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República Bolivariana De Venezuela Ministerio Del Poder Popular Para La Defensa Universidad Nacional Experimental Politécnica De La Fuerza Armada Bolivariana Núcleo: San Tome – Edo. Anzoátegui Catedra: Ing. De Yacimientos III

Calculo de potencial en pozos de crudos pesados y extrapesados

Profesor:

Bachilleres:

Ing. Ronald Mago

Ángel Ávila C.I. 24.227.182 Brigitte Capella C.I. 18.228.196 Jonnathan Guevara C.I. 21.176.210 Patricia Ron C.I. 20.547.444

Sección N03 Ing. De petróleo 7mo Semestre

Julio 2013

INTRODUCCIÓN

El progresivo aumento de la perforación de pozos horizontales ha venido ampliando la necesidad de conocer el comportamiento de la productividad de los mismos así como también los factores que influyen en el desarrollo

productivo tales como las propiedades del yacimiento y la

geometría de pozo con respecto al yacimiento.

Varias investigaciones para el cálculo del índice de productividad han sido presentadas por diferentes autores

a través de los años para pozos

horizontales, estas han sido enfocadas al estudio de las características y condiciones que se presentan en el yacimiento y su respectiva producción. Algunas de las características son los límites del yacimiento y la dependencia del tiempo que definen los diferentes cambios de presión que se pueden presentar cuando esta toca la frontera, estos son el estado estable y el seudoestable.

Potencial

Es la tasa máxima eficiente de producción económica de un yacimiento, capaz de obtenerse con las instalaciones de superficie del campo; siempre que se utilice satisfactoriamente no menos del 98% del gas natural asociado, que sea económicamente recolectable y que se cumpla con las normas ambientales existentes.

Potencial de un Pozo

Representa el máximo nivel de producción confirmado con una prueba representativa, en condiciones económicamente rentables y de explotación racional de yacimientos. El pozo debe estar conectado a las instalaciones de superficie y debe cumplir con las normas ambientales y de utilización del gas vigente. Un pozo no puede tener más de un potencial simultáneamente; sin embargo, el potencial puede cambiar en el tiempo.

El valor de potencial de un pozo, debe ser estudiado y establecido en común acuerdo entre ingeniería de reservorio e ingeniería de producción. No incluye la oportunidad de potencial adicional por la implantación de tecnologías no comunes en el área.

Potencial de Producción (PT)

Representa el nivel máximo de producción estable que pudiera ser alcanzado, bajo condiciones ideales de operación, por los pozos con disponibilidad inmediata de producción, conectados a instalaciones de superficie, y cumpliendo con las normas ambientales y de utilización del gas

vigentes. El mismo, se expresa como la sumatoria de los potenciales individuales de los pozos con disponibilidad inmediata de producción.

PT =

Potenciales Individuales de los Pozos con disponibilidad inmediata

Se consideran pozos con disponibilidad inmediata:

-

Activos en producción, incluye los estados: PT, PR, PN, PE y PH

-

Cerrados

temporalmente

instalaciones asociadas, producción y

de

por

reparación y/o

mantenimiento

de

tales como estaciones de flujo, múltiples de

gas, plantas de gas,

oleoductos, tanques

de

almacenamiento y líneas de flujo y gas. Incluye los siguientes estados: CE, CR, CG, CA, CO, CS, CY, ES, -

Pozos cerrados por restricciones de mercado con estado EM

De acuerdo con esta definición, el valor de potencial es difícilmente alcanzable en la práctica, debido a que normalmente existen condiciones operacionales asociadas a los procesos de extracción, recolección y almacenamiento, que generan diferencias entre los volúmenes medidos en los separadores de prueba y los medidos en los patios de almacenamiento y fiscalización. Bajo el concepto de potencial, los pozos fluyen individualmente a los separadores de prueba de las estaciones de flujo, sin interrupciones, en condiciones prácticamente ideales. En la realidad, los pozos fluyen en forma conjunta a los separadores generales, bajo un ambiente de interrupciones, tanto planificadas como no planificadas, inherentes al proceso de producción. Así mismo, eventualmente ocurren filtraciones por rotura de líneas y oleoductos, evaporación de componentes volátiles e incertidumbres en la medición, que sumadas a lo anterior causan que el volumen medido en los tanques de recibo

de producción sea menor que el obtenido por la sumatoria de las pruebas de los pozos.

Producción Total

Es el aporte de todos los fluidos de uno o de un grupo de pozos productores, y uno o varios reservorios; incluyendo el agua, petróleo y gas.

Índice de Productividad (J)

Es la capacidad de producción total de una formación como función del diferencial de presión a condiciones estáticas y a la que se somete esa formación durante su producción. Se representa en un gráfico de tasa de producción total como función de la caída de presión y a esta curva se le conoce curva de afluencia (IPR).

Calculo De Potencial En Pozos Horizontales

En relación al cálculo de potencial se recopilaron un conjunto de correlaciones propuestas por autores muy reconocidos en el ámbito de la investigación referente a la obtención del índice de productividad para pozos horizontales que producen en estado pseudoestable como son: Mutalik et al (1988), Babu & Odeh (1989), Kuchuk et al(1988), Economides et al (1998) y Joshi (1991). Cada una de estas correlaciones presentan consideraciones en las diferentes variables de dependencia para el cálculo de la productividad generando que cada una difiera de la otra en su desarrollo matemático.

Estas correlaciones son las siguientes:

Mutalik et al (1988)

Babu & Odeh (1989)

Kuchuk et al(1988)

Economides et al (1998)

Joshi (1991)

Los resultados de estas correlaciones son comparados con un simulador numérico que permite estimar el comportamiento del índice de productividad

con mayor exactitud teniendo en cuenta los diferentes parámetros que afectan la capacidad de producción de los pozos horizontales.

En las ecuaciones anteriores:  Jo es el índice de productividad medida en Bn/(dia.psi).  Kh es la permeabilidad horizontal en md, h es el espesor de la capa en ft.  μo es la viscosidad del crudo en cp.  bo es el factor volumétrico del crudo en By/Bn).  rw es el radio del pozo en ft.  re es el radio externo de frontera en ft.  A’ es el parámetro de drenaje para área cuadrada (= 0.738).  sCA,h es el factor de daño según la forma de yacimiento (adimensional).  sm es el factor de daño mecánico (adimensional).  Sf es el factor de daño de conductividad infinita para una longitud de fractura completamente penetrada (adimensional).  L es la longitud del pozo horizontal en ft.  c’ es una constante de conversión de forma (= 1.386).  Dq es el coeficiente de turbulencia (1/bopd).  CH es el factor de forma.  A1 es el área de drenaje del pozo horizontal visto en un plano vertical (A1 = 2Ye.h) (ft). Los valores de 2Xe y 2Ye son las dimensiones del yacimiento (ft).  SR representa el daño por penetración parcial del pozo horizontal.  F es una función adimensional.

 PD es la presión adimensional.

Parámetros Importantes De Los Pozos Horizontales

Los casos de estudio y la literatura actual han mostrado que dependiendo del hoyo, los parámetros geológicos y de yacimientos puede mejorar la productividad de 2 a 5 veces aquella de un pozo vertical.  Longitud del Hoyo: El diseño de un pozo horizontal incluye definir la longitud óptima del hoyo. Para investigar la productividad de un pozo horizontal el pozo es visualizado como una fractura vertical de conductividad infinita. De acuerdo a investigaciones, un pozo horizontal puede obtener de 2.5 a 3.8 veces mayor productividad que la de un pozo vertical no estimulado. El

comportamiento de producción también

mejoró con una relación creciente de Kv/Kh.

La mejora de

productividad relativa sobre un pozo no estimulado es mayor en un yacimiento delgado que un yacimiento de gran espesor.  Espesor de Formación: La influencia del espesor del yacimiento en la relación de productividad de un pozo horizontal a vertical puede apreciarse en la figura 3.7, donde se muestra el cambio en la relación de productividad como una función de la longitud del pozo horizontal y el espesor de la formación. Para una longitud horizontal de una formación dada la relación de productividad aumenta cuando disminuye el espesor de la formación el efecto del espesor de formación en presencia de varios Kv/Kh se ilustra en la figura 3.8. Para una longitud de pozo horizontal dada la relación de productividad aumenta cuando Kv

aumenta. El efecto de una permeabilidad vertical menor se hace más pronunciada cuando el efecto se hace mayor, en otras palabras para formaciones delgadas el efecto de la permeabilidad vertical de la formación será solamente significativa si es mucho menor que la permeabilidad horizontal.  Permeabilidad del Yacimiento: La permeabilidad del yacimiento, tiene una influencia sobre el grado de flujo de fluido en el yacimiento. El valor del efecto de daño, el radio de drenaje, y la productividad de un pozo, son todas funciones de la permeabilidad promedio del yacimiento. Cuanto mayor sea la permeabilidad del yacimiento mejor será el rendimiento de producción esperado. Esto es cierto tanto para pozos verticales como para pozos horizontales. La anisotropía de la permeabilidad tiene una influencia sobre la productividad de un pozo horizontal como se muestra previamente en la figura 3.8. Cuando existen grandes relaciones de anisotropía el pozo horizontal debería ser perforado perpendicularmente a la máxima permeabilidad a fin de maximizar la producción.

La permeabilidad vertical es algo difícil de evaluar. Las mediciones son generalmente tomadas de datos de núcleos que pudieran ser deferentes a la permeabilidad vertical real en el yacimiento. Tomando en cuenta que el análisis de núcleo es conducido sobre una pequeña porción de la zona, el efecto general de la lutita o arcilla no puede ser estimado. La medición estándar para permeabilidad vertical promedia es de 1/10 a 1/5 de la permeabilidad horizontal. Los valores comunes usados en simulación numérica inicialmente comienzan 1/10

sobre la permeabilidad horizontal. En formaciones de arenas limpias y gruesas la permeabilidad puede ser ligeramente diferente de la permeabilidad horizontal y la relación Kv/Kh se aproximaría a 1.  Daño a la Formación: La magnitud del daño de formación parece tener poco efecto en la eficiencia de flujo de un pozo horizontal. El daño a la formación ocurre por operaciones relacionadas con la operación y completación que afectan la caída de presión en condiciones cercanas al pozo. Sin embargo, cuando la longitud del pozo es considerable, los efectos de daños de formación sobre la caída total de presión pueden ser despreciados.

Modificación De La Correlación De Joshi

Para el ajuste de la correlación de Joshi se buscaron dos factores Y y W que multiplicaran ambos flujos “el horizontal y el vertical” que están representados en el denominador de la ecuación.

Se realizan diversos cálculos para hallar los valores apropiados para Y y W tales que el valor del índice de productividad sea igual resultado del simulador; estos valores fueron hallados y tabulados utilizando métodos numéricos y el programa Solver que es una herramienta de aplicación de Microsoft Excl. Los resultados de estos cálculos son:

Tabla N°1: Cálculo de los factores Y y W

Reemplazando los valores la ecuación modificada de Joshi queda de la siguiente manera:

Comparación de la correlación de Joshi y el simulador comercial con la correlación modificada de Joshi

Los resultados obtenidos por la correlación de Joshi y el simulador son comparados con una nueva correlación desarrollada a partir de un ajuste que se le realizó a la propuesta por Joshi. Los resultados del índice de productividad generados por la correlación modificada de Joshi presentaron un mejor acercamiento a los resultados presentados por el simulador numérico para todos los casos estudiados, con un porcentaje de error que varía de 1 a 10%.

Figura N°: Comportamiento de la productividad de un pozo variando el espesor de la arena

Correlaciones para yacimientos del Oriente del país, empleadas en el cálculo de Presión en el área de drenaje del pozo

Pinicial  0,43 * Pr of _ datum  71,117

Para la viscosidad se estableció un rango determinado por la ecuación de Castillo J. y la ecuación de López L, dichos parámetros son utilizados para estimar el potencial, a través del modelo analítico de Joshi Modificado por Economides en 1990.

La viscosidad del crudo fue calculada a través de las siguientes correlaciones:  Correlación de Viscosidad del petróleo saturado desarrollada por el Ing. Castillo J., ajustada a los datos del área (mo/cPs). o  5.000 .000 .000  API 7

 Correlación de Viscosidad del petróleo saturado desarrollada por la Ing. López L., ajustada a los datos del área (mo/cPs).

o  e 15.2127 0.0339308*T 0.000113009*P 0.00194864*Rs 0.374708* API  Cálculo de la Tasa de Petróleo en pozos Horizontales con la Ecuación de Joshi

Para el cálculo de la tasa en función a la ecuación de joshi se plantea la siguiente ecuación:

Para determinar el valor del Lani se aplica la siguiente formula

Y para el cálculo de a se usa la ecuación planteada a continuación

Dónde: q : Tasa de Producción (BNPD) KH: Permeabilidad Horizontal (mD) Kv : Permeabilidad Vertical (mD) h : Espesor neto (pies) Pe : Presión estática del Yacimiento (Lpc) Pfw: Presión de Fondo Fluyente (Lpc) Bo : Factor Volumétrico del Yacimiento (By/Bn) @ Pay µo : Viscosidad del petróleo (cPs) @ Ty L: Longitud de la sección horizontal (pies) rw : radio del pozo (pies) reH : radio de drenaje horizontal del pozo (pies) Iani : Indice de Anisotropía (Adim.)

Ejemplo De Aplicación modelo analítico de Joshi Modificado

Las propiedades de los fluidos fueron determinadas a través de las ecuaciones de la TOTAL para el Oriente del País, para lo cual se obtuvo la

gravedad API del Libro Oficial de Reservas del año 2011 a la profundidad donde se espera navegar el pozo.

Propiedades Físicas de los Fluidos del Yac. XXX MFB 111.

PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS Gravedad API Factor Volumétrico del Petróleo Boi (BY/BN) Relación Gas Petróleo Inicial Rsi (PCN/BN) Presión Inicial del Yacimiento Pi (Lpca) Presión de Burbujeo Pb (Lpca) Presión Actual en el Área a Perforar (Lpca) Viscosidad del Petróleo (Cps) Temperatura del Yacimiento (°F)

10 1,0746 109 1297 1297 1097 422-500 143

La producción del yacimiento se inició en 1993, en el pozo vertical MFB 111(Vertical), obteniendo un acumulado de 217.534 BN de petróleo; seguidamente en el año 1997 se perforó el pozo MFB CCC (Horizontal), con tasas iniciales de producción de petróleo de 1.217 BNPD,

acumulando

1.317.205 BN de petróleo hasta la fecha. Posteriormente en el año 1998 se perforó el pozo MFB BBB (Horizontal), con tasas iniciales de producción de petróleo de 753 BNPD, acumulando 1.046.016 BN de petróleo hasta la fecha (Diciembre 2012), con porcentajes de agua y sedimento 17% y 80%, respectivamente, de acuerdo a las últimas muestras, de acuerdo al histórico de producción de los mencionados pozos se considera que los altos porcentajes de agua muestreados se deben a que se ha alcanzado la saturación de agua crítica en las áreas drenadas.

Los pozos MFB 44, MFB 158 y MFB 923 actualmente productores en este nivel, fueron resultados de trabajos de reacondicionamientos, estos pozos iniciaron con tasas de 117 BNPD, 203 BNPD y 295 BNPD, con porcentajes de agua y sedimento de 6,8%, 1,6% y 1% respectivamente.

Debido a que el yacimiento XXX MFB 111 presenta considerables reservas no desarrolladas, se propone la perforación de la localización horizontal MFB 135 con la finalidad de drenar parte de las reservas remanentes.

De acuerdo a las propiedades petrofísicas arrojadas del estudio realizado a pozos vecinos de la localización propuesta y las propiedades de los fluidos del área, se empleó el modelo analítico de Joshi Modificado por Economides en 1990, este toma en cuenta el flujo continuo en el plano horizontal y seudo continuo en el plano vertical; para el cálculo del potencial inicial, el cual resultó igual a 279 BPPD.

En la Figura N°2 se muestra el modelo analítico de Joshi Modificado y en la Figura N°3 el comportamiento de afluencia estimado, respectivamente para la localización MFB 111. Con este pozo se espera drenar 241 MBN de petróleo de las reservas no desarrolladas del yacimiento XXX MFB 121 en un período de tiempo de 14 años, considerando la declinación promedio del campo en la producción del pozo.

Figura N°2: Cálculo del Potencial Inicial por el Método de Joshi Modificado

Figura N°3: Comportamiento de afluencia

CONCLUSIONES  La determinación de potencial de un pozo depende de las propiedades petrofísicas, de presión y las características del fluido, presentes en el sistema pozo-yacimiento.  Los procesos de cálculo de potencial de un pozo depende además del tipo de pozo al que se le desea calcular, puede ser un pozo de completación original o un pozo rehabilitado; para cada caso se hacen consideraciones especiales.  La correlación de joshi es aplicable únicamente para pozos horizontales, ya que se considera la longitud de la sección horizontal, para la determinación de la tasa y el índice de productividad.  Comparando las correlaciones para el cálculo del índice de productividad en pozos horizontales con relación a un simulador numérico, se demostró que es la ecuación propuesta por joshi la que más se asemeja al comportamiento mostrado por el simulador numérico.  Se propone unos factores para ajustar la correlación presentada por Joshi, obteniendo resultados más cercanos al comportamiento expuesto por el simulador numérico.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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VILLAMIZAR, Johana. (2008). Aplicación De Pozos Horizontales En Procesos De Inyección De Agua Mediante Simulación Numérica. Trabajo de grado. Universidad industrial de Santander. Bucaramanga.

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Repsol YPF AB. (2000). Procedimiento Para La Aplicación de Potencial De Producción.