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• William Copa Rojas

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CURVA DE INDICE DE PRODUCTIVIDAD (IPR) INTRODUCCION 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. Los cálculos 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 curva 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.

OBJETIVOS Poner en conocimiento la importancia para la evaluación de yacimiento del concepto de IPR que servirán de base para obtener una estimación lo más cercana posible del comportamiento del yacimiento. MARCO TEORICO LA CURVA IPR O INFLOW PERFOMANCE RELATIONSHIP En ingeniería de producción es usado para evaluar la capacidad que el yacimiento tiene para entregar fluidos a la cara del pozo. La curva de IPR es una representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. Es decir, la magnitud de la pendiente de la curva es llamada “Indice De q 1 = J. (Pws- Pwfs) o también Pwfs = Pws - q 1/J CURVA IPR (Relación comportamiento de la producción y caída de presión)

La curva IPR o inflow Performance Relationship 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 y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo.

FACTORES OUE AFECTAN LA CURVA IPR. Mecanismos de Producción del yacimiento. Reducción de la permeabilidad relativa al petróleo (Kro) al incrementar la 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. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD Es la razón de la tasa de producción Clo (bls/día) a la presión diferencial (PR-Pwf) en el punto medio del intervalo productor es el inverso de la pendiente de la curva IPR es además una aproximación, para describir el comportamiento de influjo de un pozo de petróleo. El índice de productividad es una medida de potencial del pozo o en su capacidad de producir fluidos. CATALOGACIÓN DE LOS POZOS DE ACUERDO AL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD J < 0,5 0,5 s J 1,0 J < 2

Mal productor 1,0

Productividad media Buen productor

Excelente productor Al inicio de la producción se tienen valores de J muy altos en ese momento no se pueden determinar el J si no cuando está estabilizado. El valor de J es un valor que varía a lo largo de la vida productiva del pozo. 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 Pwfvs Q0. Se repite el paso anterior para otros valores asumidos y se construye una curva de oferta de energía del sistema o curva IPR. EFICIENCIA DE FLUJO. (EF) Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal. J (Real) J(ideal)

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. -Durante la Cementación. -Durante la Completación. -Durante el Cañoneo. -Durante una estimulación matricial -Durante un fracturamiento hidráulico. -Durante el Proceso de Producción del pozo. 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. La capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo se cuantificará a través de modelos matemáticos simplificados. MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE CURVAS IPR: METODO DE DARCY: PARA FLUJO CONTINUO DE UN LIQUIDO MONOFÁSICO: En yacimientos petrolíferos donde la presión estática y la presión fluyente del fondo de pozo son mayores que la presión de burbuja, Pb existe flujo de solo una fase liquida (petróleo) y 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=O) es la siguiente: 7.08 x 10-3Koh (Pws — Pwfs) POBO [Ln(FW) re + S + Aq Donde: Ko = 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, q = tasa de flujo de petróleo, (bls/dia) 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 viscosidad a la presión promedio {(Pws+Pwfs)/ 2}, cp a la presión promedio.

factor volumétrico de la formación

By/Bn o PARA FLUJO SEMI CONTINUO DE UN LIQUIDO MONOFASICO (LIMITE EXTERIOR CERRADO Y PWS CONOCIDA): En el caso anterior no existe una fuente de energía que mantenga la presión contante en el borde exterior del área de drenaje pero existe una pseudo-estabilizacion en la presión en todos los puntos del área de drenaje, dP/dp=ctte. La ley de Darcy para flujo radial semi continúo: 7.08 x 10-3 Koh (Pws — Pwfs) POBO Ln

—O, 75+S+Aq

METODO 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 comportamientos 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=I IP=J A-) Calcular el IP con los datos de la prueba.

Pb MÉTODO DE STANDING El método de Vogel para generación de la Curvas IPR's no considera los efectos de daño en las cercanías del pozo. Para incluir este fenómeno Standing desarrollo un procedimiento basado en la ecuación de Vogel, la cual fue modificada tomando en cuenta la presencia de daño o estimulación en las vecindades del pozo, en términos de eficiencia de flujo. La Eficiencia de Flujo: no es más que la relación entre la caída de presión que existiría en una formación inalterada; es decir, no dañada ni estimulada, y la caída de presión real. (Pr — Pwf )

IMPORTANCIA DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD De acuerdo con su definición, el 1ndice de productividad nos indica la forma como variara la tasa de producción de un pozo cuando la presión f1uyente sufre un cambio. Si 1a aumenta 'en un lpc (1 kPa) 1a tasa P wf de producción disminuye J barriles por día (J m3fd) y 10 contrario, si P disminuye un 1pc (1 kPa) 1a tasa de producci6n aumentara en J wf 3barriles por día (J m fa). La presi6n fluyente puede aumentar porque aumenta el peso de la columna de fluido 10 cual puede ocurrir porque disminuye la cantidad de gas producido, porque la formaci6n empieza a producir agua, etc.; 0 porque aumentan las pérdidas de presi6n por fricci6n por ejemplo al cambiar la tubería de producci6n por una más pequeña. Teniendo idea del aumento en la presi6n fluyente, P f' Y conociendo J se puede saber aproximadamente la disminuci6n en la tasa de producci6n. Cuando se desea tener una tasa de producci6n que la formaci6n con su energía natural no puede entregar se recurre a algún método de 1evantamiento artificial para obtenerla. En general, cualquier método de 1evantamiento artificial tiene por objeto disminuir P wf lo cual implica un aumento de q; este aumento de q dependerá del índice de productividad. Existen muchos métodos de levantamiento artificial y 1a se1ecci6n de uno u otro y su diseño dependerá, entre otros factores, de la tasa de producci6n deseada y por tanto del índice de productividad del pozo, pues no se puede diseñar una instalación de 1evantamiento artificial para tener una tasa de producción que la formaci6n no está en condiciones de entregar. Por ejemplo, en el caso de 1evantamiento con gas si 1a formaci6n tiene presión muy baja pero buen índice de productividad se puede usar una instalación tipo cámara; cuando se tiene una insta1acion para inyección intermitente de gas el número de ciclos por día estará directamente relacionado con el índice de productividad; en e1 caso de una insta1acion para bombeo con varillas de succión e1 numero de carreras por minuto dependerá de 1a tasa de producción deseada 1a cual está 1igada a 1a profundidad de asentamiento de 1a bomba y al índice de productividad. En conclusión, es necesario conocer el índice de productividad para un buen programa de producci6n de un Pozo e campo determinado.

CONCLUSIONES Las curvas PIR representan la capacidad de aporte del yacimiento a través de un pozo en específico. La potencialidad de un pozo se mide mediante el índice de productividad y no a través de la tasa de producción. El índice de productividad es un valor que varía a lo largo de la vida productiva del pozo. El método de Standing considera que la productividad de un pozo se ve afectada directamente por los daños o cambios que afectan al mismo. Es por ello que este método es uno de los más usados para la elaboración de las curvas IPR. Las curvas IPR tienen muchísima importancia en la industria petrolera, por medio de estas se puede calcular la tasa de producción a una presión de fondo fluyente dado; también pueden asarse para determinar un método de producción optimo, diseño de levantamiento artificial, diseño de estimulación, tratamiento y desempeño de producción. Y permite observar el rendimiento del pozo luego de los cambios realizados. La ley de Darcy debe ser considerada en la predicción de la tasa de flujo desde el yacimiento hasta el borde del pozo. Para evaluar el comportamiento de las áreas productoras, la ley de Darcy puede darse para flujo continuo, semi -continuo y transitorio, tomando en cuenta flujos monofásicos en pozos horizontales.

BIBLIOGRAFÍA. http://es.scribd.com/doc/ 17345388/ Procedimiento-de -Potencial-dePro du ccion http://es.scribd.com/doc/22634288/Comportamiento-de-Pozos h ttp: / / www.oilproduction.net/cms/files/nota_tecnica_well_performance_2 010.pdf http://es.scribd.com/doc/52188849/ PROD UCCION -I-IPR