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Contenido Contenido...........................................................................................................................................1 1.

INTRODUCCIÓN. .........................................................................................................................3

2.

OBJETIVOS ..................................................................................................................................3

3.

CURVA IPR ..................................................................................................................................4

4.

5.

3.1.

Factores que afectan la curva IPR. ......................................................................................6

3.2.

Índice de Productividad ....................................................................................................11

3.3.

Catalogación de los pozos de acuerdo al índice de productividad ....................................12

3.4.

Capacidad de producción de los pozos se estima: ............................................................12

3.5.

Eficiencia de flujo. (EF) ......................................................................................................12

3.6.

Factor de daño. (s) ............................................................................................................13

3.2.

Comportamiento de afluencia de formaciones productoras. ...........................................16

3.3.

Flujo Natural .....................................................................................................................16

3.9.

Flujo de yacimiento de petróleo. ......................................................................................17

ESTADO DE FLUJO. ....................................................................................................................17 4.1.

Flujo no continuo o transitorio. ........................................................................................17

4.2.

Transición de estados de flujo. .........................................................................................17

4.3.

Flujo continuo o estacionario. ..........................................................................................17

POTENCIAL DE POZO (PP) .........................................................................................................18 5.1.

Pérdidas de Potencial: ......................................................................................................18

5.2.

Proceso Continuo .............................................................................................................18

6.

AOF ...........................................................................................................................................19

7.

MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE CURVAS IPR: .............................................................................19 7.7.1.

Método de Darcy: .........................................................................................................19

PARA FLUJO CONTINUO DE UN LÍQUIDO MONOFÁSICO: .........................................................19 PARA FLUJO SEMI CONTINUO DE UN LIQUIDO MONOFASICO (LIMITE EXTERIOR CERRADO Y PWS CONOCIDA): .....................................................................................................................20 7.7.2.

Método de Vogel: .........................................................................................................20

RESERVORIO BAJO SATURADO (Pr>Pb). ...................................................................................21 RESERVORIO SATURADO (PrPb). con FE ≠ 1 ..................................................................23 RESERVORIO SATURADO (Pr 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: 𝑞

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: (

)

𝑞

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 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