJE POR CAPA DE GAS

8 EMPUJE POR AGUA O HIDRAULICO

9 EMPUJE POR SEGREGACIÓN GRAVITAC.

10 COMPARACIÓN DE PRESIÓN
Pi PRESION PSIA Empuje hidráulico Empuje gas en solución Empuje capa gas Empuje segregación gravitacional PRODUCCION ACUMULADA Np bbl

11 Empuje segregación grav. PRODUCCION ACUMULADA Np bbl
COMPARACIÓN RGP Empuje gas en solución Empuje segregación grav. RAZON GAS-PETRÓLEO Empuje capa gas Empuje hidráulico PRODUCCION ACUMULADA Np bbl

12 PRODUCCION ACUMULADA Np bbl
COMPARACIÓN DE RAP Empuje hidráulico RAZON AGUA-PETRÓLEO Empuje gas en solución Empuje segregación grav. Empuje capa gas PRODUCCION ACUMULADA Np bbl

13 EFICIENCIA DE MECANISMOS
EFICIENCIA SEGÚN EL TIPO DE EMPUJE TIPO DE MECANISMO RECUPERACIÓN Expansión de la roca y liq. 1-10 % Empuje por gas liberado 10-25 % Empuje por segregación g. 25-40 % Empuje por capa de gas 40-55 % Empuje por Agua 55-70 %

14 ECUACIÓN DE FLUJO (LEY DE DARCY) Se debe tomar nota que los experimentos de Darcy son hechos tomando como base el agua como fluido. El filtro de arena fue saturado completamente con el agua, por lo tanto ningún efecto de las propiedades de fluido fueron involucradas. Ya que los filtros de arena de Darcy son de área constante, así la ecuación no calcula los cambios de velocidad con respecto la posición. siendo escrita la ley de Darcy en forma diferencial de la siguiente manera:

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16 Flujo de lineal: Para flujo lineal, el área de flujo es constante, debiendo integrar la ecuación de Darcy para obtener la caída de presión que ocurre en una longitud dada L:

17 Donde C es un factor de conversión de unidades
Donde C es un factor de conversión de unidades. El valor correcto para C es 1.0 para las unidades de Darcy y x para las unidades de campo práctica o aplicaciones. Flujo radial Aunque el flujo lineal raramente ocurre en un reservorio, nosotros usaremos estas ecuaciones después para calcular la caída de presión a través de la formación siendo esta:

18 Para flujo radial también se puede usar la ley de Darcy para calcular el flujo dentro del pozo donde el fluido converge radialmente a un pozo relativamente pequeño. Definiendo el cambio de presión con la ubicación como negativa con respecto a la dirección de flujo dp/dx se vuelve –dp/dr haciendo estas sustituciones en la ecuación ésta queda de la forma:

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20 Para unidades de campo la ecuación es:

21 PREDICCION DEL IPR PARA POZOS DE PETROLEO
Índice de productividad: Se define índice de productividad (J) a la relación existente entre la tasa de producción, qo, y el diferencial entre la presión del reservorio y la presión fluyente en el fondo del pozo. J = 𝑞𝑜 (𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓)

22 IPR (Inflow Performance Relationships) Relaciones del comportamiento de influjo. La curva IPR es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwf, y las tasas de producción de líquido 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 qo, que se puede obtener de la definición del índice de productividad: qo = 𝐽 (𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓)

23 METODO DE VOGEL En base a resultados Vogel ha desarrollado una ecuación empírica para el cálculo de la IPR para pozos de petróleo con empuje de gas disuelto en el caudal, la presión media de yacimiento es menor que la presión en el punto de burbujeo. El método de Vogel fue desarrollado usando los modelos de reservorios propuestos por Weller para la construcción de la curva IPR mediante la siguiente ecuación. 𝑞𝑜 𝑞𝑚𝑎𝑥 = 1 – 0.2 * ( 𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑟 ) * ( 𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑟 )2

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25 METODO DE VOGEL MODIFICADO POR STANDING (sin daño)
METODO DE VOGEL MODIFICADO POR STANDING (sin daño). La determinación del IPR presentada por Vogel no toma en cuenta el cambio de la permeabilidad absoluta en el reservorio, Standing propuso un procedimiento para modificar alteración de permeabilidad que puede ser expresado en término de una relación del índice de productividad o eficiencia de flujo donde: FE = Pr – Pwf'/ Pr – Pwf = q / IP′ q / IP = IP / IP'

26 Siguiendo el procedimiento usado por Standing para la construcción de la curva IPR se debe tomar en cuenta los siguientes parámetros: Seleccionar el valor de FE Asumir un rango de valores para Pwf/ Pr. Para cada etapa asumida calcular los correspondientes valores de Pwf/Pr. Calcular qo/qomax para cada valor de Pwf/Pr asumido en las etapas al figura 4.27 puede ser expresada en base a las combinaciones de las ecuaciones 4.41 y 4.42 dada por: Para reservorio bajo saturado con FE ≠ 1 qo = J * (Pr –Pb) + J*Pb / 1.8 [ 1.8 (1- Pwf / Pb) – 0.8 (FE)*(1 – Pwf / Pb)2 ]

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28 METODO DE FETKOVICH Es un método que combina la aproximación de Vogel con la consideración log-log. Fetkovich tiene como punto de partida la ecuación de Everdinger y Muskat para un flujo bifásico con un único pozo de radio rw que esta drenando un reservorio horizontal y homogéneo de radio re esta ecuación es: 𝑞𝑜= 𝐾ℎ ln⁡( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑟 𝑓(𝑝)𝑑𝑝

29 Fetkovich propuso que las pruebas de flujo tras flujo o isocronales usadas para pozos de gas como así también para pozos de petróleo tienen el mismo comportamiento como puede observarse en la figura donde se grafica la Kro/uoBo vs la presión la cual está representada aproximadamente por dos líneas o comportamientos.

30 Este comportamiento hace referencia a la ley de Darcy, como se muestra a continuación: 𝑞𝑜= (𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒)∗𝐾ℎ (𝑙𝑛 𝑟𝑑 𝑟𝑤 − 3 4 +𝑆) 𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑟 𝑓(𝑝)𝑑𝑝

31 Asumiendo condiciones y despejando se llega a la siguiente ecuacion: Qo = 𝑪( 𝑷 𝒓 𝟐 − 𝑷 𝒇 𝟐 ) 𝒏

32 METODO DE JONES BLOUNT Y GLAZZE Sugieren que el flujo radial para petróleo o gas podrían ser representado en otra forma lo cual se podría mostrar cerca del fondo de pozo donde se pueden observar las restricciones existente, las ecuación de flujo radial para petróleo es común escribirlo como la ecuación acepto por la inclusión del termino de turbulencia Dq mostrada en la siguiente Ecuación q = ∗ 10 −3 ∗𝑘∗ℎ∗( Pr − 𝑃𝑤𝑓) 𝜇𝑜∗ 𝛽𝑜 ( 𝐿𝑛 𝑟𝑒 𝑟𝑤 − 3 4 +𝑠+𝐷𝑞)

33 Si existen datos suficientes de C y D el índice de productividad puede calcularse con la ecuación:
Pr − 𝑃𝑤𝑓 𝑞 =𝐶+𝐷q Si tenemos una prueba de producción de tres o más puntos podemos calcular las constante C y D, la cual esta mostrada en la siguiente en la Figura de la gráfica propuesta por Jones Bloun Glaze . Dónde: La constante C puede obtenerse de la intercepción de la gráfica de producción de la Pr-Pwf /Qo vs Qo de 3 o 4 puntos de la prueba, la constante D se obtiene de la pendiente de los puntos alineados.

34 Grafica típica de Jones Bloun Glaze 1
Grafica típica de Jones Bloun Glaze 1. La medida del valor de C se obtiene de la intercepción de los ejes en la grafica, el cual indica las condiciones de estimulación o daño de la formación. 2. El valor de D indica el grado de turbulencia en el pozo o formación 3. la relación C¨ a C es un buen indicador en la determinación de la perdida de presión causada por el flujo no darciano . El valor de C¨ es determinada usando la siguiente ecuación: C” = [ Pr/AOF] – D * AOF La figura nos ilustra las posibles conclusiones que pueden ser obtenidos de la grafica

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36 Interpretación de Comportamientos de Prueba La grafica nos ilustra las posibles conclusiones que podrían ser obtenidos de la gráfica de comportamiento de prueba teniendo en cuenta algunos indicadores que fueron discutidos las cuales son: 1. Si el valor de C es bajo menor a 0.05 no existe daño en la formación en la cercanía del pozo. El grado de daño se incrementa cuando se incrementa el valor de C 2. Si el valor de C¨/C es bajo menor a 2 existe o no una pequeña turbulencia en el pozo o reservorio.

37 3. Si los valores de C y C¨/C son bajos, el pozo tiene buena completación. 4. Si el valor de C es bajo y C¨/C es alto, no es recomendable una estimulación. La baja productividad en el pozo es causada por la insuficiencia de perforaciones. Se recomienda perforaciones adicionales. 5. Si el valor de C es alto y C¨/C es bajo es recomendable una estimulación.

38 Jones, Blount and Glaze Han estudiado el problema de pérdidas por efecto de flujo turbulento para la producción de pozos de petróleo, los cuales fueron presentados y analizado para una eficiente completación. Demostrado que para flujo homogéneo la caída de presión está expresada de la siguiente forma: Pr – Pwf = Aqo + Bqo2

39 A = 𝜇𝑜∗𝛽𝑜 (𝐿𝑛 𝑟𝑑 𝑟𝑤 − 3 4 +𝑆 ) 7.08∗ 10 −3 ∗𝑘𝑜∗ℎ
Presentamos esta segunda fórmula para no confundir al lector debido a que otros libros toman el valor de C=A y el valor de B= D. Donde A es el coeficiente de flujo laminar y B es el coeficiente de turbulencia. A = 𝜇𝑜∗𝛽𝑜 (𝐿𝑛 𝑟𝑑 𝑟𝑤 − 3 4 +𝑆 ) 7.08∗ 10 −3 ∗𝑘𝑜∗ℎ B = 9.08∗ 10 −3 ∗𝛽 𝑜 2 ∗𝛽∗𝜌𝑜 4 𝛱 2 ∗ℎ 𝑝 2 ∗𝑟𝑤 𝞫 = * / Ko 1.23

40 Dónde: La contribución a la caída de presión durante el flujo laminar es expresada como AQo mientras que la contribución Pr turbulencia es expresada por BQ02 y dividiendo la ecuación por q nos da: Pr – Pwf = Cq + Dq2

41 Tipos De Pruebas:. Un complejo análisis y entendimiento de los resultados de una prueba de pozos nos determina el comportamiento del caudal para los distintos diámetros de tubería y el comportamiento del flujo con la reducción de la presión de reservorio.

42 Prueba De Flujo Tras Flujo: llamada también pruebas convencionales de contrapresión. En este tipo de prueba, el pozo se fluye a un determinado caudal midiendo la presión fluyente de fondo la cual normalmente se mantiene en estado trasiente (no alcanzando el estado pseudo-estable). Luego el pozo cambia a un nuevo régimen. Normalmente en estado trasiente sin llegar al estado speudo- estable. La presión puede ser medida con un medidos de presión de fondo de pozo. Este proceso es repetido para diferentes regímenes de flujo estabilizados.

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44 Prueba Isocronal (tiempo de flujo ǂ tiempo de cierre): El objetivo de la prueba isocronal, es obtener datos representativos para establecer una curva de capacidad de entrega estable produciendo el pozo a un flujo estable con el tiempo de cierre suficiente para obtener datos estabilizados en cada prueba.

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46 Prueba Isocronal Modificada (tiempo de flujo = tiempo de cierre): este tipo de prueba está diseñada principalmente para reservorios de baja permeabilidad. Ya que el tiempo de estabilización del flujo radial es elevado tanto para los periodos de flujo como para los periodos de prueba, y la variante que presenta frente a las pruebas isocronales es que el periodo de flujo es igual al periodo de cierre y no se requiere alcanzar las condiciones estabilizadas de presión entre cada etapa de flujo.

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