Tabla de contenido 1.
INTRODUCCIÓN. .......................................................................................................................... 3
2.
OBJETIVOS ................................................................................................................................... 3
3.
2.1.
Objetivo General ................................................................................................................. 3
2.2.
Objetivos Específicos ........................................................................................................... 3
CURVA IPR ................................................................................................................................... 4 3.1.
Factores que afectan la curva IPR. ...................................................................................... 6
3.2.
Índice de Productividad....................................................................................................... 7
3.3.
Catalogación de los pozos de acuerdo al índice de productividad ..................................... 8
3.4.
Capacidad de producción de los pozos se estima: .............................................................. 8
3.5.
Eficiencia de flujo. (ef) ....................................................................................................... 10
3.6.
Factor de daño. (s)............................................................................................................. 12
3.7.
Comportamiento de afluencia de formaciones productoras............................................ 14
3.8.
Flujo natural. ..................................................................................................................... 14
3.8.1. 3.9. 4.
5.
6.
Area de drenaje ......................................................................................................... 16
Flujo de yacimiento de petróleo. ...................................................................................... 19
ESTADO DE FLUJO. .................................................................................................................... 19 4.1. Flujo no continuo o transitorio. ........................................................................................ 19 4.2.
Transición de estados de flujo........................................................................................... 20
4.3.
Flujo continuo o estacionario. ........................................................................................... 20
POTENCIAL DE POZO (PP) .......................................................................................................... 21 5.1.
Pérdidas de Potencial: ....................................................................................................... 21
5.2.
Proceso Continuo .............................................................................................................. 22
MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE CURVAS IPR: ............................................................................. 22 6.1.
Metodo de Darcy:.............................................................................................................. 22
6.2.
Método de Vogel:.............................................................................................................. 24
6.3.
Método de Standing.......................................................................................................... 32
6.4. 6.5.
IPR de Pozos Petroleros..................................................................................................... 47 IPR Compuesto .................................................................................................................. 48
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
1
6.6.
Método de Rawlins ........................................................................................................... 49
1.7.
Método de Fetkovich ........................................................................................................ 51
1.8.
Prueba de Flujo Tras Flujo ................................................................................................. 53
1.9.
Prueba de Contrapresión. ................................................................................................. 53
1.10.
Pruebas Isocronales ...................................................................................................... 54
1.11.
Prueba Isocronal Modificado ........................................................................................ 56
2.
AOF ............................................................................................................................................ 58
3.
CONCLUSIONES ......................................................................................................................... 61
4.
RECOMENDACIONES ................................................................................................................. 62
5.
BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................................ 63
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
2
1. INTRODUCCIÓN. Para planificar el desarrollo y el potencial de producción de un yacimiento con respecto al sistema de producción y a los requerimientos de instalaciones de equipos de levantamiento artificial, así como su evaluación económica será necesario predecir el comportamiento del yacimiento y el comportamiento IPR de sus pozos productores.
El cálculo de la productividad de los pozos petroleros pueden ser usada para determinar un método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, de estimulación, tratamiento y de desempeño de producción. La curvas de IPR son usadas también con un método para optimizar los parámetros de producción y para determinar el IPR para un tiempo dado se realizan procedimientos iterativos para calcular primero el estado de agotamiento. Las curvas analíticas de IPR pueden ser desarrolladas para cualquier estado de agotamiento si las permeabilidades relativas y propiedades PVT de los fluidos son conocidas.
2. OBJETIVOS 2.1.
Objetivo General
Poner en conocimiento la importancia para la evaluación de yacimiento de los conceptos de IPR y AOF y revisión del potencial de pozos productores los mismos que servirán de base para obtener una estimación los mas cercana posible del comportamiento del yacimiento.
2.2.
Objetivos Específicos o
Encontrar el comportamiento más representativo del reservorio.
o
Cuantificar los niveles máximos del potencial de protección sostenible.
o
Conocer los compromisos de producción, las características y eficiencias naturales de la infraestructura de producción en el subsuelo e instalada en superficie.
o
Identificar los diferentes métodos y ecuaciones para el cálculo del IPR y AOF.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
3
3. CURVA IPR La curva de comportamiento de afluencia comúnmente conocida como curva IPR por sus iniciales en inglés (Inflow Performance Relation), 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 ( ), que se puede obtener de la definición del índice de productividad:
= J * (Pws- Pwfs) o también Pwfs = Pws -
/J
Figura 1.- CURVA IPR (Relación comportamiento de la producción y caída de presión) La curva IPR representa una foto instantánea de la capacidad del aporte del yacimiento hacia un pozo en particular en un momento dado de su vida productiva y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo por reducción de la permeabilidad en las cercanías del pozo y por el aumento de la viscosidad del crudo en la medida en que se vaporizan sus fracciones livianas.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
4
Esta curva IPR constituye un parámetro fundamental en el análisis, predicción y optimización del comportamiento de producción de un pozo. Varios trabajos técnicos han sido publicados en relación a este tema, de los cuales los más usados en los cálculos de ingeniería de producción son los métodos de: Darcy, Vogel, Standing, Fetkovich y Jones.
5
* Características de la Curva IPR 1) En el eje “X” de la gráfica se coloca el caudal (q). 2) Cuando Pwf es igual a Pr, entonces el caudal es nulo, es decir (q=0). 3) El Caudal se hace máximo (q max) cuando Pwf se hace nulo (Pwf=0). 4) La pendiente de la línea m= 1/J, donde J es el Índice de Productividad. 5) El modelo de IPR recta solo es útil para pozos de flujo monofásico. 6) Si la IPR es recta, entonces J es constante y
− −
Lo más común en pozos de petróleo es que la IPR no sea lineal debido a que se genera un flujo de más de una fase cuando se fluye a una P < Pb. En este caso para desarrollar la Curva IPR se puede utilizar la Ecuación de la forma:
∆ ∆
El valor de n puede variar entre (0.5 y 1.0).
“n” se determina de una prueba graficando
Siempre se grafica el caudal en el eje “X” y (
recta en log-log es “1/n”
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
o(
) VS (q).
) en el eje “Y”, la pendiente de esa
3.1.
Factores que afectan la curva IPR.
0.00708∗Ko∗h Prqo µo∗Bo∗Ln re/rwS
Presion y la fase de los fluidos del yacimiento. Cuando la presion inicial del yacimiento está por encima del punto de burbuja se puede asegurar que no existirá gas libre. Pero si en algún punto del yacimiento la presion desciende hasta ser menor que el punto de burbuja entonces se formara gas libre y la permeabilidad relativa del aceite se reducirá, y por ende J tendrá valores más bajos.
Reducción de la permeabilidad relativa al petróleo (Kro). A medida que la saturación de gas incrementa, es decir, a medida que se forma gas libre en los poros de la formación se reduce la facilidad con que los líquidos pueden fluir debido a que el espacio ocupado por el gas reduce el área de flujo efectiva para los líquidos.
Incremento de la viscosidad del petróleo. Cuanto más viscoso sea el aceite más difícil será su flujo y por ende su J será menor. Ahora bien, presion del yacimiento se se encuentre por con debajo del punto de burbuja es decuando esperarlaque la viscosidad del aceite incremente la disminución de la presion debido a que el aceite comienza a liberar gas perdiendo así sus componentes livianos y perdiendo su movilidad.
Disminución del factor volumétrico de formación. El Bo es inversamente proporcional a J, a medida que el aceite pierde presion comienza a expandirse, pero cuando alcanza el punto de burbuja, el gas se libera de la solución haciendo que la cantidad de petróleo disminuya.
Daño de formación (S) o estimulación. El índice de productividad J depende de la caída de presion del yacimiento y esta a su vez depende del factor de daño. Cuando el factor de daño es positivo, es decir, cuando la formación está dañada se va a presentar un aumento en la caída de presion que por ende afectara el J haciendo que este disminuya. Ahora bien, cuando el factor de daño es negativo, es decir, cuando se le han hecho trabajos de estimulación a la formación la caída de presion va a ser menor y esto causara que J se incremente.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
6
Mecanismos de Producción del yacimiento
Como ya se consideró, es posible definir un rango de porcentaje de recuperaciones para cada mecanismo de empuje. Por ende la tasa de producción también se verá afectada por el tipo de mecanismo de empuje que haya en el yacimiento, lo cual indica que el J será mayor para el mecanismo de empuje que proporcione una tasa de producción mayor.
3.2.
Índice de Productividad
Para definir el índice de productividad se deben definir los conceptos de “Presion estática del yacimiento” y “Presion fluyente del pozo”.
La presion estática del yacimiento es la presion que habría en todo el yacimiento si estuviera en equilibrio estático, de ahí su nombre de presion estática, es decir, sería la presion a la cual se estabilizaría el yacimiento si todos los pozos que producen de él se cerraran.
La presion fluyente del pozo es la presion con que llega el fluido al fondo del pozo después de haber viajado a través de la formación.
El índice de productividad es la relación entre la tasa de producción q 0 (bls/día) y el diferencial de presion (PR-Pwf) y se representa por J. El índice de productividad es una medida de potencial del pozo o en su capacidad de producir fluidos.
Donde:
iq µo∗Bo∗Ln 0.00708∗Ko∗h PrQ l re/rwS
J= Índice de productividad (BPD/psi) Q liq= tasa de producción (BPD) Pr = Presion estática del yacimiento (psi) Pwf= Presion de fondo fluyente (psi) MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
7
De acuerdo con sus unidades, J se puede interpretar como el aumento en la tasa de producción en Barriles por día (BPD) ocasionado por el aumento en 1 psi del diferencial de presion.
3.3.
Catalogación de los pozos de acuerdo al índice de productividad 8
Aunque debido a la variación de (J) con (q) y con el tiempo, es difícil tomar un nivel de referencia para clasificar los pozos de acuerdo a su índice de productividad, pero la clasificación se puede hacer teniendo en cuenta el valor absoluto de J. Los valores pueden variar desde tan altos como 50 hasta tan bajos como 0.1 o menos. Una clasificación generalizada de los pozos de acuerdo al índice de productividad es la siguiente:
J < 0,5
Baja Productividad
0,5 ≤ J ≤ 1,0
Productividad media
1,0 ≤ J < 2
Alta Productividad
J≥2
Excelente productividad
El valor de J es un valor que varía a lo largo de la vida productiva del pozo.
3.4.
Capacidad de producción de los pozos se estima:
Dado un valor del caudal en superficie se determina Pwfs y Pwf a partir de Pws.
Luego se tabula y gráfica Pwf vs Q O.
Se repite el paso anterior para otros valores asumidos y se construye una curva de oferta de energía del sistema o curva IPR.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
Ejemplo # 1 Se tiene un pozo en un yacimiento del cual se sabe que La presion estática del yacimiento es de 3000 psi.
Una prueba de flujo dio los siguientes resultados: Pwf= 2000 psi 9 Q = 1000 BPD Se pide obtener la curva IPR según el método de la línea recta (Método de Darcy). Solución:
/da − −
= 1 (Bpd/psi)
Q máx = J * Pr = 1 (Bpd/psi) * 3000 (psi) = 3000 BPD
Pwf (psi)
Qo (BPD)
3000
0
2000
1000
1000
2000
0
3000
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
3.5.
Eficiencia de flujo. (ef)
Cuando no existe daño (S=0) el índice J reflejara la verdadera productividad del pozo y recibe el nombre de J ideal y en lo sucesivo se denotara J’ para diferenciarlo del índice real J. Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal. Si S = 0 EF=l
la formación no ha sido alterada en la zona cercana al pozo. Si S 0 EF 1 la formación ha sido estimulada Si S > 0 EF < 1 la formación ha sido dañada. <
>
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
10
Ejemplo # 2 A partir de la siguiente información del yacimiento, calcular qo, J y EF. Datos
Valores
unidades
Ko h Pws Pwfs Uo Bo re rw S
30 40 3000 2400 0.933 1.125 1507 0.51041667 10
md ft psi psi cps BF/BN ft ft
11
*Cálculo de qo, J
.∗∗ ∗∗/+ /da − −
270 0.45 /
*Cálculo de J’, es decir cuando (S=0)
.∗∗ ∗∗/+ . /da − −
607.8 1.013 /
*Cálculo de EF
. .
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
0.44
3.6.
Factor de daño. (s)
Se define como daño de formación (S), como cualquier restricción al flujo de fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo. Esta reducción (S) puede ser causada por las diferentes fases de un pozo desde su perforación hasta su vida productiva: •
Durante la Perforación. En este proceso es que radica la causa más común del daño en la formación. El proceso de perforación altera las condiciones de equilibrio físico-químico, termodinámicos y de esfuerzos que existen entre la roca, sus minerales constituyentes y los fluidos que la saturan, durante la penetración con la mecha y los fluidos usados. El fluido de perforación puede causar el daño tanto por el filtrado de la fase líquida como por la invasión de los sólidos en el medio poroso, ocasionando de esta forma taponamientos en la cara de la arena, hidratación del material arcilloso y una marcada reducción de la permeabilidad de la formación en la vecindad del pozo.
•
Durante la Cementación. Los ocasionados esta operación son similares a lossólidos ocasionados por el lodo.daños Los líquidos usadospor para el pre-lavado pueden contener o substancias químicas que no sean compatibles con la formación. La invasión de sólidos, también es otro problema. Aunque el tamaño de las partículas de cemento es de magnitud mayor que el tamaño de los poros, éstos pueden invadir la formación en operaciones de cementación forzada, o si hay una pérdida de circulación durante la cementación primaria, existe la posibilidad de forzar sólidos hacia la formación, pero en forma de una fractura no de invasión al medio poroso.
•
Durante la Terminación. Durante la terminación del pozo se llevan a cabo varias operaciones, como ser: control de pozo, cementaciones forzadas, limpieza del pozo, asentamiento del aparejo de producción. El control del pozo y la recementación de tuberías propician la inyección forzada de fluidos y sólidos que puede dañar a la formación. Durante la limpieza e inducción del pozo pueden perderse fluidos y sólidos que invaden la formación ocasionando también su daño.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
12
•
Durante el Cañoneo. Durante la perforación del intervalo productor debe procurarse por lo general el uso de un fluido de control limpio (libre de sólidos), y una presión diferencial a favor de la formación. Aun con estas precauciones, los túneles de las perforaciones quedan empacados con residuos de las propias cargas explosivas, de la tubería de revestimiento del cemento y la propia formación.
•
Durante la Estimulación matricial La estimulación de pozos debe ser cuidadosamente diseñada para evitar que los fluidos de tratamiento inyectados a la formación, puedan dejar residuos por precipitaciones secundarias o incompatibilidades con los fluidos de la formación. Obviamente estos efectos causarán daños difíciles de remover y en ocasiones daños permanentes, por ejemplo al inyectar un ácido, los productos de corrosión de las tuberías son disueltos y llevados a la formación. Asimismo los fluidos de estimulación llevan productos químicos (ácidos, surfactantes, etc.), que pueden cambiar la mojabilidad de la roca, crear emulsiones, causar precipitaciones indeseables, etc.
•
Durante un fracturamiento hidráulico. Los intervalos fracturados son susceptibles de ser taponados por sólidos (arcillas y otros) que emigran de la formación al ser arrastrados por el flujo de fluidos al pozo; en formaciones de arenas poco consolidadas este problema es mayor. Si el yacimiento esta depresionado, será mucho más fácil dañar la formación con estos sólidos.
•
Durante el Proceso de Producción del pozo. La producción de los pozos propicia cambios de presión y temperatura en o cerca da la pared del pozo. Estos cambios pueden conducir a un desequilibrio de los fluidos agua, aceite y/o gas, con la consecuente precipitación y depósitos de sólidos.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
13
Obviamente estos depósitos generan obturamientos de los canales porosos y el consecuente daño a la formación. Otro tipo de daño asociado con la producción es el bloqueo de agua o gas por su canalización o conificación. Esto reducirá la producción de aceite, e incluso llega al grado de dejar de fluir. Precipitación: La invasión a la formación de fluidos incompatibles que contienen iones solubles que reaccionan y precipitan sólidos, cuando se mezclan con agua de la formación, conduce al obturamiento de los canales porosos por partículas sólidas precipitadas que puede llegar a ser significante si las concentraciones de iones incompatibles son altas.
3.7.
Comportamiento de afluencia de formaciones productoras.
La simulación del flujo de fluidos en el yacimiento debe considerar la composición de los fluidos presentes, y las condiciones de presión y temperatura para establecer si existe flujo simultáneo de petróleo, agua y gas, las heterogeneidades del yacimiento, etc. Para describir el flujo de fluidos en el yacimiento a través del tiempo, se debe utilizar el modelaje matemático de yacimientos y las soluciones numéricas de la ecuación de difusividad.
3.8.
Flujo natural.
Los pozos que fluyen por flujo natural, son pozos que tiene la capacidad de desplazar los fluidos desde el subsuelo hasta la superficie con la energía interna que aporta el yacimiento. Esa energía en las acumulaciones de hidrocarburos proviene de la expansión del petróleo y gas en solución, expansión de la capa de gas, expansión del agua connata o del influjo de agua proveniente de un acuífero. Es importante entender cada uno de estos mecanismos de producción en los yacimientos, a fin de aprovechar al máximo esta energía.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
14
En yacimientos con presencia de empuje por agua las tasas de producción no presentan mayor inconveniente, pero la producción con el tiempo tendrá un corte de agua mayor, la presión en el yacimiento se mantendrá relativamente constante, por lo general esto ocurre cuando el agua sustituye ese espacio poroso que el petróleo deja libre.
En yacimientos donde la expansión del gas es quien aporta mayor energía de producción,
15 presentan a largo plazo problemas en las tasas de flujo, ya que la energía procedente del gas en solución o la capa de gas no es constante sino que disminuye en el tiempo.
Existe una gran cantidad de factores que disminuyen la capacidad de producción de un pozo, pero primordialmente es el potencial quien delimita si el pozo fluye o no naturalmente. Es decir, debe presentarse un diferencial de presión tal que permita que esos fluidos se movilicen.
Los pozos con flujo natural deben tener una buena caracterización tanto de su regímenes de flujo y su aporte energético, sin duda alguna mientras más prolongada sea la producción por flujo natural mayor será la rentabilidad del pozo, no es solo cuestión de tener una tasa máxima de petróleo, sino de usar la energía de la mejor forma posible, minimizando el daño, sin sobrepasar velocidades críticas de flujo en el espacio poroso, evitando la entrada abrupta del agua, empleando estrangulares de flujo y terminaciones adecuadas en los pozos.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
3.8.1. Area de drenaje
16
El área de drenaje es el área para cada pozo, sirve para poder aprovechar la energía del yacimiento, de tal manera que distribuyamos por igual la energía total del yacimiento para todos los pozos. Con fines de simplificar la descripción del flujo de fluidos en el yacimiento se considerara el flujo de petróleo negro en una región del yacimiento. Drenada por el pozo comúnmente conocido como volumen de drenaje y adicionalmente se asumirá homogéneo y de espesor constante (h), por lo que en lo sucesivo se habla de área de drenaje del yacimiento.
Ecuación de Índice de Productividad
iq PrQ l 0.00708∗Ko∗h µo∗Bo∗Ln re/rw
La ecuación se puede reescribir en términos de la Ley de Darcy como:
Esta ecuación expresa el índice de productividad en términos radiales, asumiendo que el área de drenaje de un pozo vertical es aproximadamente una circunferencia de centro en el pozo y de radio re.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
17
Área de drenaje cilíndrica:
Este tipo de área de drenaje supone que el pozo horizontal drena el área de un rectángulo en el centro, y el área de dos semicírculos en los extremos del rectángulo. Cada uno de los semicírculos contribuye ½ de la producción de un pozo vertical r ev.
Figura.- Área de drenaje cilíndrica de pozos horizontales La ecuación utilizada para el cálculo del área de drenaje cilíndrica es la siguiente:
Dónde: rev: Radio de drenaje del pozo horizontal, pies. L: Longitud horizontal del pozo, pies.
Área de drenaje elíptica:
Este tipo de área de drenaje está representada por una elipse y está basada en la siguiente figura. MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
18
Figura. - Área de drenaje de un pozo horizontal
Se divide el problema en tres dimensiones considerando una elipse de eje menor “b”” igual al radio de drenaje del pozo vertical, y de eje mayor “a” igual a la mitad de la longitud del
pozo horizontal, más el radio del pozo vertical. Entre las ecuaciones que se usan para el cálculo del área de drenaje elíptica de un pozo horizontal se tiene:
Donde: a: Mitad del eje mayor de la elipse, pies. 40 b: Mitad del eje menor de la elipse, pies. rev: Radio de drenaje, pies. L: Longitud de la sección horizontal del pozo, pies.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
3.9.
Flujo de yacimiento de petróleo.
El movimiento de petróleo hacia el pozo se srcina cuando se establece un gradiente de presión en el área de drenaje, el caudal o tasa de flujo dependerá no solo de dicho gradiente sino también de la capacidad de flujo de la formación productora; representada por el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena neta petrolífera (Ko x h) y la resistencia a fluir del fluido representada a través de su viscosidad µo; dado que la distribución de la presión cambia a través del tiempo, es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden representarse en el área de drenaje al abrir la producción de un pozo y en cada uno de ellos describir la ecuación que regirá la relación entre la presión fluyente (Pwfs) y la tasa de producción Q o que será capaz de aportar el yacimiento hacia el pozo.
4. ESTADO DE FLUJO.
Existen tres estados de flujo dependiendo como es la variación de la presión con el tiempo. 1.- Flujo no continuo; donde dp/dt ≠ 0 2.- Flujo continuo; donde dp/dt = 0 3.- Flujo semi-continuo; donde dp/dt = ctte
4.1.
Flujo no continuo o transitorio.
Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con el tiempo (dp/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta cuando se
abre la producción de un pozo que se encontraba cerrado, la medición de la presión fluyente en el fondo del pozo (Pwf) durante este periodo es de particular importancia para las pruebas de declinación y restauración de presión cuya interpretación permite conocer
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
19
parámetros básicos del medio poroso. Como por ejemplo, la capacidad efectiva del flujo (ko x h) y el factor de daño a la formación (S). Dado que el diferencial de presión no se estabiliza no se consideraran ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo.
20
4.2.
Transición de estados de flujo.
Después del flujo transitorio ocurre una transición hasta alcanzar una estabilización o pseudoestabilizacion de la distribución de la presión dependiendo de las condiciones existentes en el borde exterior del área de drenaje.
4.3.
Flujo continuo o estacionario.
Es el tipo de fluido donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje no cambia con el tiempo (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 o asociado a un gran acuífero de tal forma que el borde exterior de dicha área exista un flujo para mantener constante la presión (Pws). En este periodo de flujo el diferencial de presión (dp) a través del área de drenaje es constante y está representado por la diferencia entre la presión en el radio externo del área de drenaje (Pws) a una distancia (r e) del centro del pozo y la presión fluyente en la cara de la arena (Pwfs) a una distancia (r w) o radio del pozo ambas presiones deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones para cada valor de este diferencial (Pws – Pwfs) tradicionalmente conocido como Draw – Down se establecerá un caudal de flujo de yacimiento hacia el pozo.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
5. POTENCIAL DE POZO (PP) Es el máximo caudal de producción que, de acuerdo a la curva de afluencia del pozo (IPR) y a la menor presión de fluencia posible a profundidad media de punzados, se podría obtener con las instalaciones de fondo de pozo y de superficie óptimos, disponibles en el yacimiento dentro de contratos de proveedores ya existentes, sin considerar problemas actuales abastecimiento. El valor de potencial de un pozo, debe ser estudiado y establecido en común acuerdo entre ingeniería de reservorio e ingeniería de producción.
5.1.
Pérdidas de Potencial:
Son todas aquellas reducciones de potencial de producción de pozos, incluidos en la lista de pozos contribuyentes como consecuencia de:
Incremento en el porcentaje de agua y sedimento o finos, en el pozo.
Reducción de la presión de formación, en el pozo.
Presencia permanente e irreversible de daño de formación.
Producción no económica.
Cualquier otro proceso inherente al reservorio. Bajo ningún aspecto, el cierre de
pozos por mercado (demanda), deberá considerase como perdida de potencial.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
21
5.2.
Proceso Continuo
Cada mes, antes del cierre oficial de producción, el ingeniero de producción y el de reservorio de cada área de reserva deben reunirse para estudiar, diagnosticar y asignar el potencial a los pozos. La revisión continua del potencial debe efectuarse en términos prácticos y se sugiere la reunión mensual de pozos como escenario para su discusión y revisión. Todos los pozos individualmente no requerirían ser revisado cada mes para fijar su potencial ya que en aquellos campos con poblaciones de pozos muy grandes, la tarea requeriría recursos voluminosos. El
objetivo
de
la
revisión
es
encontrar el comportamiento más representativo del reservorio en cuanto las variaciones de potencial y en tal sentido se recomienda como mínimo la siguiente prioridad para el estudio y revisión de potencial de:
Pozos perforados, reparados, recompletados, etc. de incorporación de potencial
reciente, con controles validados cuyo comportamiento de producción muestre que no se han estabilizado.
Pozos con controles validados con desviación a las establecidas.
6. MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE CURVAS IPR: 6.1.
o
Metodo de Darcy:
PARA FLUJO CONTINUO DE UN LIQUIDO MONOFÁSICO:
En yacimientos petrolíferos donde la presión estática y la presión fluyente del fondo de pozo son mayores que la presión de burbuja, Pb existe flujo de solo una fase liquida (petróleo) y MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
22
adicionalmente existe una fuente de energía, por ejemplo un acuífero que mantenga la presión contante en el borde exterior del área de drenaje (r=re) la ley de Darcy para flujo radial continuo (estacionario , dP/dt=0) es la siguiente:
Donde:
− .×
K0 = Permeabilidad relativa al petróleo, (md) H =espesor de la arena, (pies) Pws= presión estática del yacimiento,(lpc)
Pwfs= presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones, (lpc),(Pwfs>Pb) q 0 = tasa de flujo de petróleo, (bls/día) re =radio de drenaje, (pies.) rw= radio del pozo, (pies) S = factor de daño, adimencional Aq = factor de turbulencia de flujo. Insignificante para baja permeabilidad y baja tasas de flujo µ0= viscosidad a la presión promedio {(Pws+Pwfs)/2}, cp B0= factor volumétrico de la formación a la presión promedio. By/Bn
o
PARA FLUJO SEMI CONTINUO DE UN LIQUIDO MONOFASICO (LIMITE EXTERIOR
CERRADO Y PWS CONOCIDA):
En el caso anterior no existe una fuente de energía que mantenga la presión contante en el borde exterior del área de drenaje pero existe una pseudo-estabilizacion en la presión en todos los puntos del área de drenaje, dP/dp=ctte. La ley de Darcy para flujo radial semi continúo:
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
23
× − . , 6.2.
Método de Vogel:
En 1968 Vogel presento un modelo empírico para calcular el comportamiento IPR de pozos productores de petróleo en yacimientos saturados.
Hay que considerar que el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del factor de daño (s) y por lo tanto este es aplicado únicamente a pozos que no tienen daño. En el desarrollo de su trabajo, Vogel produjo una ¨curva de referencia¨ que es un promedio de varios casos de agotamiento para un determinado escenario de yacimiento. Vogel reconoció que los escenarios de líquidos (petróleo), gas (gas seco) y sistemas de gas en solución tienen distintos comportamiento de tendencia. En la siguiente figura se presenta la gráfica de Vogel que ilustra los 3 casos antes mencionado.
Las condiciones que se consideran son:
S=0
EF=1
IP=J
Dependiendo si el yacimiento es subsaturado ó saturado, las ecuaciones a utilizar serán las siguientes:
YACIMIENTO SUBSATURADO: (PWF≥PB)
CASO #1 (Pwf≥Pb):
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
24
Indice de productividad
Tasa en el punto de burbujeo
Tasa máxima
Tasa
− × 25
× . ×
CASO #2 (Pwf
Indice de productividad
Tasa en el punto de burbujeo
Tasa máxima
Tasa
− +. ×−. ×− . ×
× × .
×. × . ×
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
YACIMIENTO SATURADO: (Py
Tasa máxima
−. ×− . × 26
Tasa
× [. × . × ]
EJERCIOS PROPUESTOS POR METODO DE VOGEL. 1.
Usando la siguiente información:
qo= 536 BFD Pwf=1800 lpc Pr=2000 lpc
Pb= 1700 lpc a)
Calcular la tasa de producción correspondiente al punto de burbujeo.
b)
Construir la curva IPR.
c)
Determinar la tasa de producción correspondiente a una presión de fondo fluyente
de 1550 lpc. d)
Determinar la presión fluyente requerida para obtener una tasa de producción de
780 BPD. e)
Determinar la presión de fondo fluyente requerida para obtener una tasa de 2000
BPD.
SOLUCION Py> Pb ; Por lo tanto el yacimiento es SUBSATURADO MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
Se aplica el método de Vogel para yacimientos subsaturados CASO I porque Pwf > Pb Primero se calcula IP con los datos de la prueba
20001800 536 2,68 Luego para calcular la tasa al punto de burbujeo:
27
qb=?
, 2,68 ∗20001700 804 b) Para realizar la curva IPR se debe asumir valores de Pwf por debajo de la presión de burbujeo, calcular las tasa a través de la ecuación combinada
∗ 1,8 10,2 0,8 Tabla Nro 01: Valores para el grafico de presión y tasa de producción para realización de la curva IPR, Por método de Voguel. Yacimientos Subsaturados Caso I. Pwf(Lpc)
qo(BPD)
1700
804
1600
1065
1500
1312
1000
2337
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
500
3011
200
3248
100
3298
0
3335
28 2500 2000 ) c lp ( n ió s e r P
1500 1000 500 0 0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
qo(BND)
Gráfica Nro 01: Curva IPR para Ejercicio 01. Método de Vogel. Yacimiento Subsaturado. Caso I. c) Tasa de producción a Pwf= 1550lpc.
804 2,68∗1700 1,8 10,2 1550 1700 0,8 1550 1700 = 1190 d) Pwf=?
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
4000
Para obtener una qo= 780 BFD.
780804 2,68∗1700 1,8 10,2 1700 0,8 1700 1709 lpc
f)
2.
,∗ 10, 0,8 2000804 Pwf=,1184 lpc 2 Usando la siguiente información: qo:800BFD Pwf=2100 lpc Pr=2600 lpc P b=2350 lpc
Construir la curva de comportamiento IPR.
Datos:
: 800Bfd
Pwf: 2100lpc Pr: 2600lpc Pb: 2350lpc Establecemos cual es el yacimiento al comparar las presiones de yacimiento y de burbujeo. Py>Pb
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
29
Py(lpc)
Pb(lpc)
2600
2350
Luego establecemos el caso, para eso comparamos la presión de fondo fluyente con la presión de burbujeo. Pwf>Pb y de determina que es el caso2. 30 Pwf>Pb Pwf(lpc)
Pb(lpc)
2100
2350
A-) Calcular el IP con los datos de la prueba.
J 10,2 0,8 1,8 800 J 26002350 2350 1,8 10, 2 2100 23500,8 2100 2350 1,64 B-) Calcular la tasa al punto de burbujeo.
J× PyPb 1,46 lpc × 26002350lpc365BND C.- Construir la curva, asumiendo valores de la presión de fondo fluyente(Pwf) por debajo de la presión de burbujeo(Pb) y calcular la tasa a través de la ecuación combinada.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
× 10, 2 × 0, 8 × 1,8 2000 2000 410 1,64×2350 10, 2 × 0, 8 × 1,8 2350 2350 946 .
Tabla Nro 02: Valores para el grafico de presión y tasa de producción para realización de la curva IPR, Por método de Voguel. Yacimientos Subsaturados Caso II. Pwf (Lpc)
qo(BPD)
2350
410
2000
946
1800
1218
1600
1466
1400
1688
1200
1886
1000 500
2059 2382
100
2530
0
2551
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
31
3000
2500
2000 ) c l( p n ó i s e r P
32 1500
1000
500
0 0
500
1000
1500
2000
2500
3000
qo(BND)
Gráfica Nro 02: Curva IPR para Ejercicio 02. Método de Vogel. Yacimiento Subsaturado. Caso II.
6.3.
Método de Standing
El método de Vogel para generación de la Curvas IPR’s no considera los efectos de daño en las cercanías del pozo. Para incluir este fenómeno Standing desarrollo un procedimiento basado en la ecuación de Vogel, la cual fue modificada tomando en cuenta la presencia de daño o estimulación en las vecindades del pozo, en términos de eficiencia de flujo.
La Eficiencia de Flujo: no es más que la relación entre la caída de presión que existiría en una formación inalterada; es decir, no dañada ni estimulada, y la caída de presión real.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
Pr Pr′ Donde Pwf’ es la presión ideal para que no exista daño.
33 Partiendo del Indice de Productividad:
Sustituyendo:
Se tiene:
Pr → Pr ′ Pr′ → Pr ′ ′ ′ →
1. Si Jreal > Jideal → EF > 1. El Pozo esta Estimulado. 2. Si Jreal < Jideal → EF < 1. El Pozo esta Dañado. 3. Si Jreal = Jideal → EF = 1. No hay Daño. Las condiciones a considerar para la aplicación del Método de Standing son:
EF≠1. Se refiere a la razón de productividad con eficiencia de Flujo, Lo que establece
si el pozo se encuentra dañado o estimulado.
S≠0. Hay existencia de daño.
YACIMIENTO SUBSATURADO (Py>Pb):
CASO #1: (Pwf>Pb): MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
Índice de productividad:
Eficiencia de flujo:
34
Tasa en el punto de burbujeo:
×
Tasa máxima:
× .
Tasa:
×
CASO #2: (Pwf
Indice de productividad:
× . × . × × . ×
Tasa en el punto de burbujeo:
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
Tasa máxima:
× .
Tasa:
×⟦ .×. × . × × ⟧ Para EF>1, se tienen las siguientes formulas:
Relación entre índices de productividad y eficiencias
Presion de fondo fluyente minima
×
Nota: El resultado de
se introduce en la formula de tasa y se obtiene el
,,×
que se necesita para calcular
.
Ecuacion de Harrison
, valor
Ejercicio de Yacimiento Sub Saturados: 3.
La producción obtenida se logra con una Pwf=1200 Lpca a una EF=0,7, Si la
Pr=4000Lpca y la Pb=2000Lpca: Construya la curva IPR considerando una qo= 1350 BPD, para: a. Eficiencia Actual. b. Eficiencia de 1,4. Datos: MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
35
Pwf = 1200 Lpca. qo = 1350 BPD. Pr = 1200 Lpca. Pb = 2000 Lpca. 36 Solución: a. Identificar el Tipo de Yacimiento: Pr= 4000Lpca > Pb= 2000Lpca. → Sub Saturado.
b. Pwf = 1200 Lpca < Pb = 2000Lpca. → Caso 2.
c. Calcular el IP:
. × . × . × × . × . × . × . × . ⁄
Sustituyendo:
d. Calcular la tasa de Producción a la Presión de Burbujeo:
× MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
e.
. ⁄× . .
A través de la siguiente formula, se calculan los puntos a graficar. Ya que para cada
presión dada o requerida y por debajo del punto de burbujeo se obtendrán las siguientes tasas de producción: 37
×⟦ .×. × . × × ⟧
Tabla 03: Valores para el grafico de presión y tasa de producción para realización de la curva IPR, Por método de Standing. Yacimientos Subsaturados Caso II. Eficiencia <1. q (BPD)
P (Lpca)
0
4000
964
2000
1058
1800
1145
1600
1227
1400
1302
1200
1372
1000
1435
800
1492
600
1544
400
1589
200
1629
0
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
← Se Refiere al Pto de Burbujeo.
4500 4000 3500 ) a c p L ( . n ò i s e r P
3000 2500 2000
38 1500 1000 500 0 0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Tasa de Producción. (BPD)
Gráfica Nro 03: Curva IPR para Ejercicio 02. Método de Standing. Yacimiento Subsaturado. Caso II. Eficiencia < 1.
Parte B: a.
Para el Cálculo de IP:
∗ →
. .⁄∗ . . ⁄ MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
1800
b.
Mediante la siguiente formula, se calcula la tasa de producción para cada punto,
Pero ahora con la Nueva Eficiencia.
×⟦ . ×. × . × × ⟧ 39 Tabla 04: Valores para el grafico de presión y tasa de producción para realización de la curva IPR, Por método de Standing. Yacimientos Subsaturados Caso II. Eficiencia >1. Sin la Aplicación de Harrison. q (BPD) 964
P (Lpca) 2000
← Se Refiere al Pto de
Burbujeo. 2110
1800
2267
1600
2399
1400
2508
1200
2593
1000
2654
800
2691
600
2703
400
2692
200
2657
0
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
4500 4000 3500 3000 ) a c p L ( . n iò s e r P
2500
40
2000 1500 1000 500 0 0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Tasa de Producción. (BPD)
Gráfica Nro 04: Curva IPR para Ejercicio 02. Método de Standing. Yacimiento Subsaturado. Caso II. Eficiencia > 1. (Sin la Aplicación de Harrison) c.
d.
Mediantela Aplicación de Harrison: Se calcula la Presión de Fondo Fluyente Mínima:
× × . . .
Se obtiene la tasa de producción a la presión mínima.
×⟦ .×. × . × × ⟧ MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
. ×⟦ . ×. × . .× .× . ⟧ e.
.
.
Mediante la Ecuación de Harrison, se obtiene la tasa máxima, Luego se traza una
curva desde el Punto mínimo de presión y tasa de producción, hasta la Tasa máxima.
,,× . ,,×. . .
Tabla 05: Valores para el grafico de presión y tasa de producción para realización de la curva IPR, Por método de Standing. Yacimientos Subsaturados Caso II. Eficiencia >1. Con la Aplicación de Harrison.
q (BPD) 964
P (Lpca) 2000
2110
1800
2267
1600
2399
1400
2508
1200
2593
1000
2654
800
2691
600
2703
400
2703
342.857
← Pto. Mínimo.
3110
0
← Pto de Tasa Máxima.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
← Pto de Burbujeo.
41
4500 4000 3500 ) a c p L ( . n iò s e r P
3000 2500
42 2000 1500 1000 500 0 0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Tasa de Producción. (BPD)
Gráfica Nro 05: Curva IPR para Ejercicio 02. Método de Standing. Yacimiento Subsaturado. Caso II. Eficiencia > 1. (Con la Aplicación de Harrison)
4.
Una prueba de restauración de presión en Tucupita (pozo Texas-1).
Ubicada en el Área Temblador que comprende una serie de campos productores de petróleo pesado desde El Salto al oeste hasta Tucupita en el margen del Delta del Orinoco. Mediante la prueba se determinó que la formación productora esta dañada en el intervalo perforado con un factor de daño calculado de 3. Una prueba de producción realizada al pozo arrojó una tasa de producción de 250BND. La presión de fondo fluyente fue calculada en 1600Lpc, usando curvas de gradientes. La presión promedio del área de drenaje del pozo es de 2430Lpc y la presión de burbujeo fue estimada inicialmente en 2100Lpc. Se requiere: Considere EF=
+
A) Determinar la tasa de producción actual y la esperada si el daño es removido (EF=1)
mediante un trabajo de estimulación, manteniendo la misma presión de fondo fluyente.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
B) Determinar la tasa de producción esperada si el pozo fuese fracturado, generando
una eficiencia de flujo de 1,3.
>
Py Pb Yacimiento Sub-saturado. Caso II 43 Pwf Pb
<
Datos: S=3 QO=250BPD Pwf=1600Lpc Py=2100Lpc
EF= =0,7 QO= J*(Pr-Pb)+ 1)
∗ , 1,8∗1 0,8 1
Calcular IP con los datos de la prueba despejando J de la ecuación de Vogel
modificada (Standing).
J=
−,,∗−−,−
− , ∗− , −,,−
J=
J=0,3153 Nota: MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
⁄
Para construir la curva IPR se asumen valores de Pwf y calculan los valores de las tasas a través de la ecuación Standing para yac sub-saturado. A) Tasa de producción actual y la esperada si el daño es removido (EF=1) Para nuevos valores de EF modifica el IP 44
J=
∗
,∗ = 0,45⁄ ,
J=
qO= 0,45*(2430-2100)+
,∗ 1,8∗1 0,8 11 , qO=350
BND
B) EF=1,3
∗ ,∗, J= = , J= 0,59
⁄
qO= 0,59*(2430-2100)
+
,∗ 1,8∗1 0,8 1,31 , QO=449BND
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
Ejercicio de Yacimientos Saturados: 5.
Un pozo completado de un yacimiento saturado fue probado con una tasa de
producción de 202 BND y una presión de fondo fluyente de 1765Lpc. Su eficiencia de flujo es 0,7 y la presión promedio de formación es 2085Lpc. Se pide construir la IPR correspondiente a estas condiciones y la IPR para una eficiencia de flujo de 1,3 45 Yac Saturado Py Pb Yacimiento Saturado DATOS:
<
QO=202 BND Pwf = 1765Lpc EF= 0,7 Py=2085 Lpc
QOmáx=
,− −,−
=785BND ,− −,− Q =Qomáx⌈1,8 1 0,81 ⌉ Qomáx=
o
Tabla 06: Valores para el grafico de presión y tasa de producción para realización de la curva IPR, Por método de Standing. Yacimientos Saturados.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
Pwf (Lpc)
Qo (BND)
2085
0
2000
40
1800
130
1600
213
1200
364
1000
431
500
574
100
663
0
785
46
2500
2000 ) c p L (
1500
n ió s e r P
1000
500
0 0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Tasa de Producción (BND)
Gráfica Nro 06: Curva IPR para Ejercicio 05. Método de Standing. Yacimiento Saturado.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
6.4.
IPR de Pozos Petroleros.
Debido a la declinacion de la presion en el reservorio por efecto de la producción, tenemos un decremento de permeabilidad relativa al petróleo e incremento del gas de saturación. La planificación y el desarrollo de un reservorio con respecto al sistema superficial y a la planificación de la elevación artificial como la evaluación económica del proyecto, se requiere la predicción y comprotamiento futuro. Standing publico un procedimiento que podría ser usado para predecir la declinación en los valores de caudales qmax como asi el incremento de saturación con la producción:
si el cambio en IP* con la producción puede ser precedida luego el cambio qmax puede ser calculado por Standing.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
47
6.5.
IPR Compuesto
El IPR compuesto, en una combinación de índices de productividad. Se basa en la ley de Darcy cuando las presiones de reservorio están por encima de la presión de punto de burbuja, y cuando la presión está por debajo de esta, se utiliza el IPR de Vogel. Este IPR está particularmente utilizado cuando la presión de reservorio pr está por encima de la presión de burbuja y la presión dinámica de fondo pwf está por debajo. Por lo tanto:
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
48
Hay que considerar que el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del factor skin y por lo tanto este es aplicado únicamente a pozos que no tienen daño. Standing extendió las curvas de IPR de Vogel para poderlas aplicar a pozos con daño o estimulados.
6.6.
Método de Rawlins
Rawlins y Schellharrdt (1936) presentaron la siguiente ecuación: 49 Donde: q : Caudal de gas (MPCD)
( )
P : Presión media del yacimiento en el área de drene (Psia) Pwf: Presión de fondo fluyendo (Psia) C : Coeficiente de flujo (MPCD/Psia 2) La ecuación anterior representa la Ley de Darcy para un fluido compresible. La constante C involucra términos tales como viscosidad del gas, permeabilidad al flujo de gas, espesor neto de formación, temperatura de formación, etc. Rawling y Schellhardt (1936) encontraron que dicha ecuación no considera la turbulencia, usualmente presente en pozos productores de gas, así que modificaron la ecuación con un exponente "n" en el lado derecho, resultando la siguiente expresión:
( )
Además encontraron que el exponente "n" puede variar desde 1.0 para flujo completamente laminar hasta 0.5 para flujo completamente turbulento. Si los valores para el coeficiente de flujo C y exponente n puede ser determinado por el régimen de flujo, para cualquier valor de P wf, puede ser calculado, el caudal y se puede construir la curva del comportamiento de flujo de entrada. Con este método, se tiene dos constantes para determinar “ C” y “n”. La teoría indica que “C” es una función de radio de investigación que significa que si dos periodos de flujo
poseen un mismo radio de investigación, ellas tendrán el mismo “C”.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
Las razones de flujo poseen un mismo intervalo de tiempo, entonces tendrá un mismo radio de investigación y por tanto un mismo “C”. Para períodos estables de flujo, el “C” será el “C” estabilizado, que es el que estamos tratando de determinar. Para una serie de periodos de flujo iguales que no son largos o suficientes para alcanzar la estabilización, los “Cs” (coeficientes de flujo) de cada prueba serán los mismos, pero no 50 serán los “C” estabilizados. Si el pozo ha fluido a un caudal estabilizado, como se muestra en el esquema log-log , podemos determinar un máximo potencial transiente de la prueba,
La gráfica logarítmica log-log de la diferencial de presión (PR2−Pwf2) versus qg, nos muestra una línea recta y el factor de turbulencia expresado por (n) es inversa a la pendiente de esta línea. La grafica nos muestra, una prueba de producción con cuatro caudales de flujos, que estarían sobre una misma línea recta mostrando una condición de flujo estabilizado. El valor del exponente n se puede hallar con:
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
Una vez determinado el valor del exponente n, el valor C se puede determinar usando la siguiente ecuación:
51
O el valor de la constante C en base a los datos de reservorio puede ser representado por la siguiente ecuación:
1.7.
Método de Fetkovich
Partiendo de las pruebas isocronales para pozos de gas y basado en cientos de observaciones de datos de pozos de petróleo, se determino que la IPR para pozos de petróleo podría ser mejor descrita por la ecuación:
Donde: C = Constante de estabilización. n = Factor de turbulencia que puede variar entre 0.57 y 1. Este factor n es igual a 1/m, donde m es la pendiente del grafico log (Pr2 – Pwf2) vs. log(q). Ambos valores son característicos de cada pozo.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
El valor de C se encuentra de extrapolar la curva hasta interceptar con el eje de las ordenadas en el punto en que P r2 – Pwf2 = 1. También es posible calcularlo con la siguiente ecuación, conociendo previamente el valor de n, que se lo determina del grafico log (Pr2 – Pwf2) vs. log q o.
Conocidas estas dos variables se puede tener una tabla con la resolución de la ecuación anterior para diferentes valores de P wf y se grafica en un plano cartesiano, obteniendo la IPR. El uso del método de Fetkovich es beneficioso debido a que mediante una pequeña modificación de la ecuación se puede determinar la curvas de IPR a futuro las cuales son muy importantes sobre todo para cuando se va implementar un sistema de levantamiento artificial en el pozo, puesto que con estas curvas podemos proyectar la producción a futuro en los diferentes tipos de levantamiento y comparar, para finalmente decidir que método será más conveniente. Para determinar la IPR futura se debe calcular C’, que es el valor de la constante a futuro.
El valor obtenido es sustituido en la ecuación principal del método de Fetkovich.
′ Donde Pri y Ci están dadas en un tiempo inicial t 1, y Pr, Pwf están dadas a un tiempo mayor a t1, mientras que n es una constante del pozo a cualquier tiempo.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
52
1.8.
Prueba de Flujo Tras Flujo
Llamada también pruebas convencionales de contrapresión (Conventional Backpresure Test). En este tipo de prueba, el pozo se fluye a un determinado caudal midiendo la presión fluyente del fondo la cual normalmente se mantiene en estado transigente (no alcanzado el estado pseudo-estable). Luego el pozo cambia su flujo a un nuevo régimen, normalmente en estado transigente sin llegar al estado pseudo estable. Ver figura 4.6. La presión puede ser medida con un medidor de presión de fondo de pozo. Este proceso es repetido para diferentes regímenes de flujo estabilizados. Esto se puede realizar para un número indeterminado de periodos de flujo, normalmente es recomendable que sean cuatro, al final de la prueba de multi-flujo se efectúan un cierre de pozo cuyo tiempo depende del tiempo de estabilización.
1.9.
Prueba de Contrapresión.
Son denominados también pruebas multipunto, que consiste en hacer fluir el pozo utilizando distintos diámetros de choque hasta obtener con cada uno de ellos caudales y presiones que se acerquen a la estabilidad. Este tipo de pruebas se aplica en yacimientos de mediana y alta permeabilidad en los caudales el tiempo mínimo de estabilización fluctúa entre 8 y 12 hrs. en pozos de desarrollo y mayores a 12 hrs. en pozos exploratorios.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
53
En la secuencia de operaciones, estas pruebas son las siguientes:
• Abrir pozo para orientar flujo de gas al quemador con caudales máximos hasta obtener
producción de fluido limpio.
• Cerrar pozo hasta que se estabilice las presiones, el período de cierre varía ent re 8 y 12
54 hrs. Estabilizada la presión se baja a fondo de pozo bomba amerada para medir exactamente los valores definitivos de la presión de fondo de pozo y la presión fluyente en fondo de pozo.
1.10. Pruebas Isocronales El objetivo de las pruebas isocronales, propuesto por Cullender (1955), es obtener datos para establecer una curva de productividad o capacidad estabilizada sin que se deje fluir el pozo, en el tiempo innecesario para alcanzar condiciones estabilizadas a cada gasto. El principio o fundamento es que el radio de investigación alcanzado en un tiempo dado, en una prueba de flujo, es independiente del gasto de flujo. Por lo tanto, si una serie de pruebas de flujo se realizan en un pozo, cada una para el mismo período de tiempo (isocronal), el radio de investigación será el mismo al final de cada prueba. Consecuentemente, la misma porción del yacimiento será drenada en cada gasto. La Figura 2.5 ilustra un diagrama de gasto y presión para una prueba de flujo isocronal en un pozo de gas. En donde se puede advertir que el período de cierre después de cada período de flujo, debe ser suficiente para alcanzar la presión estática del yacimiento (o al menos aproximada). Además se debe considerar que es necesario tener un período de flujo estabilizado al final de la prueba.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
55
PRUEBAS ISOCRONALES (PROCEDIMIENTO DE CAMPO) (R. Smith, 1992). 1. Cerrar el pozo para obtener una presión de fondo de cierre estabilizada. 2. Abrir el pozo con un estrangulador de diámetro pequeño, por ejemplo, uno de 6/64 pg, y dejar fluir al pozo durante ocho horas. 3. Al final del período de flujo de ocho horas, registrar la presión de fondo fluyendo y el gasto de flujo. 4. Cerrar el pozo y dejar que la presión de fondo fluyendo se incremente a partir de la presión estática. 5. Abrir el pozo con un estrangulador ligeramente mayor, por ejemplo, 8/64 pg y dejar fluir al pozo durante ocho horas. 6. Al final del período de flujo de ocho horas, registrar la presión de fondo fluyendo y gasto de flujo. 7. Cerrar el pozo y dejar que la presión de fondo fluyendo se incremente hasta que la presión de fondo de cierre se estabilice. 8. Repetir los pasos 5, 6, y 7 utilizando progresivamente diámetros de estrangulador mayores.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
9. Asegurarse que los registros de presiones de flujo sean tomadas justo antes del cierre. Además, si el gasto está variando en una prueba de flujo, registrar el gasto justo antes del cierre. 10. Estos cuatro puntos transitorios deberán ser graficados tal y como se describió en la prueba convencional de contrapresión (ya sea el método clásico o el método teórico). 56 11. Abrir el pozo para un quinto período de flujo (utilizando un diámetro de estrangulador previo, o bien, empleando uno nuevo) y dejarlo fluir hasta que ocurra la estabilización. Registrar este gasto y presión de fondo estabilizados. 12. Graficar este punto estabilizado. La curva de productividad estabilizada pasa a través de este punto estabilizado y es paralelo a la línea de los cuatro puntos estabilizados. Se puede advertir que la duración del tiempo exacto de los períodos de flujo, no es tan importante. Por ejemplo, períodos de flujo de doce horas podrán ser utilizados en lugar de ocho horas. Se puede observar que los períodos de cierre no necesariamente son iguales. En cada período de cierre, la presión de fondo se incrementa para que la presión de cierre se estabilice.
1.11. Prueba Isocronal Modificado El Objetivo de las pruebas Isocronales modificadas, es obtener la misma información que las pruebas Isocronales, sin requerir, en algunas ocasiones, de largos periodos de cierre. De hecho, las verdaderas pruebas Isocronales han probado ser imprácticas como tipo de pruebas para muchos pozos.
Con el propósito de acortar los tiempos de prueba, se propuso desarrollar las pruebas Isocronales modificadas, las cuales se realizan empleando periodos de cierre igual a los periodos de flujo, lo cual proporcionó resultados satisfactorios. En este tipo de pruebas se emplean las presiones de cierre inestabilizadas para calcular la diferencia de la relación de presiones para el próximo gasto.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
Las pruebas Isocronales modificadas han sido empleadas extensivamente en yacimientos de baja permeabilidad, debido a que permiten "salvar" tiempo y dinero. Además, han probado ser una excelente aproximación de las pruebas Isocronales verdaderas.
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PROCEDIMIENTO DE CAMPO DE LAS PRUEBAS ISOCRONALES MODIFICADAS. 1. Cerrar el pozo para estabilizar la presión de cierre (lo suficiente para obtener una buena estimación de la presión estática del yacimiento). 2. Abrir el pozo con un estrangulador pequeño, de 6/64 pg y dejar fluir al pozo durante doce horas. 3. Al final de éste período de flujo, registrar el gasto y la presión de fondo fluyendo. 4. Cerrar el pozo durante 12 horas. 5. A final del período de cierre, registrar la presión. Esta presión de cierre se utilizará en el análisis como una estimación de la presión estática para el segundo período de flujo. 6. Abrir el pozo con un estrangulador con un diámetro ligeramente mayor, 8/64 pg y dejar fluir al pozo durante doce horas. 7. Al final de éste período de flujo, registrar el gasto y la presión de fondo fluyendo.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
8. Cerrar el pozo durante doce horas, registrar la presión de fondo del pozo (para ser usada como una aproximación de la presión estática para el próximo período de flujo). 9. Repetir los pasos 6, 7 y 8 utilizando progresivamente diámetros de estrangulador mayores. Para cada período de flujo, la presión estática aproximada se utilizará en el análisis. Esto es, la presión de cierre existente justo antes de iniciar el período de 58 flujo. La presión de fondo fluyendo es la que se encuentra al final de cada período de flujo, aunque la estabilización no haya ocurrido. 10. Estos cuatro puntos son graficados en la misma forma descrita para pruebas convencionales de contrapresión. 11. Realizar un quinto período de flujo hasta que la estabilización ocurra. Se puede utilizar un nuevo diámetro de estrangulador o uno de los previamente utilizados. Para el análisis, se utiliza la presión de fondo fluyendo estabilizada así como también el gasto al final del período de flujo. Esto permitirá obtener un punto a condiciones estabilizadas. 12. Graficar el punto estabilizado, y dibujar una línea a través de este punto paralela a la línea trazada a través de los cuatro puntos anteriores. Esta línea a lo largo del punto estabilizado es la curva de capacidad estabilizada para este pozo.
2. AOF Un parámetro comúnmente usado para ver el potencial cuando la Pwf= 0, es llamado Potencial Absoluto de Flujo Abierto (AOF), el cual es definido como el máximo caudal que
un pozo de gas produciría sin contrapresión. A continuación realizaremos un ejercicio calculado el AOF. Ejemplo. Se realizó una prueba de flujo-tras-flujo en un pozo situado en un reservorio de baja presión y alta permeabilidad. Usando los datos de esa prueba determinar: MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
1. Los valores de n y C de la ecuación de capacidad productiva. 2. El AOF. 3. El caudal de flujo para Pwf = 160 psia. Prueba
Qsc(Mscfd)
Pwf(Psia)
Pr2 – Pwf2 (x103Psi2)
0
201
40.4
1
2730
196
1.985
2
3970
195
2.376
3
4440
193
3.152
4
5550
190
4.301
Calculo de n Se toma los valores de 1 y 4 por que ambos pasan por la line de tendencia gráfica.
log∆log lloogg∆ log2730log5550 log4.30110 l o g1, 9 8510 0,92
Con los datos de la última prueba (prueba 4) calculamos C:
5550, 2,52 4,30110
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
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1. La ecuación de capacidad de entrega es:
2,52 , 60
2. AOF @ Pwf = 0
2,52 , 2,52 201 0, 43.579 3. Qsc @ Pwf = 160 psia
,
2,52300201160 17. MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
3. CONCLUSIONES Las curvas PIR representan la capacidad de aporte del yacimiento a través de un pozo en específico. La potencialidad de un pozo se mide mediante el índice de productividad y no a través de la tasa de producción. 61 El índice de productividad es un valor que varía a lo largo de la vida productiva del pozo. El método de Standing considera que la productividad de un pozo se ve afectada directamente por los daños o cambios que afectan al mismo. Es por ello que este método es uno de los más usados para la elaboración de las curvas IPR. Las curvas IPR tienen muchísima importancia en la industria petrolera, por medio de estas se puede calcular la tasa de producción a una presión de fondo fluyente dado; también pueden asarse para determinar un método de producción optimo, diseño de levantamiento artificial, diseño de estimulación, tratamiento y desempeño de producción. Y permite observar el rendimiento del pozo luego de los cambios realizados. La ley de Darcy debe ser considerada en la predicción de la tasa de flujo desde el yacimiento hasta el borde del pozo. Para evaluar el comportamiento de las áreas productoras, la ley de Darcy puede darse para flujo continuo, semi-continuo y transitorio, tomando en cuenta flujos monofásicos en pozos horizontales. Las pruebas de pozo y de presión son herramientas útiles
que permiten conocer
propiedades esenciales en el estudio de los yacimientos. A través de las pruebas se puede obtener la caracterización dinámica de un yacimiento. Una interpretación confiable de una prueba de pozo dependerá de los datos de srcen del yacimiento y de las propiedades de los fluidos presentes en la formación. MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
El diseño de la prueba debe ser realizado en función de los objetivos de la misma. El daño y el almacenamiento son considerados factores que alteran el verdadero comportamiento de las pruebas. La interpretación de las pruebas en yacimientos de gas y condensado permite observar la formación del banco de condensado, factor que de estimarse a tiempo permitirá considerar 62 condiciones de operación para evitar daños y disminución de la productividad del pozo. La interpretación de pruebas en yacimientos de condensado permite observar los efectos de la velocidad de despojamiento y él número capilar sobre la permeabilidad relativa del gas. La información obtenida de las pruebas de pozo y de presión permitirá reducir riesgos económicos tomando decisiones acertadas. La evaluación de la formación a través de una prueba permitirá optimizar el desarrollo del yacimiento en función de su potencial comercial y la eficiencia de la completación seleccionada.
4. RECOMENDACIONES Para obtener mejor representación del comportamiento de presiones es necesario seleccionar la prueba más adecuada según los objetivos a lograr.
Verificar la consistencia de los datos de srcen del yacimiento y las propiedades de los fluidos antes de realizar la prueba.
Realizar una adecuada calibración de equipos de superficie y sensores para garantizar la veracidad de la lectura de presión.
Validar los resultados de las pruebas por medio del análisis de data geológica y geofísica.
MODULO;EVALUACION DE YACIMIENTOS
5. BIBLIOGRAFIA -
Jose Luis Rivero S. Análisis Nodal y Explotación de Petróleo. Análisis de Reservorio. Tipos de pruebas de producción.
-
Alejandra Angulo (2010). Análisis del Sistema de producción en el campo ParaisoBiguino-Huachito para determinar el Incremento de producción mediante el cambio del Sistema de levantamiento artificial. http://bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/422/1/CD-0363.pdf
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http://www.oilproduction.net/cms/files/nota tecnicawellperformance_2010.pdf
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http://es.scribd.com/doc/22634288/Comportamiento-de-Pozos
-
Carlos Santaella (2010). La producción de hidrocarburos http://www.monografias. com/trabajos92/ produccion-hidrocarburos/produccion-hidrocarbur os.s html#ixz z46tYOH05x
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http://es.scribd.com/doc/52188849/PRODUCCION-I-IPR
-
http://es.scribd.com/doc/17345388/Procedimiento-de-Potencial-de-Produccion
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