UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO
MÉTODO GIGER REISS JOURDAN
Pozos Horizontales Desde 1980 el pozo horizontal comenzó, comenzó a capturar una parte creciente de la producción de hidrocarburos. Los pozos horizontales ofrecen las siguientes ventajas sobre los pozos verticales:
Gran volumen del depósito puede ser drenado por cada pozo horizontal.
Los pozos horizontales pueden minimizarlos problemas de agua y zonas de gasificación.
Durante la recuperación secundaria, las zonas de larga horizontal proporción mayores tazas de inyección.
La longitud del pozo horizontal puede proporcionar el contacto con fracturas múltiples y en gran medida a mejorar la productividad.
El método Giger Reiss Jourdan se aplica en:
Pozos de petróleo
Pozos horizontales
Formaciones Isotrópicas Tipo de formación en el cual las propiedades de sus rocas son las mismas en todas las direcciones. Aunque esto nunca ocurre realmente, el flujo de fluidos en las rocas se aproxima lo suficiente a esta situación como para considerar ciertas formaciones como isotrópicas.
Formaciones Anisotrópicas Formación cuyas propiedades son direccionalmente dependientes. Las propiedades direccionalmente dependientes más comunes son la permeabilidad y el esfuerzo. La mayoría de las formaciones tienen anisotropía de permeabilidad vertical a horizontal siendo mucho menor la permeabilidad vertical (con frecuencia de un orden menos de magnitud) que la permeabilidad
Método Giger Reiss Jourdan
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horizontal. La anisotropía de permeabilidad del plano de estratificación es común en presencia de fracturas naturales.
Ecuaciones por emplear Para un depósito donde el isotrópico la permeabilidad vertical (Kv)es igual a la permeabilidad horizontal (Kh), Giger (1984) propuso la siguiente expresión para la determinación del índice de productividad:
I.
Para el índice de productividad horizontal
0,l00708 n+ln =
II. Determinamos el parámetro X
X=
1+ 1+( ) /2
Para tener en cuenta la anisotropía de depósito, los autores proponen las relaciones siguientes:
III.
Determinar el parámetro betha (β)
√
β=
IV. Determinar el índice de productividad horizontal:
L: Longitud del pozo horizontal (ft) K h: permeabilidad horizontal (md) K v: permeabilidad vertical (md) Método Giger Reiss Jourdan
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µ :
Viscosidad del petroleo (cp)
: Factor volumetrico del petroleo
: radio del pozo (ft)
reh: radio de drenaje el pozo horizontal (ft) Además, se debe calcular el radio de drenaje del pozo horizontal, para ello emplear la siguiente ecuación:
V. Radio de drenaje el pozo horizontal
= √ ∗ A: Área de drenaje del pozo Horizontal (acres) Y finalmente para calcular la tasa de flujo horizontal se emplea:
Qoh = Jh* (Pe-Pwf)
Método Giger Reiss Jourdan
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Aplicación: E jemplo 1: Un pozo horizontal de 2000 metros de largo y con un área de drenaje estimado de
120 acres. El embalse de caracteriza por una isotrópico con las propiedades descritos a continuación:
=
= 100 md
h = 60 pies
= 1.2 bbl/STB
µo = 0,9 cp
= 3000 psi = 0,30 m
= 2500 PSI
Suponiendo un flujo de estado estacionario.
a) Construya una tabla y grafique el comportamiento de producción presente. b) Suponiendo que la presión de fondo fluyente declina a 2700 psi, Construya una tabla y grafique el comportamiento de producción futura.
= ∗ = Resolviendo para la producción presente: Paso 1: calcular el parámetro X de ecuación II.
√ 1+ 1 + X = 2000/21290 = 2.105 Paso 2: resuelva para Jh por aplicando la ecuación I
3000 ) I S P ( e t n e y u l F o d n o F e d n ó i s e r P
2500 2000 1500 1000 500 0 0
20000
40000
60000
80000
100000 120000 140000
Tasa de flujo Horizontal (STB/D)
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Finalmente comparamos la producción presente y futura: 3500
) I S P ( e t n e y u l f o d n o f
3000 2500 2000 1500
e d n o i s e r P
1000 500 0 0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
Tasa de Flujo Horizontal (STB/D) Prediccion Futura
Prediccion Presente
E jemplo 2: Utilizando los datos del ejemplo y asumiendo un depósito isotrópico con Kh = 100
md y Kv = 10 md. Calcular el caudal de producción y además:
a) Construya una tabla y grafique el comportamiento de producción presente. b) Suponiendo que la presión de fondo fluyente declina a 2700 psi, Construya una tabla y grafique el comportamiento de producción futura.
Solución: Paso 1: resuelva para Betha de relación de permeabilidad aplicado la ecuación III.
√ 11000
β=
= 3.162
Paso 2: calcular el parámetro X como se muestra en el ejemplo 1
