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• Gonzales Elmer

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FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN Título

METODO DE JOSHI

Autor/es

Nombres y Apellidos

Fecha

24/04/2018

Carrera

Ing. Gas y Petroleo

Asignatura

PRODUCCION II

Grupo

A

Docente

Ing. Lema Sabala Vanessa

Periodo

Semestre 8/2018

Académico Subsede

Cochabamba

1. INTRODUCCION los modelos analíticos se usan con mayor frecuencia, especialmente en estudios de un solo pozo, para predecir su productividad. Los modelos analíticos se plantean teniendo en cuenta las condiciones de frontera del área de drenaje y del tipo de fluido. Estos modelos se conocen con el nombre de Relaciones de Desempeño de Influjo (Ecuaciones IPR). Para desarrollar ecuaciones IPR en pozos horizontales, se utilizan condiciones de frontera similares a las empleadas en los modelos de pozos verticales (condición de estado estable para presión constante en la frontera o condición de estado seudo-estable para condición de no-flujo en la frontera). Los modelos se desarrollan para fluidos ligeramente compresibles (pozos de petróleo), fluidos compresibles (pozos de gas) o para pozos con flujo bifásico. Los IPR de pozos horizontales difieren de los IPR de pozos verticales. Los dos factores más pronunciados son; primero, el flujo es una combinación de flujo radial y flujo lineal, siendo el flujo lineal el dominante; segundo, el IPR depende no solo de la permeabilidad horizontal, sino también de la permeabilidad vertical; y por lo tanto la relación de anisotropía del yacimiento llega a ser importante al modelar el desempeño de un pozo horizontal. Esto proporciona una dificultad adicional para obtener modelos analíticos del IPR de pozos horizontales. La productividad de un pozo horizontal que fluye en una sola fase se puede estimar directamente a partir de modelos analíticos. Por otra parte, la complejidad de la permeabilidad relativa causa dificultad para resolver analíticamente el IPR para flujo bifásico. Por esta razón se utilizan correlaciones para predecir el IPR del flujo bifásico en pozos horizontales.

2. OBJETIVOS. 

OBJETIVO GENERAL. • Estudiar el método de Joshi para el cálculo del IP e IPR en pozos horizontales.



OBJETIVOS ESPECÍFICOS. • Conocer los parámetros que Joshi usó para definir su método de IP e IPR y en qué casos es recomendable usar este método. • Calcular el IPR de un pozo horizontal aplicando las fórmulas el método de Joshi para el cálculo y gráfico de la curva de comportamiento. •

Identificar cada variable que Joshi utilizó para formular

la ecuación

3. MARCO TEORICO.Los pozos horizontales comenzaron a ser perforados en la década de 1980. La perforación de pozos horizontales tiene diferentes aplicaciones: •

Zonas productoras delgadas.

•

Yacimientos con compartimientos.

•

Yacimientos naturalmente fracturados.

•

Crudos pesados.

•

Yacimientos con permeabilidad horizontal baja.

Los pozos horizontales presentan las siguientes ventajas:

•

Grandes volúmenes de yacimientos pueden ser drenados con pozos horizontales.

•

Mayores ratas de producción de zonas delgadas.

•

Los pozos horizontales minimizan los problemas de conificación de agua y/o producción de gas.

•

En yacimientos de alta permeabilidad, los pozos horizontales pueden ser usados para reducir las velocidades de fluido altas y la turbulencia cerca al pozo.

•

En procesos de recobro secundario y mejorado, pozos de inyección horizontales y largos ofrecen mayores ratas de inyectividad.

•

La longitud de un pozo horizontal puede contactar con múltiples fracturas e incrementar la productividad enormemente.

•

Como los pozos horizontales o multilaterales han estado ocupando una

proporción cada vez mayor de la producción de hidrocarburos desde 1980, han surgido estimaciones más precisas del IP e IPR como una herramienta importante en la industria petrolera. Las correlaciones se vuelven más y más complicadas y rigurosas para describir con precisión el rendimiento de entrada para geometrías de pozos complejos. Pueden proporcionar una mejor o estimación del rendimiento de la entrada, aunque serían costosas y computacionalmente exigentes. IPR PARA POZOS HORIZONTALES Los mecanismos de producción reales y los regímenes de flujo alrededor de un pozo horizontal son considerados más complicados que aquellos para pozos verticales, especialmente si la

sección horizontal del pozo es de

considerable longitud. Un combinación de flujo lineal y radial van a existir y el pozo se puede comportar de una manera similar a los pozos que han sido sometidos a fracturamientos extensos. Varios autores han reportado que la forma de las IPR

medidas para pozos horizontales es similar a aquellas predichas por los métodos de Vogel y Fetkovich. Dichos autores han señalado que la ganancia de productividad de un pozo con una sección horizontal de 1500 ft es de 2 a 4 veces la de los pozos verticales. Joshi en 1991 presento una ecuación para estimar el índice de productividad de un pozo horizontal en un reservorio isotrópico. Para desarrollar ecuaciones IPR en pozos horizontales, se utilizan condiciones de frontera similares a las empleadas en los modelos de pozos verticales (condición de estado estable para presión constante en la frontera o condición de estado seudo-estable para condición de no- flujo en la frontera). Un pozo horizontal puede ser visto como un número de pozos verticales perforados uno junto al otro y completado en una zona de espesor limitado. La figura muestra el área de drenaje de un pozo horizontal de longitud L en un yacimiento con una zona productiva de espesor h. Cada extremo de un pozo vertical drenará un área semicircular de radio b, cuando el área de drenaje del pozo horizontal sea de forma rectangular.

Asumiendo que cada extremo del pozo horizontal es representado por un pozo vertical que drena un área de un semicírculo de radio b, Joshi (1991) propuso dos

métodos para calcular el área de drene de un pozo horizontal. Sin embargo para el cálculo de IPR se considera que Joshi asumió que el área de drenaje de un pozo horizontal es una elipse.

Para los cálculos del IPR Joshi considera un estado estable. Estado transitorio. Durante las primeras etapas en la producción de un pozo a tasa de flujo constante, el comportamiento de presión es esencialmente el mismo que el de un yacimiento infinito; éste es el período de flujo transitorio. “El comportamiento de presión en ésta etapa es esencialmente el mismo que el de un yacimiento infinito”. “Si la compresibilidad es pequeña y constante, la tasa de disminución en la presión se vuelve constante a través de los límites de drenaje, y éste constituye el período de estado seudo-estable, La diferencia entre la presión promedio del yacimiento y la presión del pozo permanece constante en este período. Estado estable.

La presión en cada punto del yacimiento permanece constante durante el flujo de estado estable a una tasa de flujo constante en el pozo. Es muy poco frecuente observar este comportamiento en yacimientos de petróleo; solamente los casos donde se mantiene la presión con inyección de agua a gas pueden acercarse al flujo de estado estable. “El flujo de estado estable es más aplicable a experimentos de desplazamiento en laboratorio que a condiciones de yacimiento

MÉTODO DE JOSHI. La solución de análisis de estado estacionario es la solución más sencilla a los diversos problemas y horizontal. La solución de estado estacionario requiere que la presión en cualquier punto de la reserva no cambia con el tiempo PASO 1. Calcule eje mayor medio del elipse por usando la ecuación

Donde: reh= radio de drenaje del pozo horizontal, pies A = área de drenaje del pozo horizontal, acres

PASO 2. Calcule el R de parámetro de ecuación

Donde kv = vertical permeabilidad, md kh= permeabilidad horizontal, md L = longitud de la sección horizontal, pies

PASO 3. Resuelva para Jh por aplicando la ecuación Joshi (1991) presenta la siguiente expresión para estimar el índice de la productividad de un pozo horizontal en los embalses isotrópico:

Joshi en cuenta la influencia de la anisotropía del reservorio por la intro-ducingkv permeabilidad vertical en la ecuación 7-54, para dar:

h = espesor, pies kh= permeabilidad horizontal, md L = longitud del pozo horizontal, pies rw = radio del pozo, pies JH = índice de productividad, STB / día / psi

PASO 4.

Donde Qoh= tasa de flujo horizontal y, STB / día Dp= caída de presión de la frontera de drenaje del pozo, psi Jh= índice de productividad del pozo horizontal, STB / día / psi

EJEMPLO 1 Una horizontal de 2.000 metros de largo y drena un área de drenaje estimado de 120 acres. El embalse se caracteriza por una isotrópico con las propiedades de ING continuación: kv= kh= 100 md

h = 60 pies

Bo = 1.2 bbl / STB

μo = 0,9cp

pe= 3000 psi

PWF =

2500 psi rw= 0,30 m Suponiendo un flujo de estado estacionario, calcular el caudal PASO 1. Calcule eje mayor medio del elipse por usando la ecuación

PASO 2. Calcule el R de parámetro de ecuación

PASO 3. Resuelva para Jh por aplicando la ecuación

PASO 4.

Qoh = (40.3) (3000 - 2500) = 20,154 STB / día