cap. 1.1 mecanismos de empuje y afluencia en pozos
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Ing. Jorge O. Martínez T.
Mecanismos de Empuje para
Surgencia Natural en un
Reservorio
Fases Posibles en un Yacimiento
Ing. Jorge O. Martínez T.
Expansión monofásica de petróleo o de gas.
Expansión del gas disuelto.
Expansión del casquete de gas, en caso que existiera ese tipo
de yacimiento.
Expansión del agua de la acuífera (empuje de agua)
Por gravedad, que debido a las diferencias de densidades entre
los fluidos se produce la segregación de los mismos.
Mecanismo de Drenaje de los Yacimientos que
Definen su Producción en el Tiempo
Ing. Jorge O. Martínez T.
Mecanismos de Empuje en un Reservorio
La energía natural del reservorio proviene de la presión de la formación ejercida
sobre los fluidos (PR) y cuando se perfora un pozo, el fondo del pozo representa
la zona de menor presión (Pwf) y los fluidos de la roca reservorio tiende a fluir
hacia el pozo.
Gas (G)
Petróleo (O)
Agua (W)
z
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Radio de
Migración
(re)
Radio de
Pozo (rw)
PR = Presión de reservorio
Pwf = Presión de fondo de pozo
Pf = Presión de surgencia
Pwh = Presión de cabeza de pozo
Ps = Presión en línea de recolección
PR > Pwf > Pf > Pwh > Ps
Ing. Jorge O. Martínez T.
Mecanismos de Empuje en un Reservorio
El flujo de fluidos se produce por que actúan distintos mecanismos de empuje
en las rocas reservorio adyacentes a los pozos y condiciona la capacidad de
flujo o producción.
Gas (G)
Petróleo (O)
Agua (W)
z
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Radio de
Migración
(re)
Radio de
Pozo (rw)
Mecanismo de empuje por gas
disuelto en el petróleo
Mecanismo por gas libre (casquete de
gas)
Mecanismo por empuje de agua
Mecanismo por segregación
gravitacional
Mecanismos de empuje combinado
Ing. Jorge O. Martínez T.
Mecanismos de Empuje por Gas Disuelto
Petróleo (O)
Agua (W)
z
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Reservorios con empuje por gas disuelto
CARACTERISTICAS TENDENCIAS
1. Presión del reservorio Declina rápidamente
2. GOR Primero baja, luego
sube y finalmente cae
3. Producción de agua Ninguna
4. Comportamiento del pozo Requiere de bombeo
5. Recuperación esperada 5 a 30 % del petróleo
Ing. Jorge O. Martínez T.
Mecanismos de Empuje por Gas Libre
Gas (G)
Petróleo (O)
Agua (W)
z
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Radio de
Migración
(re)
Radio de
Pozo (rw)
Reservorios con empuje por gas libre (casquete de gas)
CARACTERISTICAS TENDENCIAS
1. Presión del reservorio Cae lenta, pero
continuamente
2. GOR Sube continuamente
3. Producción de agua Ausente o despreciable
4. Comportamiento del pozo Fluyen por mucho tiempo
5. Recuperación esperada 20 a 40% del petróleo.
Ing. Jorge O. Martínez T.
Mecanismos por Segregación Gravitacional
Petróleo (O)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Reservorios con empuje de agua
CARACTERISTICAS TENDENCIAS
1. Presión del reservorio Continúa alta
2. GOR Continúa baja
3. Producción de agua Empieza temprano y se
Incrementa apreciablemente
4. Comportamiento del pozo Flujo de petróleo hasta
producción excesiva de agua
5. Recuperación esperada 35 a 75% del petróleo
ACUIFERA ACTIVA
Tiene a introducirse al reservorio.
Ing. Jorge O. Martínez T.
Mecanismos de Empuje por Gravedad
Petróleo
(O)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Reservorios con empuje de agua
CARACTERISTICAS TENDENCIAS
1. Presión del reservorio Disminuye la declinación
A mayor altura mejor.
2. GOR Se mantiene baja
3. Producción de agua Empieza temprano y se
Incrementa apreciablemente
4. Comportamiento del pozo Flujo de petróleo continuo
5. Recuperación esperada Importante en yacimientos
con empuje de agua
ACUIFERA ACTIVA
Tiene a introducirse al reservorio.
h
Ing. Jorge O. Martínez T.
Mecanismos de Empuje Combinado
Gas (G)
Petróleo (O)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Radio de
Migración
(re)
Radio de
Pozo (rw)
Reservorios con empuje por gas libre (casquete de gas)
CARACTERISTICAS TENDENCIAS
1. Presión del reservorio Cae lentamente
2. GOR Sube muy lentamente
3. Producción de agua Despreciable
4. Comportamiento del pozo Fluyen por mucho tiempo
5. Recuperación esperada 40 a 80% del petróleo.
Ing. Jorge O. Martínez T.
0 20 40 60 80 100
100
80
60
40
20
0
RECUPERACIÓN FINAL %
PR
ES
IÓN
OR
IGIN
AL
%
EFICIENCIA DE LOS MECANISMOS DE
PRODUCCIÓN
Ing. Jorge O. Martínez T.
PR
ES
IÓN
DE
L Y
AC
IMIE
NT
O
FACTOR DE RECOBRO 0
0 1.0
100
ORIGINAL
PRESIÓN DE ABANDONO
40 30 20 GAS RESIDUAL
0.5
MECANISMOS DE PRODUCCION Y EL FACTOR
DE RECUPERACIÓN DEL GAS
Es poco probable que exista un mecanismo que gobierne el drenaje,
generalmente es el resultado de una combinación de varios de ellos con empujes
simultáneos, así es posible indicar:
Si el efecto dominante es el drenaje por expansión monofásica, la
recuperación primaria de petróleo será generalmente muy baja, del
orden del 5%, considerando solamente este factor.
Si existe además una expansión por gas disuelto, la recuperación
puede llegar a un 25%, y en aquellos yacimientos que cuentan con
casquete de gas, la recuperación puede ser del orden del 40% como
máximo.
Los mayores índices de recuperación primaria se obtienen en los
yacimientos cuyo drenaje es por empuje de agua, donde se pueden
obtener valores máximos de 60/65%.
Orden de Magnitud de Recuperación Primaria
Asociada a los Mecanismo de Drenaje
Caracterización, Evaluación y Gestión de Reservorios
Ing. Jorge O. Martínez T.
Comportamiento de Afluencia
de Pozos
Ing. Jorge O. Martínez T.
Comportamiento de Afluencia de Pozos
Tipos de Completación o Terminación de Pozos
Ing. Jorge O. Martínez T.
Por el tipo de Fluido:
Fluidos compresibles
Fluidos ligeramente compresibles
Fluidos incompresibles
Por el régimen de flujo:
Flujo continuo ó regimen permanente (steady state) (dp/dt=0)
Flujo semicontinuo (dp/dt)=Ctte.
Flujo no continuo o transitorio (dp/dt=f(t))
Clasificación del Flujo de Fluidos
Comportamiento de Afluencia en Pozos
Ing. Jorge O. Martínez T.
Por el ángulo de buzamiento:
Buzamiento arriba
Buzamiento abajo
Por la geometría de flujo:
Flujo lineal
Flujo radial
Flujo esférico y semiesférico
Por las fases fluyentes:
Flujo monofásico
Flujo multifásico
Clasificación del Flujo de Fluidos
Comportamiento de Afluencia en Pozos
Ing. Jorge O. Martínez T.
Flujo en Régimen
Permanente o Continuo
Ing. Jorge O. Martínez T.
Comportamiento de Afluencia de Pozos
Flujo Lineal de Fluido Imcompresible (Petróleo Negro)
Gas (G)
qo
Agua (W)
z
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
h LB
PPAkq
oo
wfRcavg
o
)(001127,0
qo = Caudal de producciòn (STB/dia)
PR = Presión de reservorio (Psi)
Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi)
kavg = Permeabilidad (mD)
Ac = w*h = Área de flujo (ft2)
Bo = Factor volumétrico del petróleo (RB/STB)
o = Viscosidad del petróleo (cp)
L = Longitud (ft)
Ing. Jorge O. Martínez T.
Comportamiento de afluencia de Pozos
Flujo Lineal de Fluido Ligeramente
Compresible (Petróleo volátil)
Gas (G)
Qo
Agua (W)
z
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
h
)(1ln001127,0
wfRo
oo
cavg
o PPcLc
Akq
qo = Caudal de producciòn (STB/dia)
PR = Presión de reservorio (Psi)
Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi)
kavg = Permeabilidad (mD)
Ac = w*h = Área de flujo (ft2)
co = Compresibilidad del petróleo (psi-1)
o = Viscosidad del petróleo (cp)
L = Longitud (ft)
Ing. Jorge O. Martínez T.
W. Gonzales M.
Gas(G)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
qg
gsc
wfRcavgsc
gTZLp
PPAkTq
)(003164,0 22
Qg = Caudal de producción de gas (scfd)
PR = Presión de reservorio (Psi)
Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi)
kavg = Permeabilidad (mD)
Ac = w*h = Área de flujo (ft2)
Z = Factor de compresibilidad
T = Temperatura del reservorio (oR)
Tsc = Temperatura estándar (oR)
Psc = Presión estándar (Psi)
g = Viscosidad del gas (cp)
L = Longitud (ft)
Flujo Lineal de Fluido Compresible (Gas)
Comportamiento de Afluencia de Pozos
Ing. Jorge O. Martínez T.
Petróleo (O)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Flujo Radial de Fluido Incompresible (Petróleo Negro)
qo = Caudal de producción de petróleo (STB/dia)
PR = Presión de reservorio (Psi)
Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi)
kavg = Permeabilidad (mD)
h = Altura de formación (ft)
Bo = Factor volumétrico del petróleo (RB/STB)
o = Viscosidad del petróleo (cp)
re = Radio de drenaje externo (ft)
rw = Radio de pozo (ft)
re
rw
qo
)/ln(
)(00708,0
weoo
wfRavg
orrB
PPhkq
Comportamiento de Afluencia de Pozos
)(
43560)(
AcresA
Aftre
Ing. Jorge O. Martínez T.
Petróleo (O)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Flujo en Régimen Permanente de Petróleo con Daño
re
rw
qo
Comportamiento de Afluencia de Pozos
Ing. Jorge O. Martínez T.
Petróleo (O)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Flujo en Régimen Permanente de Petróleo Negro
re
rw
qo
Comportamiento de Afluencia de Pozos
EJEMPLO 2
Un pozo de petróleo que opera en régimen
permanente tiene un área de drenaje de 650
acres, determinar el caudal de producción si la
presión de fondo es de 4500 psi y el factor de
daño es 10. Considerar la misma formación del
ejemplo anterior.
Indique dos alternativas para incrementar la
producción en 50%.
Ing. Jorge O. Martínez T.
Gas (G)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Flujo Radial de Fluido Compresible (Gas)
)/ln()(
)(03976,0 22
wegsc
wfRavgsc
grrZTP
PPhkTq
re
rw
qg
Comportamiento de Afluencia de Pozos
Qg = Caudal de producción de gas (scfd)
PR = Presión de reservorio (Psi)
Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi)
kavg = Permeabilidad promedio (mD)
Z = Factor de compresibilidad del gas
T = Temperatura del reservorio (oR)
Tsc = Temperatura estándar (oR)
Psc = Presión estándar (Psi)
g = Viscosidad del petróleo (cp)
L = Longitud (ft)
re = Radio externo de migración (ft)
rw = Radio del pozo (ft)
Ing. Jorge O. Martínez T.
Gas(G)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
qg
Flujo Gas en Régimen Permanente con Daño
Comportamiento de Afluencia de Pozos
q = Caudal de producción de gas (Mscfd)
P = Presión de reservorio (Psi)
Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi)
k = Permeabilidad (mD)
h = Altura de formación (ft)
Z = Factor de compresibilidad
T = Temperatura del reservorio (oR)
= Viscosidad del gas (cp)
re = Radio de migración (ft)
S = Factor de daño
Ing. Jorge O. Martínez T.
Flujo en Régimen Transitorio y
Pseudo-Permanente
Ing. Jorge O. Martínez T.
Petróleo (O)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Flujo Transitorio de Petróleo Negro
re
rw
qo
Comportamiento de Afluencia de Pozos
=
Ing. Jorge O. Martínez T.
W. Gonzales M.
Petróleo (O)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Flujo Transitorio de Petróleo Negro
re
rw
qo
Comportamiento de Afluencia de Pozos
q = Caudal de producción de petróleo (STB/dia)
Pi = Presión de reservorio (Psi)
Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi)
k = Permeabilidad (mD)
h = Altura de formación (ft)
B = Factor volumétrico del petróleo (RB/STB)
= Viscosidad del petróleo (cp)
= Porosidad de la roca
Ct = Compresibilidad total (1/psi)
rw = Radio de pozo (ft)
T = Tiempo (hr)
Petróleo (O)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Flujo Transitorio de Petróleo Negro
re
rw
qo
Comportamiento de Afluencia de Pozos
EJEMPLO 1
Determinar la evolución en el tiempo del caudal de
producción si la presión de fondo Pfw es 3500
Psia. Considerar los siguientes datos de campo:
Ing. Jorge O. Martínez T.
Petróleo (O)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Flujo en Régimen Pseudo-Permanente de Petróleo Negro
re
rw
qo
Comportamiento de Afluencia de Pozos
Tiempo en horas donde inicia el
régimen pseudo-permanente
Ing. Jorge O. Martínez T.
Comportamiento de afluencia de Pozos
Flujo de Petróleo Volátil ó Bifásico (Relación de Vogel)
Gas (G)
Qo
Agua (W)
z
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
h
Ing. Jorge O. Martínez T.
Gas(G)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
qg q = Caudal de producción de gas (Mscfd)
P = Presión de reservorio (Psi)
Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi)
k = Permeabilidad (mD)
h = Altura de formación (ft)
Z = Factor de compresibilidad
T = Temperatura del reservorio (oR)
= Viscosidad del gas (cp)
re = Radio de migración (ft)
S = Factor de daño
Flujo Gas en Régimen Pseudo-Permanente
Comportamiento de Afluencia de Pozos
Ing. Jorge O. Martínez T.
Gas(G)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
qg
Flujo Gas en Régimen Transitorio
Comportamiento de Afluencia de Pozos
Ing. Jorge O. Martínez T.
Introducción a Sistemas de
Producción
Ing. Jorge O. Martínez T.
Gas (G)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh Ps
Índice de Productividad (J)
wfR pp
qJ
re
rw
qg
Comportamiento de Afluencia de Pozos
Este índice es la medida del potencial del
pozo o la capacidad de producción del pozo.
Q (STB/dia)
J (BPD/Psi)
pR - pwf
Ing. Jorge O. Martínez T.
Gas (G)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh
Ps
Nodos en un Sistema de Producción
re
rw
qg
El análisis del flujo se realiza definiendo puntos de
análisis definidos como nodos. En un sistema de
producción los nodos son:
Nodo 1 : Punto en el radio externo de migración del
reservorio. (PR)
Nodo 2 : Punto ubicado en el fondo del pozo. (Pwf)
Nodo 3 : Punto ubicado en la cabeza de pozo. (Pwh)
Nodo 4 : Punto ubicado en superficie, posterior al
arreglo de producción. (Ps)
Nodo 5 : Presión en el separador. (Psep)
1s 1s
2s
3s 4
5 Gas (G)
Líquido (L)
Ing. Jorge O. Martínez T.
Gas (G)
Agua (W)
PR Pwf
Pf
Pwh
Ps
re
rw
qg 1s 2s
3
s
4 5
Gas (G)
Líquido (L)
Condición de Producción y Análisis Nodal
Pwf
qg
IPR (Inflow performance relation)
VLP (Vertical Lift Performance)
Ing. Jorge O. Martínez T.
Factor de Recuperación (F)
Representa la fracción de volumen recuperable del fluido
contenido en el volumen poral efectivo de la roca reservorio.
Cap.1 Orígen del Petróleo y Geología Básica Petrolera
YacimientoelenPetróleodeVolumen
cuperablePetróleodeVolumenFRo
Re
YacimientoelenNaturalGasdeVolumen
cuperableNaturalGasdeVolumenFRg
Re
YacimientoelenAguadeVolumen
cuperableAguadeVolumenFRw
Re
Fo = 30 % a 60 %
Fg = 50 % a 90 %
Fw = 20 % a 70 %
Ing. Jorge O. Martínez T.
PRODUCCION PETROLERA
SURGENCIA NATURAL
Fluyen por los Mecanismos de Empuje
SURGENCIA ARTIFICIAL
Bombeo artificial, gas lift, inyección de agua,
inyección de gas, inyección de vapor, inyección de
surfactantes
CLASIFICACION POR
ENERGIA DE
SURGENCIA
CLASIFICACION POR
FASE DE PRODUCCION
RECUPERACION PRIMARIA
Mecanismos de empuje, inyección de agua y gas, gas lift
RECUPERACION SECUNDARIA
Inyección de agua y gas, bombeo mecánico, estimulación
de pozo, fracturamiento hidraùlico, acidificación,
fracturamiento ácido
RECUPERACION MEJORADA (EOR)
Procesos térmicos, procesos químicos, procesos de
desplazamiento miscible
Ing. Jorge O. Martínez T.
PRODUCCION PETROLERA
W. Gonzales M.
SISTEMAS DE
PRODUCCION
PETROLERA
ESPACIAMIENTO DE POZOS EN EL
DESARROLLO DEL CAMPO
re
re
Para una mejor explotación el ingeniero de reservorios sugiere la posición de los
pozos de desarrollo del campo. Existen factores geológicos, físicos y
económicos que influyen en el espaciamiento entre pozos.
Se recomienda seguir algún arreglo geométrico, localizando los pozos en hileras
a través de la zona productora y espaciándolos a una distancia mas o menos
uniforme, de modo que todas las porciones de la roca sean igualmente
drenadas.
Arreglo
cuadrangular
Arreglo
triangular
Ing. Jorge O. Martínez T.
Bombeo Mecánico
El bombeo mecánico es un procedimiento de
succión y transferencia casi continúa del
petróleo hasta la superficie.
El balancín de producción, impulsado por un
motor y sistema de transmisión, imparte el
movimiento de sube y baja a la sarta de
varillas de succión que mueve el pistón de la
bomba, colocada en la sarta de producción, a
cierta profundidad del fondo del pozo.
Este sistema es utilizado en campos
marginales o para extraer petróleo muy denso
y viscoso.
Ing. Jorge O. Martínez T.
Bombeo por Cavidad Progresiva
Es una bomba que operan como un tornillo. La
bomba está en el fondo del pozo, y es
comparable con un tornillo gigante recubierto
por un polímero muy duro.
La fuerza motriz la entrega un motor en la
superficie. La transmisión es realizada por un
eje de varillas, similar al de las bombas
mecánicas, pero en este caso, el movimiento es
rotante lo cual disminuye mucho el desgaste
por rozamiento de las mismas.
Es el método preferido en el caso de no tener
grandes presiones o en caso de tener
intrusiones de arena ya que las bombas pueden
operar sin destruirse en sus partes mecánicas
ni tener un desgaste excesivo.
Ing. Jorge O. Martínez T.
Bombeo Centrífugo Electrosumergible
Un rotante gira a alta velocidad y expulsa el
fluido hacia la periferie del rotor donde es
ingresado en una tubería que lo descarga.
Este tipo de bombas tienen diferentes
estados de centrifugación. Es decir, no es un
solo rotor sino que son varios colocados en
forma sucesiva uno sobre el otro y
alimentándose entre ellos para ganar mayor
presión.
Su ventaja principal es que realmente no
tiene casi instalaciones de superficie a
excepción de un control de velocidad del
motor. La motorización es eléctrica
exclusivamente y el motor se encuentra en la
bomba misma al fondo del pozo.
Ing. Jorge O. Martínez T.
Extracción con Gas - Lift
Este sistema tiene como objetivo inyectar
gas mediante válvulas a la columna de
petróleo en el pozo y permite alivianar la
columna de fluido.
Esto permite aprovechar la fuerza de empuje
provocada por la burbuja de gas en medio
del petróleo y que provoca el desplazamiento
de la burbuja hacia la superficie.
La subida de las burbujas de gas a la
superficie permite el arrastre de petróleo
provocando un flujo bifásico gas-petróleo en
forma de pistones (“slug fow”).
El gas de inyección puede ser el misma que
sale de los campos de producción.
Ing. Jorge O. Martínez T.
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