Contenido Contenido............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. ................................. ................................. .........................1 ........1 1.
INTRODUCCIÓN. INTRODUCCIÓN. ................................. .................................................. .................................. ................................. ................................. ................................. .....................3 .....3
2.
OBJETIVOS .................................. .................................................. ................................. ................................. .................................. .................................. .............................3 .............3
3.
CURVA IPR .................................. .................................................. ................................. ................................. .................................. .................................. .............................4 .............4
4.
5.
3.1.
Factores que afectan la curva IPR. ............................... ................................................ .................................. ................................. .....................6 .....6
3.2.
Índice de Productividad ................................. .................................................. ................................. ................................. .................................. .................11 11
3.3.
Catalogación de los pozos de acuerdo al índice de productividad .................................. ....................................12 ..12
3.4.
Capacidad de producción de los pozos se estima: ................................. ................................................. ...........................12 ...........12
3.5.
Eficiencia de flujo. (EF)................................. ................................................. ................................. ................................. .................................. ....................12 ..12
3.6.
Factor de daño. (s) ................................. ................................................. ................................. .................................. .................................. .........................13 ........13
3.2.
Comportamiento Comportamiento de afluencia de formaciones productoras. ............................... ...........................................16 ............16
3.3.
Flujo Natural .................................. .................................................. ................................. ................................. ................................. .................................. .................16 16
3.9.
Flujo de yacimiento de petróleo. .................................. .................................................. ................................. ................................. ...................17 ...17
ESTADO DE FLUJO.................................. ................................................. ................................. .................................. ................................. ................................. .................17 17 4.1.
Flujo no continuo o transitorio. ................................. ................................................. ................................. ................................. ......................17 ......17
4.2.
Transición de estados de flujo. .................................. .................................................. ................................. ................................. ......................17 ......17
4.3.
Flujo continuo o estacionario. ............................... ................................................ .................................. .................................. .........................17 ........17
POTENCIAL DE POZO (PP) ................................. ................................................. ................................. ................................. ................................. .......................18 ......18 5.1.
Pérdidas de Potencial: ................................. ................................................. ................................. ................................. .................................. ....................18 ..18
5.2.
Proceso Continuo ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. ............................18 ...........18
6.
AOF.................................. .................................................. ................................. ................................. ................................. ................................. ................................. .......................19 ......19
7.
MÉTODOS DE PREDICCIÓN PREDICCIÓN DE CURVAS IPR: ................................. ................................................. ................................. ............................19 ...........19 7.7.1.
Método de Darcy: ................................. ................................................. ................................. ................................. ................................. .......................19 ......19
PARA FLUJO CONTINUO DE UN LÍQUIDO MONOFÁSICO: M ONOFÁSICO:................................ ................................................. .........................19 ........19 PARA FLUJO SEMI CONTINUO DE UN LIQUIDO MONOFASICO (LIMITE EXTERIOR CERRADO Y PWS CONOCIDA): .................................. .................................................. ................................. ................................. ................................. .................................. .................20 20 7.7.2.
Método de Vogel: ................................. ................................................. ................................. ................................. ................................. .......................20 ......20
RESERVORIO BAJO SATURADO (Pr>Pb). ............................................... ............................................................... ................................. ....................21 ...21 RESERVORIO SATURADO (Pr
Método de Standing ............................... ................................................ .................................. ................................. .................................. ....................22 ..22
RESERVORIO BAJO SATURADO (Pr>Pb). con FE ≠ 1 ................................. ................................................. ................................. .................23 23
RESERVORIO SATURADO (Pr
7.7.4.
IPR de Pozos Petroleros. .................................. .................................................. .................................. .................................. ...........................26 ...........26
7.7.5.
IPR Compuesto ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. ............................27 ...........27
7.7.6.
Método de Rawlins .................................. .................................................. ................................. ................................. ................................. ....................30 ...30
7.7.7.
Método de Fetkovich................................. .................................................. ................................. ................................. .................................. .................32 32
7.7.8.
Metodo de Jones Blount y Glazee ................................. ................................................. ................................. ...............................35 ..............35
7.7.9.
Prueba de Flujo Tras Flujo............................... ................................................. ................................... ................................. ...........................39 ...........39
7.7.10.
Prueba de Contrapresión ................................. ................................................. .................................. .................................. ...........................39 ...........39
7.7.11.
Prueba Isocronales .................................. .................................................. ................................. ................................. ................................. ....................40 ...40
7.7.12.
Prueba Isocronal Modificado ................................. ................................................. ................................. ................................. ......................42 ......42
8.
CONCLUSIONES .................................. ................................................... ................................. ................................. .................................. ................................. ...................44 ...44
9.
BIBLIOGRAFIA ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. .................................. .........................45 ........45
7.7.4.
IPR de Pozos Petroleros. .................................. .................................................. .................................. .................................. ...........................26 ...........26
7.7.5.
IPR Compuesto ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. ............................27 ...........27
7.7.6.
Método de Rawlins .................................. .................................................. ................................. ................................. ................................. ....................30 ...30
7.7.7.
Método de Fetkovich................................. .................................................. ................................. ................................. .................................. .................32 32
7.7.8.
Metodo de Jones Blount y Glazee ................................. ................................................. ................................. ...............................35 ..............35
7.7.9.
Prueba de Flujo Tras Flujo............................... ................................................. ................................... ................................. ...........................39 ...........39
7.7.10.
Prueba de Contrapresión ................................. ................................................. .................................. .................................. ...........................39 ...........39
7.7.11.
Prueba Isocronales .................................. .................................................. ................................. ................................. ................................. ....................40 ...40
7.7.12.
Prueba Isocronal Modificado ................................. ................................................. ................................. ................................. ......................42 ......42
8.
CONCLUSIONES .................................. ................................................... ................................. ................................. .................................. ................................. ...................44 ...44
9.
BIBLIOGRAFIA ............................... ................................................ .................................. ................................. ................................. .................................. .........................45 ........45
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. 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 2.2.1. 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. 2.1.1. Objetivos Específicos o
Conocer el comportamiento más representativo del reservorio. reservorio.
o
Cuantificar los niveles máximos del potencial de protección sostenible. 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
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 /J Figura 1.- CURVA IPR (Relación comportamiento de la producción y caída de presión)
Fuente: 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. 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.
* 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 esrecta, entonces J es constante y 7) 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 (
esa recta en log-log es “1/n
2 − 2) o (∆2) VS (q).
∆ ) en el eje “Y”, la pendiente de 2
3.1.
Factores que afectan la curva IPR.
Presión y la fase de los fluidos del yacimiento. Cuando la presión 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 presión desciende hasta ser menor que el punto de burbuja entonces se formara gas libre y l a 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, cuando la presión del yacimiento se encuentre por debajo del punto de burbuja es de esperar que la viscosidad del aceite se incremente con la disminución de la presión 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 presión 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 presión 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 presión 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 presión va a ser menor y esto causara que J se
incremente.
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.
3.1.1. Área de drenaje
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.
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.
•
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 rev.
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.
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. b: Mitad del eje menor de la elipse, pies. rev: Radio de drenaje, pies. L: Longitud de la sección horizontal del pozo, pies.
3.2.
Índice de Productividad
Para definir el índice de productividad se deben definir los conceptos de “Presión estática del yacimiento” y “Presión fluyente del pozo”.
La presión estática del yacimiento es la presión que habría en todo el yacimiento si estuviera en equilibrio estático, de ahí su nombre de presión estática, es decir, sería la presión a la cual se estabilizaría el yacimiento si todos los pozos que producen de él se cerraran. •
La presión fluyente del pozo es la presión 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 qo (bls/día) y el diferencial de presión (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: J= Índice de productividad (BPD/psi) Q= tasa de producción (BPD) Pr = Presión estática del yacimiento (psi) Pwf= Presión de fondo fluyente (psi)
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 presión.
3.3.
Catalogación de los pozos de acuerdo al índice de productividad
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 0,5 ≤ J ≤ 1,0
Productividad media
1,0 ≤ J < 2
Alta Productividad
J≥2
3.4.
Baja Productividad
Excelente productividad
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. 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.
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 daños ocasionados por esta operación son similares a los ocasionados por el lodo. Los líquidos usados para el pre-lavado pueden contener sólidos 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.
•
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.
3.2.
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.
3.3.
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. 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, 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 son 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.
3.9.
Flujo de yacimiento de petróleo.
El movimiento de petróleo hacia el pozo se origina 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 Qo 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 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.
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 (re) del centro del pozo y la presión fluyente en la cara de la arena (Pwfs) a una distancia (rw) 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.
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.
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. 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.
7. MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE CURVAS IPR: 7.7.1. Método de Darcy:
PARA FLUJO CONTINUO DE UN LÍQUIDO 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 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
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:
() 7.7.2. 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:
EF=1 IP=J
Dependiendo si el yacimiento es subsaturado ó saturado, las ecuaciones a utilizar serán las siguientes: RESERVORIO BAJO SATURADO (Pr>Pb). La aplicación del método para reservorio de petróleo bajo saturado con la presión fluyente de fondo mayor que la presión de burbuja, la ecuación usada es derivada del IP constante
Desarrollando para Pwf en términos de qo se observa que un gráfico de Pwf vs., qo sobre coordenadas cartesianas resulta en una línea que tiene pendiente de -1/J y una intersección de Pr para qo = 0 Ec.4
RESERVORIO SATURADO (Pr
En base a la ecuación general y al comportamiento de la relación de índice de productividad figura tenemos:
Ec.5
Ec.6
7.7.3. Método de Standing 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:
Se tiene: 1.
Si J real > J ideal → EF > 1. El Pozo esta Estimulado.
2.
Si J real < J ideal → EF < 1. El Pozo esta Dañado.
3.
Si J real = J ideal → 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.
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.
RESERVORIO BAJO SATURADO (Pr>Pb).
con FE ≠ 1
Ec.7
RESERVORIO SATURADO (Pr
Suponer que en un pozo se llevó a cabo una prueba de incremento de Presión seguida de una prueba de decremento para tres caudales distintos. Se desea determinar la Curva IPR para las condiciones actuales del Pozo (EF 0.7 “ Pwf 1850 Psi) así como su Comportamiento para después de la Estimulación esperando un EF 1.3
Paso 1 Cálculo de Caudal Máximo para cada Prueba
La columna 3 Se calculó con la siguiente Ec
Las Columna 5 y 6 se calcularon con la Ec. De Voguel
Finalmente se calculó las Curvas IPR para EF0.7 y 1.3
7.7.4. 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
7.7.5. 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:
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. EJERCIOS PROPUESTOS POR IPR COMPUESTO.
Determinar el comportamiento de un sistema combinado con los siguientes datos:
Paso 1 Para construir nuestra IPR primeramente Tenemos que Determinar el caudal máximo AOF y el caudal de burbuja.
Paso 2 Asumimos los caudales y determinamos las presiones fluyente tanto para el sistema monofasico como bifásico.
Calculamos la presion fluyente para el fluido monofasico
Fluido bifasico
RESULTADO
7.7.6. Método de Rawlins
Rawlins y Schellharrdt (1936) presentaron la siguiente ecuación:
Donde: Q: Caudal de gas (MPCD) Pr: Presión media del yacimiento en el área de drene (Psia) Pwf: Presión de fondo fluyendo (Psia) C: Coeficiente de flujo (MPCD/Psia2)
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 Pwf, 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”.
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 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 (PR −Pwf ) 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:
Una vez determinado el valor del exponente n, el valor C se puede determinar usando la siguiente ecuación:
O el valor de la constante C en base a los datos de reservorio puede ser representado por la siguiente ecuación:
7.7.7. 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 determinó que la IPR para pozos de petróleo podría ser mejor descrita por la ecuación:
Conocidas estas dos variables se puede tener una tabla con la resolución de la ecuación anterior para diferentes valores de Pwf 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 EJERCIOS PROPUESTOS POR FETKOVICH
Se realizó una prueba de flujo tras flujo de 4 puntos, su presión de reservorio es de 4453 psi, Tr=180 oF. Se desea determinar los siguientes puntos. 1. El máximo potencial AOF transiente y estabilizado 2. Determinar la constante C y la constante de turbulencia n 3. Construir la relación del Índice de Productividad para el estabilizado y tr ansiente Los datos de la prueba son:
Paso 1 graficamos el caudal vs la diferencial de presión al cuadrado, con la presión de reservorio al cuadrado determinamos los caudales máximo de la prueba transiente y estabilizada como puede observarse en la grafica AOF estabilizada = 9100 BPD, AOF transiente = 10200 BPD
Paso 2 Determinamos la constante de turbulencia y almacenaje n y C C`
Si tomamos la ecuación tomamos la presion fluyente igual a cero obtenemos nuestra constante C con la
Paso No 3 con estos datos determinamos nuestra relación de índice de productidad (IPR)
7.7.8. Metodo de Jones Blount y Glazee 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
La grafica de Jones Blount Glaze usando las ecuaciones para tres o cuatro puntos de la prueba, podemos distinguir la perdidas de presiones causada por el flujo no darciano Dq, de las perdidas de presión causada por el Daño Skin S. siendo este un importante factor en la selección de una estimulación apropiada, mejorando la productividad del pozo. Hay tres indicadores que se pueden usar en la interpretación de los gráficos los cuales son:
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 pe rdida de presión causada por el flujo no darciano . El valor de C¨ es determinada usando la siguiente ecuación:
La grafica nos ilustra las posibles conclusiones que podrían ser obtenida 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. 3. Si los valores de C y C¨/C son bajos, el pozo tiene buena completacion. 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. 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:
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.
Ejemplo No 5 Se realizo una prueba de flujo tras flujo de 4 puntos cuya zona perforada es de 30 pies, su presión de reservorio es de 4453 psi , Tr=180 oF. Se desea determinar los siguientes puntos. 1. Determinar la constante de Flujo Laminar y Flujo Turbulento C y D 2. Determinar el caudal Máximo de entrega AOF. 3. Analizar los Indicadores Propuestos C´/C 4. Determinar el máximo Potencial cuando de incrementa las perforaciones al doble. 5. Construir la Relación de Productividad IPR Solución primeramente procedemos a los cálculos para el método como se muestra en la tabla siguiente
1er Paso realizar la gráfica del Qo vs Pr-Pwf/Qo como se muestra en la figura a continuación.
2do Paso con la gráfica obtenida determinamos los valores de C y D los cuales son: C=0.0226 y el valor de D= 0.00004.
3er paso determinamos el caudal máximo de entrega AOF=10224 BPD, con la siguiente ecuación
4to paso determinamos el C´ y analizamos los indicadores
5to paso determinamos el incremento del potencial si incrementamos nuestra perforación al doble AOF= 14271 BPD lo cual es un incremento en nuestra producción.
6to paso con el mismo concepto del paso 2 se construyó el IPR con y sin incremento de las perforaciones las cuales se pueden observar en la tabla siguiente
7.7.9. 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 s ean cuatro, al final de la prueba de multi-flujo se efectúan un cierre de pozo cuyo tiempo depende del
tiempo de estabilización.
7.7.10.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. 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 entre 8 y 12 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 presi ón fluyente en fondo de pozo. •
7.7.11.Prueba 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.
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. 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).
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. 7.7.12.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. 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.
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.
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 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.
8. CONCLUSIONES Las curvas IPR 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. 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 usarse 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 origen del yacimiento y de las propiedades de los fluidos presentes en la formación
9. 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 -
http://www.oilproduction.net/cms/files/nota tecnicawellperformance_2010.pdf
-
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 -
http://es.scribd.com/doc/52188849/PRODUCCION-I-IPR
-
http://es.scribd.com/doc/17345388/Procedimiento-de-Potencial-de-Produccion
