FACULTAD DE TECNOLOGIA Producción II
Docente: Ing. León Seno Jhon Alex Práctica No: 6 "CURVAS IPR" Práctico realizado el semestre 1/2017 por: Estudiante
Reynoso Isnado Ricardo
Fecha de presentación:
Carrera
T. S. Petróleo y Gas Natural
30/05/2017
SUCRE – BOLIVIA
1. CUALES SON LOS FACTORES QUE AFECTAN LA CURVA IPR.
Mecanismos de Producción del yacimiento. Reducción de la permeabilidad relativa al petróleo (Kro) al incrementarla saturación de agua. Incremento de la viscosidad del petróleo por la disminución de la presión y del gas en solución. Encogimiento del petróleo debido al gas en solución cuando la presión disminuye.
2. QUE ES EL IP Y COMO SE DETERMINA. El Índice de productividad o IP es el potencial o habilidad de un pozo para producir fluido del yacimiento dependiendo de un diferencial de presión, además de ser un parámetro exclusivo del pozo y un indicador de la capacidad productiva del mismo. En la práctica los valores de IP son variados dependiendo de las características de variación de cada pozo y de la zona y del país donde se encuentre el pozo. En base a una experiencia general se han fijado los siguientes valores como indicativos de IP de un pozo. J < 0.5 BPD/Psi
Es un IP bajo
0.5 ≤ J ≤ 1.5 BPD/Psi
Es un IP intermedio
j > 1.5 BPD/Psi
Es un IP alto
Aunque son raros los casos, se pueden conseguir valores tan bajos como 0,01 o menores y valores tan altos como 50 o más. MEDICION DEL IP EN LA PRÁCTICA Luego de escoger el pozo al cual se le desea medir el IP se procede de la siguiente manera:
Se introducen sensores electrónicos. Se cierra el pozo de 24 a 72 horas con el fin de obtener una restauración de presión. Se abre el pozo y se pone a producir a su tasa más baja por 48 horas, y se mide la presión de flujo de fondo, tomando la tasa de producción. El procedimiento se repite incrementando la tasa de producción. Se sacan los sensores electrónicos y se produce a una tasa estabilizada deseada.
Procedimiento de cálculo
Con el paso 1 y 2 se determina Pe. Con el paso 3 y 4 se determinan los valores de Pwf. Se gráfica Pwf en función de q. Se determina la pendiente de la curva en el punto determinado por la tasa establecida en el punto 5. IP = -1/ pendiente.
Por definición:
= −
El numerador o tasa de producción, Qo, se obtiene fácilmente en la superficie, colocando el pozo en prueba, es decir, realizando una prueba de producción. El problema se reduce a obtener los valores de la presión de fondo estática y fluyendo. 3. INVESTIGUE POR QUE SE REALIZA LA MEDICION DE LA EFICIENCIA DE FLUJO. La eficiencia al desplazamiento teórica variaría entre 0 y 1. El valor 1 correspondería a la saturación nula de petróleo en el medio poroso. En la práctica, aún barriendo el reservorio por largo tiempo, queda una saturación de petróleo entrampada. Por eso, la eficiencia está limitada por la saturación residual de petróleo, Som =Sor, para ED máximo. La eficiencia al desplazamiento está influenciada por las condiciones iniciales, el agente desplazante, el volumen de agente inyectado; y las propiedades de la roca, de los fluidos y de la interacción roca-fluido. Durante el barrido de un reservorio, la eficiencia al desplazamiento coincidiría con la eficiencia en la recuperación, ER, si hipotéticamente el fluido inyectado contactara todo el petróleo del reservorio. La eficiencia al desplazamiento se mide con un ensayo de flujo en un testigo de roca en el laboratorio. También se puede estimar con la teoría que se describe a continuación. 4. CUALES SON LAS CAUSAS PARA QUE EXISTA DAÑO EN EL POZO Y CUALES SON LAS MAS COMUNES. 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. Durante la Cementación. Durante la Completación. Durante el Cañoneo. Durante una estimulación matricial Durante un fracturamiento hidráulico. Durante el Proceso de Producción del pozo.
Las más comunes son durante las operaciones de perforacion cementación y completación. 5.
QUE ES EL POTENCIAL DE POZO “AOF” Y PARA QUE SIRVE EN LA INGENIERIA
PETROLERA SU DETERMINACION. 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. 6. INVESTIGUE TODOS LOS METODOS Y ECUACIONES QUE EXISTEN PARA REALIZAR LAS CURVAS IPR TANTO EN POZO VERTICAL COMO HORIZONTAL. Obtención del IPR en el presente.
-
IPR adimencional de VOGEL
=1−0,2()−0,8 -
IPR adimencional de standing
=−− = 1−0,2( )−0,8( ) =1−0,2()−0,8 -
IPR según Fetkovich
=′[ −] +− -
-
IPR según Patton
= − − = 0 =− = 1,8 −1 IPR según Díaz - Couto y Golán = 1,8 ()∗ ln0,4ℎ3 ∗∗1−[1,8−0,81−]
Obtención del IPR en el futuro. -
Método de Standing
∗ = 1,8 1−0,2( )−0,8( ) -
Método de Fetkovich
=∗ − -
Método de Al Saadoon
∗ = 1 (1+8 ) 9 -
Método de Díaz – Couto y Golán
7. INVESTIGUE LA IMPORTANCIA QUE TIENE LA ELABORACION DE LAS CURVAS IPR Y CUAL ES SU APLICACIÓN.
La predicción del comportamiento de afluencia se basa en la construcción de las curvas de IPR futuras. La elaboración de estas curvas sirve para determinar los gastos de producción futuros par a pozos fluyentes o con sistema artificial de producción. Las curvas de IPR futuras repres entan una manera de determinar cuándo el pozo deberá ser equipado con un sistema artificial. Teniendo las curvas de IPR a tiempo presente y a futuro, se hace más fácil el análisis de la productividad de los pozos y así es posible establecer propuestas para la optimización de la productividad de los mismos. Con el fin de programar una adecuada explotación de un pozo a un campo se requiere conocer la IPR en cualquier momento de su vida productiva o sea poder conocer la IPR tanto en el presente como en el futuro. 8. INVESTIGUE EN QUE CONSISTE LOS ESTADOS DE FLUJO (FLUJO NO CONTINUO, TRANSICION ENTRE ESTADOS DE FLUJO, FLUJO CONTINUO). 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. TRANSICION ENTRE ESTADOS DE FLUJO. Después del flujo transitorio ocurre una transición hasta alcanzar una estabilización o pseudoestabilización de la distribución de la presión dependiendo de las condiciones existentes en el borde exterior del área de drenaje. 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 – Downse establecerá un caudal de flujo de yacimiento hacia el pozo.