curvas ipr. (1)...jj bb!!
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UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
Integrantes:DOMINGUEZ MERVIS CHIRAMO GLENDA REQUENA CARMEN RAMIREZ SARAHDY TORRES MILENA GUERRA ISANGELA
Prof.ING MARTA ESPINOZA
Maturín, Mayo 2012
CURVAS IPR
H
(RELACIÓN COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN Y CAÍDA DE PRESIÓN)
LA IPR REPRESENTA UNA FOTO INSTANTÁNEA DE LA CAPACIDAD DEL APORTE DEL YACIMIENTO HACIA UN POZO EN PARTICULAR EN UN MOMENTO DADO DE SU VIDA PRODUCTIVA
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.
Turbulencia en la vecindad del pozo.
COMO SE VE AFECTADA LA CURVA IPR?
ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD
Es la razón de la tasa de producción q0 (bls/dia) 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.
J < 0,5 Mal productor
0,5 ≤ J ≤ 1,0 Productividad media
1,0 ≤ J < 2 Buen productor
J ≥ 2 Excelente productor
Y CATALOGACIÓN DE LOS POZOS DE ACUERDO AL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD
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.
EFICIENCIA DE FLUJO
Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal.
POTENCIAL DE POZO (PP)
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.
COMO SE ESTIMA LA CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS?
Dado un valor del caudal en superficie se
determina Pwfs y Pwf a partir de Pws.
Luego se tabula y gráfica Pwf vs QO.
Se repite el paso anterior para otros valores
asumidos y se contruye una curva de oferta de
energia del sistema o curva IPR.
PROCESO CONTINUO DE REVISIÓN DEL POTENCIAL
El comportamiento más representativo del reservorio en cuanto a 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.
Pozos de interés especial
FLUJO NATURAL
Se dice que un pozo fluye por flujo natural, cuando la energía del
yacimiento es suficiente para levantar los barriles de fluidos desde el
fondo del pozo hasta la estación de flujo en la superficie.
AREA DE DRENAJE
Con fines de simplificar la descripción del flujo de fluidos en el
yacimiento se considerara el flujo de petróleo negro en una
región del yacimiento. Drenada por el pozo comúnmente
conocido como volumen de drenaje y adicionalmente se asumirá
homogéneo y de espesor constante (h), por lo que en lo sucesivo
se habla de área de drenaje del yacimiento.
ESTADOS DE FLUJO
Flujo No Continuo: dP/dt ≠ 0
Flujo Continuo: dP/dt = 0
Flujo Semicontinuo: dP/dt = constante
MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE CURVAS IPR
MÉTODO DE DARCY
En yacimientos petrolíferos donde la presión estatica 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
PARA FLUJO CONTINUO DE UN LIQUIDO MONOFÁSICO
MÉTODO DE DARCY
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 area de
drenaje pero existe una pseudo-estabilizacion en la presión en
todos los puntos del area de drenaje.
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.
LAS CONDICIONES QUE SE CONSIDERAN SON:
• S=0
• EF=1
• IP=J
MÉTODO DE VOGEL
Dependiendo si el yacimiento es subsaturado ó saturado,
las ecuaciones a utilizar serán las siguientes:
YACIMIENTO SUBSATURADO (Pr > Pb)
YACIMIENTO SATURADO (Pr < Pb)
MÉTODO DE STANDING
El método de Vogel para generación de 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.
LAS CONDICIONES A CONSIDERAR SON:
EF≠1
S≠0
Yacimientos:
Saturados. Py < Pb.
Sub Saturados.
Py > Pb
Caso 1:
Pwf ≥ PB
Caso 2:
Pwf < Pb.
YACIMIENTO SUBSATURADO (Pr > Pb)
La producción obtenida se logra con una Pwf=1200 Lpca a una EF=0,7, Si la Pr=4000Lpca y la Pb=2000Lpca; Construya la curva IPR considerando una qo= 1350 BPD, para:•Eficiencia Actual.•Eficiencia de 1,4.
Datos:Pwf = 1200 Lpca.qo = 1350 BPD.
Pr = 1200 Lpca.Pb = 2000 Lpca.
1. Identificar el Tipo de Yacimiento:
Pr= 4000Lpca > Pb= 2000Lpca. → Sub Saturado.
2. Identificar el caso:
Pwf = 1200 Lpca < Pb = 2000Lpca.
→ Caso 2.
3. Calcular el IP:
4. Calcular la Tasa de Producción a la Presión de Burbujeo:
5. A través de la siguiente formula, se calculan los puntos a graficar. Ya que para cada presión dada o requerida y por debajo del punto de burbujeo se obtendrán tasas de producción diferente:
q (BPD)
P (Lpca)
0 4000
964 2000 Pto de Burbujeo.1058 1800
1145 1600
1227 1400
1302 1200
1372 1000
1435 800
1492 600
1544 400
1589 200
1629 0
020
040
060
080
010
0012
0014
0016
0018
000
1000
2000
3000
4000
5000
Tasa de Producción. (BPD)
Pre
siò
n.
(Lp
ca)
Para La segunda parte: Donde la Eficiencia es de 1,4.
1. Calculo de IP:
2. Calculo de los valores de las Diferentes Tasas de Producción con respecto a las presiones:
q (BPD)
P (Lpca)
964 2000 ← Pto de Burbujeo.2110 1800
2267 1600
2399 1400
2508 1200
2593 1000
2654 800
2691 600
2703 400
2692 200
2657 0
0 500 1000 1500 2000 2500 30000
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
Tasa de Producción. (BPD)
Pre
siò
n.
(Lp
ca)
Se calcula la Presión de Fondo Fluyente Mínima:
Se obtiene la tasa de producción a la presión mínima.
Mediante la Ecuación de Harrison, se obtiene la tasa máxima:
q (BPD)
P (Lpca)
964 2000 ← Pto de Burbujeo.2110 1800
2267 1600
2399 1400
2508 1200
2593 1000
2654 800
2691 600
2703 400
2703 342.857 ← Pto. Mínimo.
3110 0 ← Tasa Máxima.
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 35000
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
Tasa de Producción. (BPD)
Pre
siò
n.
(Lp
ca)
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