Modulo II Comportamiento de Afluencia de Pozos de Petroleo y Gas

MODULO II. COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE POZOS DE PETRÓLEO Y GAS. Presentado por: Ing. Alfredo Rodríguez. MSc

Ingeniería de Producción de Hidrocarburos.: Ing. Alfredo Rodríguez. MSc

INTRODUCCIÓN

El desarrollo de herramientas que permitían medir la presión en el fondo del pozo, a finales de la década de 1920, permitieron al ingeniero de campo medir la producción del pozo en superficie y correlacionarla con la presión. Desde entonces, los esfuerzos se concentraron en obtener expresiones matemáticas que permitiesen estimar la tasa de producción como función de la presión de fondo fluyente, y que las misma fuese válida para un amplio rango de condiciones operacionales.

 “Inflow Performance Relationship IPR” o curva de comportamiento de afluencia es utilizada para definir la relación entre la tasa de producción de Petróleo en superficie y su correspondiente presión de fondo fluyente.  “Backpressure Curve” o curva de contrapresión para referirce a la misma relación pero para una tasa de Gas en superficie.

COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA PARA POZOS DE PETRÓLEO

….La preparación de las curvas de afluencias tanto para pozos de petróleo como de gas son extremadamente importantes en el análisis de sistemas de producción. Cuando no se tiene idea alguna acerca de la capacidad productiva de un pozo, el diseño y optimización del sistema de líneas superficiales es muy difícil de alcanzar. En esta sección se presentan los procedimientos usados por el ingeniero de producción para predecir el comportamiento de afluencia de arenas productoras de petróleo.

PLANIFICAR Y EJECUTAR ADQUISICIÓN DE DATOS QUE MEJORE LA DESCRIPCIÓN DE LOS POZOS Y/O YACIMIENTOS.



Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ley de Darcy:

Modelo para flujo lineal

Darcy (1856) desarrollo una ecuación de flujo que se convirtió en uno de los estándares matemáticos de la ingeniería de petróleos. Para flujo de fluido incompresible a través de una muestra de roca de longitud L y un área A, la ecuación de flujo esta definida como: Donde:

v : velocidad de flujo aparente, cm/seg.

(1)

K : constante de proporcionalidad o permeabilidad (Darcy) μ : viscosidad del fluido, cP dp/dL : diferencia de presion por longitud, atm/cm


Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ley de Darcy: Multiplicando ambos miembros de la ecuación (1) por el área seccional (A), entonces: Donde:

(2)

q : Tasa de flujo a través del medio poroso, cm³/seg A : área seccional por el cual el flujo fluye, cm²

La ecuación (2) puede ser definida dado que la geometría de la muestra es conocida, para un sistema de flujo lineal:

(3)


Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ley de Darcy:  Integrando la ecuación (3):

 Despejando q


(4)


Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ley de Darcy: Modelo para flujo radial La ecuación (1) puede ser utilizada para describir el flujo de fluidos en cualquier medio poroso donde la geometría del sistema no sea tan compleja de integrar, por ejemplo el flujo en un pozo no es lineal, es mas frecuente radial.

 Para flujo radial la ecuación de Darcy puede ser escribirse de la siguiente forma:

(5)


Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ley de Darcy: Modelo para flujo radial Definiendo la ecuación (5):

(6)

El termino dL es reemplazado por dr ya que el termino longitud (L) se convierte ahora en términos de radio, el signo menos no se coloca ya que el radio decrece en la misma dirección que la presión, en cualquier punto del yacimiento, el área seccional en la cual el flujo fluye será la superficie de un cilindro, es decir, 2𝜋rh, entonces

(7)

reorganizando la ecuación (7):


(8)


Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ley de Darcy: Modelo para flujo radial Integrando la ecuación (8):

(9)

Despejando q de la ecuación (9): Donde: q : Tasa de flujo a través del medio poroso, cm³/seg K : permeabilidad absoluta (Darcy)

(10)

h : espesor, cm. re : radio de drenaje, cm rw : radio del pozo, cm.

La Ec. 10. asume que el yacimiento es homogéneo y esta completamente saturado con un solo fluido incompresible.

pe : Presión en el radio de drenaje, atm. Pwf : presion de fondo fluyente. μ : viscosidad del fluido, cP


Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ley de Darcy: Modelo para flujo radial con flujo de Petróleo.  la ecuación de Darcy puede ser escrita para cualquier radio de drenaje como:

(11)

Donde: v : velocidad aparente del fluido, Bls/day-ft²

q : Tasa de flujo, Bls/day K : permeabilidad, md μ : viscosidad del fluido, cP 0,001127 = factor de conversion para expresar la Ec. En unidades de campo. Ar : área seccional en el radio r. Ingeniería de Producción de Hidrocarburos.: Ing. Alfredo Rodríguez. MSc


Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ley de Darcy: Modelo para flujo radial con flujo de Petróleo.  En cualquier punto en el yacimiento el área seccional en el cual el flujo fluye será la superficie de

un cilindro la cual es 2𝜋rh, entonces:

(12)

La tasa de sistemas de petróleo comúnmente expresada en unidades de superficie, es decir, barriles en tanque o STB (Stock-Tank-Barrels). Usando el símbolo Qo para representar el flujo de petróleo expresado en Bls/Dia o en ingles STB/Day, entonces :

Donde: Bo: Factor volumétrico del petróleo, en BY/BN


Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ley de Darcy: Modelo para flujo radial con flujo de Petróleo.  Entonces la Ec. De Darcy puede escribirse:

(13)

 Definiendo la Ec. 13, entonces:

Simplificando

(14)



Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ley de Darcy: Modelo para flujo radial con flujo de Petróleo. Integrando y simplificando la Ec. 14, finalmente:

Donde: q : Tasa de petroleo, Bls/dia K : Permeabilidad (md) h : espesor, ft.

(15)

re : radio de drenaje, ft rw : radio del pozo, ft. pe : Presión en el radio de drenaje, lpc. Pwf : presion de fondo fluyente, lpc μo : viscosidad del petroleo, cP Bo : Factor volumétrico del petróleo, BY/BN.


Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ley de Darcy: Modelo para flujo radial con flujo de Petróleo. Varios autores mostraron a partir de resultados reportados de pruebas de pozos que la presión

de drenaje promedios (pe) esta localizado cerca del 47% del radio de drenaje en condición semi estado estable, entonces:

(16)

 Posteriormente se introdujo el factor daño (S), entonces finalmente queda:

Ec. Semi-estado-estable



Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ecuación semi-estado estable: Modelo para flujo radial con flujo de Petróleo.

7.08.10−3 . 𝐾𝑜. 𝑕. (𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓) 𝑞𝑜 = 𝜇𝑜 . 𝛽0 . 𝑙𝑛 𝑟𝑒 𝑟𝑤 − 0.75 + 𝑆 Logaritmo Natural (re/rw) 

rw = 0.5 pies re (pies)

Ln (re/rw)

500

6.91

Determinar el radio de drenaje (re) del yacimiento es definitivamente una tarea difícil de realizar.



rw representa el radio del pozo y se encuentra referido

1000

7.60

2000

8.29

5000

9.21

10000

9.90

únicamente

al

diámetro

del

hoyo

perforado. 

Cualquier

error

que

se

cometa

en

la

determinación de (re) el mismo es amortiguado por el logaritmo natural de re/rw.


Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ecuación semi-estado estable: Modelo para flujo radial con flujo de Petróleo. 𝟕. 𝟎𝟖. 𝟏𝟎−𝟑 . 𝑲𝒐. 𝒉

𝑱= 𝝁𝒐. 𝜷𝒐.

𝑙𝑛 𝑟𝑒 𝑟𝑤 − 0.75 + 𝑆

=

𝒒𝒐 𝑷𝒓 − 𝑷𝒘𝒇

Presión Fluyente

Curva de oferta IPR 

1 𝐽=− 𝑚

Pwf

Cuando Pwf = Pr no existirá afluencia de fluidos.



La máxima tasa qomax corresponderá al valor de Pwf = 0.

q

Tasa de flujo



Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ecuación semi-estado estable: Modelo para flujo radial con flujo de Petróleo.

Eficiencia de Flujo (EF)

Índice de Productividad Es la relación entre la tasa de producción y el

Se define eficiencia de flujo a la relación

diferencial de presión disponible para el flujo, que

existente entre el índice de productividad

indica que tan buen productor es un pozo.

real y el ideal.

𝟕. 𝟎𝟖. 𝟏𝟎−𝟑 . 𝑲𝒐. 𝒉

𝑱= 𝝁𝒐. 𝜷𝒐.

𝑙𝑛 𝑟𝑒 𝑟𝑤 − 0.75 + 𝑆

=

𝒒𝒐 𝑷𝒓 − 𝑷𝒘𝒇

Baja productividad

J < 0.5

Productividad media

0.5 < J < 1.0

Alta productividad

1.0 < J < 2.0

Excelente productividad

2.0 < J

EF=

𝑱 𝑱´


Para Yacimientos Sub-Saturados (Pr > Pb): Ecuación semi-estado estable:

7.08.10−3 . 𝐾𝑜. 𝑕. (𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓) 𝑞𝑜 = 𝜇𝑜 . 𝛽0 . 𝑙𝑛 𝑋 − 0.75 + 𝑆 Los

pozos

difícilmente

drenan

geométricas

definidas,

pero

áreas con

de

formas

ayuda

del

espaciamiento de pozos sobre el tope estructural, la posición de los planos de fallas, la proporción de las tasas de producción de pozos vecinos, etc. se puede asignar formas de áreas de drenaje de los pozos y hasta, en algunos casos, la posición relativa del pozo en dicha área.



Métodos empíricos para construir la Curva de Afluencia IPR La determinación de la IPR es posible si el valor de todas y cada una de las variables envueltas es conocido. Sin embargo, suficiente y exacta información de yacimiento raramente existe. De hecho, bajo flujo multifasico, la solución puede no ser sencilla y la

forma más exacta seria resolver las ecuaciones que gobiernan el flujo a través del medio poroso mediante el uso de algún simulador. En campo, algunos métodos empíricos puede ser usados para estimar la IPR de manera sencilla. La mayoría de estos solo requieren de al menos una prueba estabilizada del pozo, como la tasa de producción y su respectiva presión de fondo fluyente.

Entre las correlaciones mas importantes se tienen:  Método de Vogel (1968).  Método de Fetkovich (1973).  Método de Jones, Blount y Glaze (1976)


 MÉTODO DE VOGEL (1968).

Su estudio se basó en la simulación de datos en 21 yacimientos con empuje por gas en solución que representaba un amplio rango de propiedades de roca y fluido; sin embargo, sólo se tomo en cuenta pozos sin daños para el estudio. El tipo de completación estudiada en el pozo fue vertical a hueco entubado. Suposiciones:

 Eficiencia de flujo EF igual al 100%.  Flujo Radial Uniforme e isotrópico.  Los efectos debido a segregación gravitacional y compresibilidad de la roca y agua son despreciados.  Pr ≤ Pb.  %AyS = 0



 MÉTODO DE VOGEL (1968). Vogel grafico diferentes IPR como función de la presión y tasa adimensional. La presión adimensional es definida como la presión de fondo fluyente dividida por la presión promedio del yacimiento Pwf/Pr. La tasa de flujo adimensional es definida como la tasa de flujo a una determinada Pwf dividida para la tasa de flujo máxima que ocurriría cuando Pwf = 0, en otras palabras q/qmax. Para cualquier condición de yacimiento estudiada, Vogel encontró que la IPR adimensional tenia una forma similar a la observada en la siguiente figura.

𝑞

Trabajo de Vogel

𝑞𝑀𝑎𝑥

𝑞 𝑞𝑀𝑎𝑥

𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑤𝑓 =𝑎+𝑏 +𝑐 𝑃𝑟 𝑃𝑟

𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑤𝑓 = 1 − 0.2 − 0.8 𝑃𝑟 𝑃𝑟

2

2


 MÉTODO DE VOGEL (1968). Si considera un yacimiento sub-saturado (Pr > Pb), resultaría fácil distinguir de la curva IPR una sección recta y otra curva.

Pr

𝑞 = 𝐽(𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓 )

Pr

𝑞 𝑞𝑀𝑎𝑥

Pwf

𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑤𝑓 = 1 − 0.2 − 0.8 𝑃𝑏 𝑃𝑏

2

Pwf

qb

Tasa de flujo


qb

Tasa de flujo


 MÉTODO DE VOGEL (1968).  Para culminar la construcción de la IPR 𝑞 = 𝐽(𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓 )

para Pwf ≤ Pb, viene definido como:

Pr

𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑤𝑓 𝑞 − 𝑞𝑏 = 1 − 0.2 − 0.8 𝑞𝑀𝑎𝑥 − 𝑞𝑏 𝑃𝑏 𝑃𝑏

Pwf  Si se asume que Pwf = Pb, entonces: 𝐽. 𝑃𝑏 1.8

qb

qb

𝑞𝑏 = 𝐽(𝑃𝑟 − 𝑃𝑏 ) qmax

𝑞𝑚𝑎𝑥 = 𝑞𝑏 +

𝐽. 𝑃𝑏 1.8

 Si se asume que Pr = Pb, entonces:

𝑞𝑚𝑎𝑥 =

𝐽. 𝑃𝑏 1.8

2


 MÉTODO DE VOGEL (1968). Vogel (1968) observó en su estudio que el efecto de daño en el pozo causa un enderezamiento en la curva del comportamiento de afluencia. Esa observación la estudió Standing en 1970 a través del perfil presión-distancia de un pozo con daño como se muestra en la siguiente figura.

Según Standing, el grado de alteración de la Py

permeabilidad

puede

ser

expresado

en

m  141.2

Pwf’

No flujo

Presión, P

términos de una relación de permeabilidad o q k h

eficiencia de flujo EF

𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓 𝐼𝑑𝑒𝑎𝑙 𝐸𝐹 = 𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓

Pdaño Pwf

rs

0.47re

Ln (r) Ingeniería de Producción de Hidrocarburos.: Ing. Alfredo Rodríguez. MSc


 MÉTODO DE VOGEL (1968).

Standing presento una serie de curvas adimensionales de IPR para diferentes valores de EF entre 0.5 – 1.5.



Sin embargo la metodología de Standing presenta la particularidad que genera valores negativos para bajos valores de Pwf y altos valores de EF .

1,0

0,8

Eficiencia de flujo

1, 3

0,6

2 1, ,1 ,0 1 1

9 0, 8 0,

Pwf/Py



0,4

7 0, 5 0,

6 0,

0,2

0 0

0,2

0,4

0,6

qo/qo,max

0,8

1,0


 MÉTODO DE FETKOVICH (1973). Fetkovich propuso el uso de pruebas isocronales en pozos de petróleo para estimar su productividad. Esta relación se basó en la ecuación empírica para pozos de gas propuesta por Rawlins & Schellhardt. Fetkovich usó los datos de pruebas multitasa en 40 pozos verticales de 6 campos

diferentes,

mostrando

que

la

aproximación

es

apropiada

para

predecir

el

comportamiento de afluencia de los pozos de petróleo. Este método utiliza la misma ecuación generalizada utilizada para pozos de gas y la cual se encuentra dada por:

𝑞 = 𝐶(𝑃𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 )𝑛 C representa el coeficiente de flujo, el exponente n es el inverso de la pendiente y depende de las características del pozo. Los valores de C y n, deben ser estimados a partir de pruebas de campo para de esta manera poder generar la curva asumiendo que la presión del yacimiento es conocida.



 MÉTODO DE FETKOVICH (1973). La data obtenida de las pruebas isocronales o estabilizadas representaran una línea recta si se grafican en papel log-log, tal como puede apreciarse en la siguiente figura:

𝑞 = 𝐶(𝑃𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 )𝑛 𝑛=

𝐿𝑜𝑔 𝑞01 − 𝐿𝑜𝑔(𝑞𝑜3 ) 𝐿𝑜𝑔(𝑃𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 )1 −𝐿𝑜𝑔(𝑃𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 )3

𝐶=

𝑞02 (𝑃𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 )3

𝑛


 MÉTODO DE JONES, BLOUNT Y GLAZE (1976) En 1976, esos investigadores publicaron un método que consideran los efectos de turbulencia o flujo no-Darcy que ocurren en las cercanías del fondo del pozo y evaluaron su incidencia sobre la IPR. Estos investigadores sugirieron que el flujo de gas y petróleo podía ser representado de otra forma, de manera que si alguna restricción existiese esta pudiera ser considerada.

Recordemos los tipo de completación…..

A hoyo desnudo

Cañoneo Convencional

Cañoneo + Empaque con Grava



 MÉTODO DE JONES, BLOUNT Y GLAZE (1976) Cañoneo Convencional La ecuación presentada por Jones, Blount y Glaze para evaluar la pérdida de presión a través de restricciones de flujo es la siguiente:

∆𝑃𝑐 = 𝑃𝑤𝑓𝑠 − 𝑃𝑤𝑓 = 𝑎. 𝑞2 + 𝑏. 𝑞 El coeficiente a indica el grado de turbulencia en las cercanías del fondo del pozo. El coeficiente b indica las condiciones de daño o no de la formación.

Premisas y suposiciones tomadas en cuenta por los investigadores 1.

La completación se dice, con base a la experiencia, que no es restrictiva cuando la caída de presión a través del cañoneo está entre 200 a 300 lpc.

2.

Se ha demostrado que alrededor del túnel cañoneado, durante una perforación normal, existirá siempre una zona triturada o compactada que exhibe una permeabilidad sustancialmente menor que la del yacimiento.


 MÉTODO DE JONES, BLOUNT Y GLAZE (1976) Cañoneo Convencional


Se ha demostrado que alrededor del túnel cañoneado, durante una perforación normal, existirá siempre una zona triturada o compactada que exhibe una permeabilidad sustancialmente menor que la del yacimiento. 3.

La permeabilidad de la zona triturada o compactada es:

a) El 10% de la permeabilidad de la formación, si es perforada en condición de sobre-balance. b) El 40% de la permeabilidad de la formación si es perforada en condición bajo-balance.. Ingeniería de Producción de Hidrocarburos.: Ing. Alfredo de Rodríguez. MSc




El espesor de la zona triturada es de aproximadamente 1/2 pulgada.

5.

El pequeño pozo puede ser tratado como un yacimiento infinito: es decir, Pwfs permanece constante el límite de la zona compacta, de este modo se eliminan el “-3/4” de la ecuación de Darcy para la condición de flujo radial semicontinuo.



La Ecuación de Jones, Blount y Glaze establece que:

∆𝑃𝑐 = 𝑃𝑤𝑓𝑠 − 𝑃𝑤𝑓 = 𝑎. 𝑞2 + 𝑏. 𝑞

2,301𝑥10−14 . 𝛽. 𝐵𝑜 . 𝜌𝑜 1 1 𝑎= − 𝑟𝑝 𝑟𝑐 𝐿𝑝 2 𝜇𝑜 . 𝐵𝑜 𝑟𝑐 𝑏= 𝐿𝑛 7,08𝑥10−3 . 𝐾𝑝 . 𝐿𝑝 𝑟𝑝

q = tasa de flujo BD 𝛽 = Factor de turbulencia, Pie^-1 Bo = factor volumétrico del petróleo, BY/BN

ρo = densidad del petróleo, Lb/Pie³ Lp = Longitud del túnel cañoneado. µo = viscosidad del petróleo, cP Kp = Permeabilidad de la zona triturada. rp = radio del túnel cañoneado, pies.

𝛽=

2,33𝑥1010 𝐾𝑝1,201

rc = radio de la zona triturada, pies

Si se dispone de suficiente información de campo Ingeniería de Producción de Hidrocarburos.: Ing. Alfredo Rodríguez. MSc



La Ecuación de Jones, Blount y Glaze establece que:


0.026 0.024 0.022 0.020

Vs q en coordenadas

cual

los

coeficientes

a

y

b

podrían

ser

determinados. a representaría la pendiente de la recta y b el intercepto de esta cuando q tienda a

0.016

P qo

cartesianas definiría una línea recta, a partir de la

0.018

P qo

Un grafico (Pr – Pwf)/q

0.014 0.012 0.010 0.008 0.006

cero.

0.004 0.002

0

0

2

4

6

8

10

12

14

qo (MBNPD)

16

18


 MÉTODO DE JONES, BLOUNT Y GLAZE (1976) Empaque con grava a hueco entubado + Liner El éxito de un empaque con grava requiere inicialmente la determinación del tamaño de la grava a utilizar. Para ello, se debe tomar y analizar una muestra representativa de la arena producida por el pozo, a fin de determinar la relación del tamaño optimo entre el tamaño de los granos de grava y el tamaño de los granos de arena. Según Saucier (1972), no se producirá arena cuando la relación del tamaño optimo sea menor a 6.

Tamaño de Grava (mesh)

Permeabilidad (md)

10-20

500000

16-30

250000

20-40

100000

40-60

45000



 MÉTODO DE JONES, BLOUNT Y GLAZE (1976) Empaque con grava a hueco entubado + Liner La Ecuación de Jones, Blount y Glaze establece que:


q = tasa de flujo BD

9,08𝑥10−14 . 𝛽. 𝐵𝑜 . 𝜌𝑜 . 𝐿 𝑎= 𝐴2

Bo = factor volumétrico del petróleo, BY/BN

𝑏=

𝛽=

𝜇𝑜 . 𝐵𝑜 . 𝐿 1,127𝑥10−3 . 𝐾𝑔 . 𝐴

1,47𝑥1010 𝐾𝑔 0,55

𝛽 = Factor de turbulencia, Pie^-1 ρo = densidad del petróleo, Lb/Pie³ L = Longitud de la trayectoria linal de flujo, pie. A = área total abierta para flujo, pie² Kg = Permeabilidad de la grava.

∅𝑕 − ∅𝐿𝑖𝑛𝑒𝑟 𝐿= 2

rp = radio del túnel cañoneado, pies. hp = espesor de la arena, pies TPP = tiros por pies.

𝐴 = 𝜋. 𝑟𝑝 . 𝑇𝑃𝑃. 𝑕𝑝

Si se dispone de suficiente información de campo


 MÉTODO DE JONES, BLOUNT Y GLAZE (1976)

El ingeniero de producción debe decidir la forma de completar un pozo, de manera que se genere la menor caída de presión posible, se alcance la máxima producción del pozo y la operación

sea segura y al menor costo…… Para saber el efectos tanto del cañoneo (TPP) como el empaque grava es necesario hacer uso de la técnica del Análisis Nodal, por lo que este tópico se referirá al modulo IV. Correspondiente a Análisis Nodal.



 MÉTODO DE JONES, BLOUNT Y GLAZE (1976)

Por otro lado, si se desea construir la IPR a partir de pruebas estabilizadas y la ecuación de Jones, Blount y Glaze, bastaría con calcular el qmax la cual resultara cuando Pwf = 0 y se grafica Pwf Vs q. 0

𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓 = 𝑎. 𝑞2 + 𝑏. 𝑞  Se calcula qmax resolviendo la Ecuación de 2do grado.

𝑃𝑤𝑠 = 𝑎. 𝑞𝑀𝑎𝑥 2 + 𝑏. 𝑞𝑀𝑎𝑥

 Siendo construcción de IPR a partir de pruebas estabilizadas, los coeficientes a y b se calculan de la metodología explicada anteriormente (Diapositiva 33).

POTENCIAL DE POZOS DE GAS


COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA PARA POZOS DE GAS

POTENCIAL DE POZOS DE GAS Al igual que los pozos de petróleo el comportamiento de afluencia para pozos de gas no es mas que la capacidad que tiene el yacimiento de aportar fluidos al pozo. La curva de afluencia de gas o “Backpressure Curve” es la representación grafica de las presiones fluyentes con la cual el yacimiento entrega en el fondo del pozo distintas tasas de producción. Es decir para cada Pwf existe una tasa de producción de fluido.

Existen varios modelos y correlaciones empiricas con los cuales se pudieran obtener el potencial de pozos de gas, entre los más importantes tenemos:  Modelo de la Seudopresión (Aj-Hussainy y Ramey)  Modelo del cuadrado de las Presiones (Forchheimer)  Método de Backpressure (Rawlins y Schellhardt)  Prueba de cuatro puntos (Jones, Blount y Glaze)


POTENCIAL DE POZOS DE GAS Modelo para flujo radial para pozos de gases: El modelo matemático (Seudopresión) que cuantifica este régimen alrededor del pozo viene dado por:

𝑘. 𝑕. (𝑚 𝑃𝑟 − 𝑚 𝑃𝑤𝑓 ) 𝑄𝑔 = 𝑟 1422. 𝑇 𝑙𝑛 𝑒 − 0.75 + 𝑆 + 𝐷. 𝑄𝑔 𝑟𝑤

F. k. h D= 1422. T

F = 3.161x10−12

βTγg μg h2 rw

Donde: D: factor de turbulencia. F : Coeficiente de flujo no darcy.

Donde: K = permeabilidad, md. T = Temperatura, ºR.

10

β=

2.33𝑥10 𝐾 1,2

γg = gravedad especifica del gas. rw = radio del pozo, ft h = espesor, ft β = parámetro de turbulencia



POTENCIAL DE POZOS DE GAS Modelo para flujo radial para pozos de gases: Función m(P) Si graficamos el producto de μgZ Vs Presión veremos el siguiente comportamiento:

Area bajo la curva


POTENCIAL DE POZOS DE GAS Modelo para flujo radial para pozos de gases: Función m(P) Ejemplo practico del calculo de m(p): Calcular la función m(p) para un yacimiento que contiene un gas de gravedad 0,7 a 200F como función de la presión en el rango de 150 a 3150 lpc. Se calcula m(p) en función de las áreas en los rangos de presión, Para una figura de dos áreas, el volumen se obtiene promediando las

áreas

y

multiplicando

el

resultado por la altura (volumen de un trapezoide).



POTENCIAL DE POZOS DE GAS Modelo para flujo radial para pozos de gases: Función m(P) Ejemplo practico del calculo de m(p): Calcular la función m(p) para un yacimiento que contiene un gas de gravedad 0,7 a 200F como función de la presión en el rango de 150 a 3150 lpc. Para P =150 lpca P (lpca) 150 300 450

μg (cP) 0,01238 0,01254 0,01274

Z 0,9856 0,9717 0,9582

p/μZ 12293 24620 36863

Para P =300 lpca


POTENCIAL DE POZOS DE GAS Modelo para flujo radial para pozos de gases:  Modelo del cuadrado de las Presiones (Forchheimer) Philippe Forchheimer (1901) mientras trabajaba con flujo de gas en capas de carbón descubrió la relación entre el caudal de flujo y el gradiente de potencial, la cual no es lineal a altas velocidades y a incrementos de caudal de flujo. El modelo tradicional de flujo desarrollado por Forchheimer viene dado como:

𝑘. 𝑕. (𝑃𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 ) 𝑄𝑔 = 𝑟 1422. 𝑇. 𝜇𝑔 𝑍 𝑎𝑣𝑔 𝑙𝑛 𝑒 − 0.75 + 𝑆 + 𝐷. 𝑄𝑔 𝑟𝑤

𝟏𝟒𝟏, 𝟐𝒙𝟏𝟎𝟑 . 𝑩𝒈 . 𝛍𝐠

𝒂𝒗𝒈

La Variable D es calculada de igual forma como en el modelo de la seudopresión, para el calculo de viscosidad y el factor Z se realiza un promedio de las presiones: Pr+Pwf/2. Ingeniería de Producción de Hidrocarburos.: Ing. Alfredo Rodríguez. MSc


POTENCIAL DE POZOS DE GAS  Modelo del cuadrado de las Presiones (Forchheimer) Si se cuenta con al menos dos pruebas estabilizadas la ecuación de Forchheimer se podría escribir de la siguiente forma:

pr 2  pwf2  Aq  Bq 2 2 2 2 ( p 2  pwf 1 ) q2  ( p  pwf 2 ) q1 B q12 q2  q22 q1

2 2 ( p 2  pwf )  Bq 1 1 A q1


POTENCIAL DE POZOS DE GAS  Método de Backpressure (Rawlins y Schellhardt) El método de flujo tras flujo para pruebas de pozos de gas fue desarrollado por Rawlins y Schellhardt en 1936. Para ello, usaron 582 pruebas de pozos. Se elaboró un gráfico del caudal de flujo versus la diferencia de los cuadrados de la presión de cierre y la presión de fondo fluyente (en la cara de la arena), Pws²-Pwf², en coordenadas logarítmicas.

𝑞𝑔 = 𝐶(𝑃𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 )𝑛  Siendo C el coeficiente de desempeño y n el exponente de flujo.



POTENCIAL DE POZOS DE GAS  Método de Backpressure (Rawlins y Schellhardt) La prueba de flujo tras flujo o también llamado, prueba multipunto, requiere de una serie de caudales de flujo y su correspondiente medida de presión. Estas pruebas se obtienen bajo condiciones de estabilización o para ciertos intervalos de tiempo. Las pruebas se inician idealmente con la presión estática de yacimiento, y luego se va disminuyendo, cambiando el tamaño del estrangulador sin cerrar el pozo.

 C es la intersección de la recta con la ordenada y n es la pendiente de la recta.


POTENCIAL DE POZOS DE GAS  Método de Backpressure (Rawlins y Schellhardt) Por ser una prueba de flujo mientras más puntos se tomen mas exacto serán los resultados, sin embargo con dos puntos (qg y sus correspondientes Pwf) se podrían aplicar las siguientes formulas para obtener los coeficientes C y n.

q  log 1   q2  n  p 2  pwf2 1   log 2  p  p2  wf 2  

C

p

q1 2

p



n 2 wf 1



POTENCIAL DE POZOS DE GAS  Prueba de cuatro puntos (Jones, Blount y Glaze) La técnica propuesta por Jones, Blount y Glaze puede también ser utilizada en pozos de gas. Esta técnica permitiría re-escribir la ecuación original como:

𝑃𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 = 𝑎𝑞 + 𝑏 𝑞 La solución de esta ecuación requerirá de al menos una prueba de producción de cuatro puntos, de manera que un grafico de Pr² - Pwf²/q vs. q en coordenadas cartesianas

definiría una línea recta.


POTENCIAL DE POZOS DE GAS  Prueba de cuatro puntos (Jones, Blount y Glaze) 

𝑃𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 𝑞

El

coeficiente

a

representaría

la

pendiente de la recta y b el intercepto de esta

cuando

coeficiente

m=a

a

q

tienda

indica

el

a

cero. grado

El de

turbulencia y b el grado de daño.

𝑃𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 = 𝑎𝑞 + 𝑏 𝑞



Jones, Blount y Glaze sugirieron este

grafico para determinar alguna presencia

b

de alguna restricción en las cercanías del pozo. Para ello debería obtenerse el

q

máximo valor de Pr² - Pwf²/q cuando Pwf tienda a cero y compararlo con el valor de b.



POTENCIAL DE POZOS DE GAS Empaque con grava a hueco entubado + Liner Al igual que en pozos de petróleo Jones, Blount y Glaze propusieron una metodología para pozos de gas, las ecuaciones son las siguientes:

∆𝑃𝑐 = 𝑃𝑤𝑓𝑠 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 = 𝑎. 𝑞2 + 𝑏. 𝑞

q = tasa de flujo BD

1,247𝑥10−10 . 𝛽. 𝛾𝑔 . 𝑇. 𝐿. 𝑍 𝑎= 𝐴2

Z = factor de compresibilidad, adim.

8,93𝑥103 . 𝜇𝑔 . 𝑇. 𝐿. 𝑍 𝑏= 𝐾𝑔 . 𝐴 𝛽=

1,47𝑥1010 𝐾𝑔 0,55

T = temperatura del yacimiento, ºR. 𝛽 = Factor de turbulencia, Pie^-1

L = Longitud de la trayectoria linal de flujo, pie. A = área total abierta para flujo, pie² Kg = Permeabilidad de la grava.

∅𝑕 − ∅𝐿𝑖𝑛𝑒𝑟 𝐿= 2

rp = radio del túnel cañoneado, pies.

hp = espesor de la arena, pies TPP = tiros por pies.

𝐴 = 𝜋. 𝑟𝑝 . 𝑇𝑃𝑃. 𝑕𝑝

Si se dispone de suficiente información de campo


POTENCIAL DE POZOS DE GAS Pozos Horizontales En un pozo horizontal, el modelo para yacimientos de gas se deriva haciendo Las modificaciones necesarias, estas vienen dada por el factor volumétrico de gas de formación y las unidades del caudal de flujo. Los pozos de gas generalmente tienen alta velocidad; por lo tanto, se toman en consideración los efectos de flujo no Darcy. Existen varios investigadores que han desarrollado ecuaciones para pozos de gas horizontales, entre los cuales se pueden nombrar:  Joshi.  Babu y Odeh.  Butler.  Furui.  Billiter, Lee y Chase. Ingeniería de Producción de Hidrocarburos.: Ing. Alfredo Rodríguez. MSc


POTENCIAL DE POZOS DE GAS Pozos Horizontales  Joshi (1968) La ecuación de Joshi viene dada por:

qg 

k x  h  mPe   mPwf



  I h  I h 1424  T  ln    ani  ln  ani   s  D  q g  L  2rw   

qg = tasa de flujo MPCND T = temperatura del yacimiento, ºR.

.

L = Longitud del pozo horizontal, ft reH = radio de drenaje horizontal, ft Kx = permeabilidad en el eje X, md Ky = permeabilidad en el eje Y, md

L a  a   2  L 2 2

2

4

1  reH   L 1 a      . 4  0.5  L  2 2

Kz = permeabilidad en el eje Z, md KH = permeabilidad horizontal, md KV = permeabilidad vertical, md

D = factor de turbulencia

Iani 

kH kV


POTENCIAL DE POZOS DE GAS Pozos Horizontales  Joshi (1968) La ecuación de Joshi viene dada por:

qg 

k x  h  mPe   mPwf



  I h  I h 1424  T  ln    ani  ln  ani   s  D  q g  L  2rw   

D = factor de turbulencia

.

a = es la extensión del pozo en el eje X. rd = radio de daño, ft. rw = radio del pozo, ft

L   g  k x  k z   d   1 1      1 1  D  2.2  10    2        2     .  g Pwf   L   rw rd   L   rd re 

β, βd = parámetro de turbulencia, sin daño y con daño.

15

re  a  h





2.6  1010 kx kz



1 .2

d 



2.6  1010 kx  kz



1.2

.

d


COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA PARA POZOS DE PETRÓLEO Y GAS

CASOS ESPECIALES Todos los métodos presentados hasta ahora en este modulo, necesarios para construir la curva de comportamiento de afluencia, han considerado: 1. el pozo produce desde una única zona; 2. Producción bajo condiciones de semi-estado estable o flujo estabilizado. Sin embargo, en la actualidad algunos pozos producen bajo condiciones completamente a las ya estudiadas. Es practica común completar un pozo con características muy particulares, tales como: vertical cuya producción provenga desde múltiples arenas, pozos de yacimiento sometidos a proyectos de inyección de agua o gas, entre otros.

IPR COMPUESTA prA, JA, qMaxA Algunos pozos son completados en dos o mas arenas o lentes estratificados, por lo que el aporte de todas

Pwf

estas zonas es producida en conjunto „„commingled‟‟ en el fondo del pozo prB, JB, qMaxB

COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA PARA POZOS DE PETRÓLEO Y GAS

IPR COMPUESTA El valor de 𝑃𝑤𝑓 ∗ puede ser determinado Pwf

asumiendo que qA = qB, ya que el indice de productividad

PrB

Yacimiento B

es

lineal

en

pequeños

intervalos de disminución de presión, en consecuencia:

𝑃𝑤𝑓 ∗ PrA

IPR Compuesta

𝐪𝐁 = 𝐉𝐁 𝐏𝐫𝐁 − 𝐏𝐰𝐟 ∗ = 𝐪𝐀 = 𝐉𝐀 𝐏𝐫𝐀 − 𝐏𝐰𝐟 ∗

Yacimiento A

q

𝑃𝑤𝑓 ∗ =


𝑃𝑟𝐴 + 𝑃𝑟𝐵 (𝐽𝐴 + 𝐽𝐵 ) 1 + (𝐽𝐴 + 𝐽𝐵 )

Modulo II Comportamiento de Afluencia de Pozos de Petroleo y Gas

Recommend Documents