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Analisis de Prueba de Presion Produccion 2 FINALTRANSCRIPT
ANALISIS DE PRUBA DE PRESIÓNIntroducciónPara planificar el desarrollo y el potencial de producción de un yacimiento con respecto al
sistema de producción y a los requerimientos de instalaciones de equipos de sub
superficie y superficie, así como su evaluación económica será necesario predecir el
comportamiento del yacimiento y el comportamiento IPR de sus pozos productores.
El cálculo de la productividad de los pozos petroleros puede ser usado para determinar un
método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, de estimulación,
tratamiento y de desempeño de producción. Las curvas de IPR son usadas también con
un método para optimizar los parámetros de producción y para determinar el IPR para un
tiempo dado se realizan procedimientos iterativos para calcular primero el estado de
agotamiento. Las curvas analíticas de IPR pueden ser desarrolladas para cualquier
estado de agotamiento si las permeabilidades relativas y propiedades PVT de los fluidos
son conocidas.
2. OBJETIVOS2.1. Objetivo GeneralPoner en conocimiento la importancia para la evaluación de yacimiento de los conceptos
de IPR y AOF y revisión del potencial de pozos productores los mismos que servirán de
base para obtener una estimación los mas cercana posible del comportamiento del
yacimiento.
2.2. Objetivos Específicos Encontrar el comportamiento más representativo del reservorio.
Cuantificar los niveles máximos del potencial de protección sostenible.
Conocer los compromisos de producción, las características y eficiencias naturales
de la infraestructura de producción en el subsuelo e instalada en superficie.
Identificar los diferentes métodos y ecuaciones para el cálculo del IPR y AOF.
2.3 UTILIDAD DE UNA PRUEBA DE PRESIONUna prueba de presión es utilizada para determinar propiedades y características del
yacimiento como lo son la permeabilidad y presión estática del yacimiento.
También es útil para Predecir parámetros de flujo como: Límites del yacimiento, daño de
formación y Comunicación entre pozos.
3. DESARROLLO TEORICO3.1. Prueba de PresiónEs una herramienta utilizada para caracterizar al sistema pozo-yacimiento
Las propiedades del yacimiento son determinadas a través de pruebas de pozos,
utilizando mediciones de dos variables tasa de producción o presión.
La característica del comportamiento de la presión en función del tiempo obtenida como
resultado, muestra las propiedades del yacimiento.
3.1.1 PlanificaciónPara planificar una prueba de presión debemos tomar en consideración una serie de
parámetros que nos permitirán obtener los resultados esperados.
3.1.2. Características: • Consideraciones operacionales
• Cálculos requeridos para el diseño
• Ejemplo de diseño de una prueba de restauración de presión
3.2 PLANIFICACION3.2.1 Consideraciones Estimar el tiempo de duración de la prueba.
Estimar la respuesta de presión esperada.
Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones.
Tener claras las condiciones del pozo.
Tipo de pozo (inyector o productor)
Estado del pozo (activo o cerrado)
Tipo de prueba (pozo sencillo o múltiple)
3.2.2 Funciones de una Prueba de Presión Obtener propiedades y características del yacimiento como: permeabilidad y
presión estática del yacimiento.
Predecir parámetros de flujo como:
• Límites del yacimiento.
• Daño de formación.
• Comunicación entre pozos.
3.3 ANALISIS DE PRUEBA DE PRESIÓNEs importante tomar en cuenta las siguientes consideraciones:
Características de la planificación
La prueba de presión es fundamental para determinar los siguientes parámetros:
Obtener propiedades y características del yacimiento como: permeabilidad y
presión estática del yacimiento.
Predecir parámetros de flujo como: - Límites del yacimiento. - Daño de formación. -
Comunicación entre pozos.
3.4 TIPOS DE PRUEBAS DE PRESIÓN Pruebas de restauracion de presion (build up test)
Pruebas de arrastre (drawndown test)
Pruebas de tasa de flujo multiple
Pruebas de dispersion de presion en pozos inyectores (fall off test)
Prueba de interferencia
Prueba de pulso
Drill Stem Test (DST)
3.4.1 Pruebas De Restauracion De Presion (Build Up Test) Se realizan en pozos productores y consiste en hacer producir el pozo para luego cerrarlo
y registrar la presión de fondo medido en función del tiempo.
Podemos determinar a través de esta prueba:
Estimar la permeabilidad del yacimiento.
Determinar la presencia de daño.
Estimar la presión estática del yacimiento.
Geometría del yacimiento.
Ventajas La principal ventaja es que la condición requerida de tasa constante es lograda
fácilmente ya que el pozo tiene una tasa de producción igual a cero.
Desventajas Puede ser difícil alcanzar una tasa de producción constante antes de que el pozo
sea cerrado. En particular, puede ser necesario cerrar el pozo para bajar la herramienta.
La pérdida de producción mientras el pozo está cerrado.
3.4.1.1. Factores Que Complican Factores como fracturas hidráulicos, particularmente en formaciones de baja
permeabilidad pueden tener un gran efecto en la forma de la curva.
3.4.2 Pruebas De Arrastre (Drawndown Test) Los objetivos de la prueba de agotamiento usualmente incluyen la estimación de la
permeabilidad, factor de daño (skin), y en algunas ocasiones el volumen del yacimiento.
Ventajas Son económicas debido a que se realiza con el pozo en producción.
DesventajasTiene una dificultad para mantener una tasa constante
Para correr una prueba se declinación de presión, en general, se siguen los siguientes
pasos:
Se cierra el pozo por un periodo de tiempo suficiente para alcanzar la
estabilización en todo el yacimiento
Se baja la herramienta a un nivel inmediatamente encima de las perforaciones
Abrir el pozo para producir a rata constante y registrar continuamente la Pwf
3.4.3. Pruebas De Tasa De Flujo Multiple
Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos estabilizados de
flujo.
Ventaja Es de proveer datos provisionales de la prueba mientras la producción continua
3.4.4 Pruebas De Dispersion De Presion En Pozos Inyectores (Fall Off Test) Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el fondo
del pozo en función del tiempo.
3.4.5 Prueba De Interferencia Las pruebas de interferencias tienen como objetico:El objetivo es detectar la
comunicación entre pozos.
Determinar si existe comunicación entre dos o mas pozos en un yacimiento
Cuando existe comunicaciones, suministrar estimados de permeabilidad, del factor
porosidad- compresibilidad, asi como determinar la posibilidad de ansitropia en el estrato
productor.
Una prueba de interferencia se lleva a cabo produciendo o inyectando a traves de un pozo
( el cual recibe el nombre de pozo activo) y observando la respuesta de presion en por lo
menos otro pozo ( el cual recibe el nombre de pozo de observación).
3.4.6 Prueba De Pulso Esta prueba se la utiliza para las mediciones de dos variables,
Tasa de producción del pozo
Presión del mismo
Los objetivos de la prueba son generar perturbación en el yacimiento, medir las
respuestas y se analizan los datos que constituyen el periodo de flujo transitorio
Cuando se analizan los datos que constituyen el periodo de flujo transitorio
Prueba de pozo simple o sencilla: Cuando cambia la tasa de flujo y la respuesta
de presión se mide en el mismo pozo
Prueba de pozo múltiple: Cuando la tasa de flujo se cambia en un pozo y la
respuesta de presión se mide en otro
3.4.7 Drill Stem Test (DST)Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería
de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar
parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. Durante la
perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem
(Derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la
formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de
presiones.
3.5. CURVA IPRLa curva de comportamiento de afluencia comúnmente conocida como curva IPR por sus
iniciales en inglés (Inflow Performance Relation), es la representación gráfica de las
presiones fluyentes (Pwf), y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede
aportar al pozo (𝑞𝑙), para cada una de dichas presiones. Es decir para cada (Pwf) existe
una tasa de producción de líquido (𝑞𝑙), que se puede obtener de la definición del índice de
productividad:
Figura 1.- CURVA IPR
(Relación comportamiento de la producción y caída de presión)
La curva 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 y es normal que
dicha capacidad disminuya a través del tiempo por reducción de la permeabilidad en las
cercanías del pozo y por el aumento de la viscosidad del crudo en la medida en que se
vaporizan sus fracciones livianas.
Esta curva IPR constituye un parámetro fundamental en el análisis, predicción y
optimización del comportamiento de producción de un pozo. Varios trabajos técnicos han
sido publicados en relación a este tema, de los cuales los más usados en los cálculos de
ingeniería de producción son los métodos de: Darcy, Vogel, Standing, Fetkovich y Jones.
* Características de la Curva IPR
1) En el eje “X” de la gráfica se coloca el caudal (q).
2) Cuando Pwf es igual a Pr, entonces el caudal es nulo, es decir (q=0).
3) El Caudal se hace máximo (q max) cuando Pwf se hace nulo (Pwf=0).
4) La pendiente de la línea m= 1/J, donde J es el Índice de Productividad.
5) El modelo de IPR recta solo es útil para pozos de flujo monofásico.
6) Si la IPR es recta, entonces J es constante y
Lo más común en pozos de petróleo es que la IPR no sea lineal debido a que se genera
un flujo de más de una fase cuando se fluye a una P < Pb. En este caso para desarrollar
la Curva IPR se puede utilizar la Ecuación de la forma:
q=C (Pr2−Pwf 2)n
El valor de n puede variar entre (0.5 y 1.0).
“n” se determina de una prueba graficando (Pr2−Pwf 2 ¿o (ΔP2) VS (q).
Siempre se grafica el caudal en el eje “X” y (ΔP2) en el eje “Y”, la pendiente de esa
recta en log-log es “1/n”
3.5.1. Factores que afectan la curva IPR.
J =qo
(Pr−Pwf )= 0.00708∗Ko∗h
μo∗Bo∗[ ln ( ℜrw )+S ]
Presión y la fase de los fluidos del yacimiento.Cuando la presión inicial del yacimiento está por encima del punto de burbuja se puede
asegurar que no existirá gas libre.
Pero si en algún punto del yacimiento la presión desciende hasta ser menor que el punto
de burbuja entonces se formará gas libre y la permeabilidad relativa del aceite se reducirá,
y por ende J tendrá valores más bajos.
Reducción de la permeabilidad relativa al petróleo (Kro).A medida que la saturación de gas incrementa, es decir, a medida que se forma gas libre
en los poros de la formación se reduce la facilidad con que los líquidos pueden fluir debido
a que el espacio ocupado por el gas reduce el área de flujo efectiva para los líquidos.
Incremento de la viscosidad del petróleo.Cuanto más viscoso sea el aceite más difícil será su flujo y por ende su J será menor.
Ahora bien, cuando la presión del yacimiento se encuentre por debajo del punto de
burbuja es de esperar que la viscosidad del aceite se incremente con la disminución de la
presión debido a que el aceite comienza a liberar gas perdiendo así sus componentes
livianos y perdiendo su movilidad.
Disminución del factor volumétrico de formación.El Bo es inversamente proporcional a J, a medida que el aceite pierde presión comienza a
expandirse, pero cuando alcanza el punto de burbuja, el gas se libera de la solución
haciendo que la cantidad de petróleo disminuya.
Daño de formación (S) o estimulación.El índice de productividad J depende de la caída de presión del yacimiento y esta a su vez
depende del factor de daño. Cuando el factor de daño es positivo, es decir, cuando la
formación está dañada se va a presentar un aumento en la caída de presión que por ende
afectara el J haciendo que este disminuya. Ahora bien, cuando el factor de daño es
negativo, es decir, cuando se le han hecho trabajos de estimulación a la formación la
caída de presión va a ser menor y esto causara que J se incremente.
Mecanismos de Producción del yacimientoComo ya se consideró, es posible definir un rango de porcentaje de recuperaciones para
cada mecanismo de empuje. Por ende la tasa de producción también se verá afectada por
el tipo de mecanismo de empuje que haya en el yacimiento, lo cual indica que el J será
mayor para el mecanismo de empuje que proporcione una tasa de producción mayor.
3.6. Índice de ProductividadPara definir el índice de productividad se deben definir los conceptos de “Presión estática
del yacimiento” y “Presión fluyente del pozo”.
La presión estática del yacimiento es la presión que habría en todo el yacimiento si
estuviera en equilibrio estático, de ahí su nombre de presión estática, es decir, sería la
presión a la cual se estabilizaría el yacimiento si todos los pozos que producen de él se
cerraran.
La presión fluyente del pozo es la presión con que llega el fluido al fondo del pozo
después de haber viajado a través de la formación.
El índice de productividad es la relación entre la tasa de producción qo (bls/día) y el
diferencial de presión (Pr-Pwf) y se representa por J. El índice de productividad es una
medida de potencial del pozo o en su capacidad de producir fluidos.
J =qo
(Pr−Pwf )= 0.00708∗Ko∗h
μo∗Bo∗[ ln ( ℜrw )+S ]
Donde:
J= Índice de productividad (BPD/psi)
Q liq= tasa de producción (BPD)
Pr = Presión estática del yacimiento (psi)
Pwf= Presión de fondo fluyente (psi)
De acuerdo con sus unidades, J se puede interpretar como el aumento en la tasa de
producción en Barriles por día (BPD) ocasionado por el aumento en 1 psi del diferencial
de presión.
3.6.1 Catalogación de los pozos de acuerdo al índice de productividadAunque debido a la variación de (J) con (q) y con el tiempo, es difícil tomar un nivel de
referencia para clasificar los pozos de acuerdo a su índice de productividad, pero la
clasificación se puede hacer teniendo en cuenta el valor absoluto de J.
Los valores pueden variar desde tan altos como 50 hasta tan bajos como 0.1 o menos.
Una clasificación generalizada de los pozos de acuerdo al índice de productividad es la
siguiente:
El valor de J es un valor que varía a lo largo de la vida productiva del pozo.
3.6.2. Capacidad de producción de los pozos se estima: 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 construye una curva de
oferta de energía del sistema o curva IPR.
Ejemplo # 1Se tiene un pozo en un yacimiento del cual se sabe que La presion estática del
yacimiento es de 3000 psi.
Una prueba de flujo dio los siguientes resultados:
Pwf= 2000 psi
Q = 1000 BPD
Se pide obtener la curva IPR según el método de la línea recta (Método de Darcy).
Solución:
3.6.3 Eficiencia de flujo. (ef)Cuando no existe daño (S=0) el índice J reflejara la verdadera productividad del pozo y
recibe el nombre de J ideal y en lo sucesivo se denotara J’ para diferenciarlo del índice
real J. Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad
real y el ideal.
Si S = 0 EF=l la formación no ha sido alterada en la zona cercana al pozo.
Si S < 0 EF > 1 la formación ha sido estimulada Si S > 0 EF < 1 la formación ha sido
dañada.
𝑬𝑭 = J (Real )J ( Ideal)
Ejemplo # 2A partir de la siguiente información del yacimiento, calcular qo, J y EF.
*Cálculo de qo, J
*Cálculo de J’, es decir cuando (S=0)
*Cálculo de EF
3.6.4 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.
Obviamente estos depósitos generan obturamientos de los canales porosos y el
consecuente daño a la formación. Otro tipo de daño asociado con la producción es el
bloqueo de agua o gas por su canalización o conificación. Esto reducirá la producción de
aceite, e incluso llega al grado de dejar de fluir.
Precipitación: La invasión a la formación de fluidos incompatibles que contienen iones
solubles que reaccionan y precipitan sólidos, cuando se mezclan con agua de la
formación, conduce al obturamiento de los canales porosos por partículas sólidas
precipitadas que puede llegar a ser significante si las concentraciones de iones
incompatibles son altas.
3.6.5 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.
3.7. Flujo naturalLos 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 es 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.
3.7.1. Área de drenaje
El área de drenaje es el área para cada pozo, sirve para poder aprovechar la energía del
yacimiento, de tal manera que distribuyamos por igual la energía total del yacimiento para
todos los pozos.
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.
Ecuación de Índice de Productividad
IP=QLiq
(Pr−Pwf )
La ecuación se puede reescribir en términos de la Ley de Darcy como:
𝐼𝑃 =0.00708∗Ko∗h
μo∗Bo∗[ ln ( ℜrw )]
Esta ecuación expresa el índice de productividad en términos radiales, asumiendo que el
área de drenaje de un pozo vertical es aproximadamente una circunferencia de centro en
el pozo y de radio re.
Área de drenaje cilíndrica:
Este tipo de área de drenaje supone que el pozo horizontal drena el área de un rectángulo
en el centro, y el área de dos semicírculos en los extremos del rectángulo. Cada uno de
los semicírculos contribuye ½ de la producción de un pozo vertical rev.
Figura.- Área de drenaje cilíndrica de pozos horizontales
La ecuación utilizada para el cálculo del área de drenaje cilíndrica es la siguiente:
Dónde:
rev: Radio de drenaje del pozo horizontal, pies.
L: Longitud horizontal del pozo, pies.
Área de drenaje elíptica:
Este tipo de área de drenaje está representada por una elipse y está basada en la
siguiente figura.
Figura. - Área de drenaje de un pozo horizontal
Se divide el problema en tres dimensiones considerando una elipse de eje menor “b””
igual al radio de drenaje del pozo vertical, y de eje mayor “a” igual a la mitad de la longitud
del pozo horizontal, más el radio del pozo vertical.
Entre las ecuaciones que se usan para el cálculo del área de drenaje elíptica de un pozo
horizontal se tiene:
Donde:
a: Mitad del eje mayor de la elipse, pies. 40
b: Mitad del eje menor de la elipse, pies.
rev: Radio de drenaje, pies.
L: Longitud de la sección horizontal del pozo, pies.
3.7.2 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. MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE CURVAS IPR:4.1 IPR de Pozos Petroleros. Debido a la declinación de la presión en el reservorio por efecto de la producción,
tenemos un decremento de permeabilidad relativa al petróleo e incremento del gas de
saturación.
La planificación y el desarrollo de un reservorio con respecto al sistema superficial y a la
planificación de la elevación artificial como la evaluación económica del proyecto, se
requiere la predicción y comportamiento futuro. Standing publicó un procedimiento que
podría ser usado para predecir la declinación en los valores de caudales qmax como así
el incremento de saturación con la producción:
Si el cambio en IP* con la producción
puede ser precedida luego el cambio qmax puede ser calculado por Standing.
4.1.1 IPR Compuesto El IPR compuesto, en una combinación de índices de productividad. Se basa en la ley de
Darcy cuando las presiones de reservorio están por encima de la presión de punto de
burbuja, y cuando la presión está por debajo de esta, se utiliza el IPR de Vogel. Este IPR
está particularmente utilizado cuando la presión de reservorio pr está por encima de la
presión de burbuja y la presión dinámica de fondo pwf está por debajo. Por lo tanto:
Hay que considerar que el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del
factor skin y por lo tanto este es aplicado únicamente a pozos que no tienen daño.
Standing extendió las curvas de IPR de Vogel para poderlas aplicar a pozos con daño o
estimulados.
4.2 Método de Fetkovich Partiendo de las pruebas isocronales para pozos de gas y basado en cientos de
observaciones de datos de pozos de petróleo, se determinó que la IPR para pozos de
petróleo podría ser mejor descrita por la ecuación:
Donde:
C = Constante de estabilización.
n = Factor de turbulencia que puede variar entre 0.57 y 1. Este factor n es igual a 1/m,
donde m es la pendiente del grafico log (Pr^2 – Pwf^2) vs. log(q). Ambos valores son
característicos de cada pozo.
El valor de C se encuentra de extrapolar la curva hasta interceptar con el eje de las
ordenadas en el punto en que Pr^2 – Pwf^2 = 1. También es posible calcularlo con la
siguiente ecuación, conociendo previamente el valor de n, que se lo determina del grafico
log (Pr^2 – Pwf^2) vs. log qo.
Conocidas estas dos variables se puede tener una tabla con la resolución de la ecuación
anterior para diferentes valores de Pwf y se grafica en un plano cartesiano, obteniendo la
IPR.
El uso del método de Fetkovich es beneficioso debido a que mediante una pequeña
modificación de la ecuación se puede determinar la curvas de IPR a futuro las cuales son
muy importantes sobre todo para cuando se va implementar un sistema de levantamiento
artificial en el pozo, puesto que con estas curvas podemos proyectar la producción a
futuro en los diferentes tipos de levantamiento y comparar, para finalmente decidir que
método será más conveniente.
Para determinar la IPR futura se debe calcular C’, que es el valor de la constante a futuro.
El valor obtenido es sustituido en la ecuación principal del método de Fetkovich.
Donde Pri y Ci están dadas en un tiempo inicial t1, y Pr, Pwf están dadas a un tiempo
mayor a t1, mientras que n es una constante del pozo a cualquier tiempo.
4.3 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. A continuación, realizaremos un ejercicio
calculado el AOF.
Ejemplo: Se realizó una prueba de flujo-tras-flujo en un pozo situado en un reservorio de
baja presión y alta permeabilidad. Usando los datos de esa prueba determinar:
1. Los valores de n y C de la ecuación de capacidad productiva.
2. El AOF.
3. El caudal de flujo para Pwf = 160 psia.
Cálculo de n Se toma los valores de 1 y 4 por que ambos pasan por la line de tendencia gráfica.
Con los datos de la última prueba (prueba 4) calculamos C:
1. La ecuación de capacidad de entrega es:
2. AOF @ Pwf = 0
3. Qsc @ Pwf = 160 psia
5. METODOS DE PREDICCION DE CURVAS IPR5.1 Método de Darcy5.1.1 Para flujo continuo de un líquido monofásico Cuando tenemos presión estática y la presión fluyente de fondo de pozo mayores a la
presión burbuja, existiendo flujo solo fase liquida (petróleo) y adicionalmente puede existir
una fuente de energía como ser un acuífero que mantenga la presión en el borde exterior
del área del drenaje (r=re) la ley de Darcy para flujo radial continuo (estacionario, dP/dt=0)
es la siguiente:
q=7 .08∗10−3 k0h (Pws−Pwfs )
μ∗Bo[Ln( rerw )+S+Aq]Donde:
Ko= Permeabilidad relativa del 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)
qo= Tasa de flujo de petróleo, (bls/dia)
re= radio de drenaje, (pies)
rw= radio del pozo, (pies)
S= Factor del daño, adimensional
Aq= Factor de turbulencia de flujo. Insignificante para baja permeabilidad y baja tasas de
flujo.
μ o= Viscosidad a la presión promedio (Pws+Pwfs/2), cp
Bo= Factor volumétrico de la formación a la presión promedio. By/Bn
5.1.2 Para flujo seme continuo de un líquido monofásico (limite exterior cerrado y Pws conocida)En el caso anterior no existe una fuente de energía mantenga la presión constante en el
borde exterior del área de drenaje pero existe una pseudo estabilización en la presión en
todos los puntos del área de drenaje, dP/dt = ctte. La ley de Darcy para flujo radial semi
continuo:
Ejemplo 1:Encontrar el IPR según el método de Darcy
Ejemplo 2:Encontrar el IPR con el método de Darcy
Ejemplo 3:Encontrar el IPR con el método de darcy
5.2 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 comportamientos 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: S=0
EF=1
IP=J
Dependiendo si el yacimiento es subsaturado ó saturado, las ecuaciones a utilizar serán
las siguientes:
Yacimiento subsaturado: (PWF≥PB)Caso #1 (Pwf≥Pb):
Índice de productividad
Tasa en el punto de burbujeo
Tasa máxima Tasa
CASO #2 (Pwf<Pb):Índice de productividad
Tasa en el punto de burbujeo
Tasa máxima
Tasa
YACIMIENTO SATURADO: (Py<Pb):
Tasa máxima:
Tasa:
EJERCIOS PROPUESTOS POR METODO DE VOGEL.1. Usando la siguiente información:
qo= 536 BFD
Pwf=1800 lpc 26Pr=2000 lpc
Pb= 1700 lpc
a) Calcular la tasa de producción correspondiente al punto de burbujeo.
b) Construir la curva IPR.
c) Determinar la tasa de producción correspondiente a una presión de fondo fluyente
de 1550 lpc.
d) Determinar la presión fluyente requerida para obtener una tasa de producción de
780 BPD
e) Determinar la presión de fondo fluyente requerida para obtener una tasa de 2000
BPD.
SOLUCION
Py> Pb ; Por lo tanto el yacimiento es SUBSATURADO
Se aplica el método de Vogel para yacimientos subsaturados CASO I porque Pwf > Pb
Primero se calcula IP con los datos de la prueba
Luego para calcular la tasa del punto de burbujeo:
qb=?
b) Para realizar la curva IPR se debe asumir valores de Pwf por debajo de la presión de
burbujeo, calcular las tasas a través de la ecuación combinada:
Tabla N* 1: Valores para el grafico de presion y tasa de produccion para realizacion de la
curva IPR, por metodo Voguel. Yacimientos subsaturados Caso I.
Pwf (Lpc) qo(BPD)
1700 8041600 10651500 13121000 2337500 3011200 3248100 32980 3335
Gráfica Nro 01: Curva IPR para Ejercicio 01. Método de Vogel.Yacimiento Subsaturado. Caso I.
c) Tasa de produccion a Pwf = 1550 lpc
d) Pwf=?
Para obtener un qo=780BFD.
Pwf = 1709 lpc
Pwf= 1184 lpc
2. Usando la siguiente información:
qo= 800 BFD
Pwf= 2100 lpc
Pr= 2600 lpc
Pb= 2350 lpc
Construir la curva de comportamiento IPR.
Datos:
qo= 800 Bfd
Pwf= 2100 lpc
Pr= 2600 lpc
Pb= 2350 lpc
Establecemos cual es el yacimiento al comparar las presiones de yacimiento y de
burbujeo.
Luego establecemos el caso, para eso comparamos la presión de fondo fluyente con la
presión de burbujeo. Pwf>Pb y que determina que es el Caso 2.
Pwf>Pb
A-) Calcular el IP con los datos de la prueba
B-) Calcular la tasa al punto de burbujeo:
C-) Construir la curva, asumiendo valores de la presión de fondo fluyente (Pwf) por debajo
de la presión de burbujeo (Pb) y calcular la tasa a través de la ecuación combinada.
Tabla Nro 2: Valores para el grafico de presión y tasa de producción para realización de la
curva IPR, Por método de Voguel. Yacimientos Subsaturados Caso II.
Pwf (Lpc) qo (BPD)2350 4102000 9461800 12181600 14661400 16881200 18861000 2059500 2382100 25300 2551
Gráfica Nro 02: Curva IPR para Ejercicio 02. Método VogelYacimiento Subsaturado. Caso II
Ejemplo:Encontrar IPR según el método de Vogel
Hallar el IPR con el método de Vogel-Darcy
5.3 IPR de Pozos Petroleros.
Debido a la declinación de la presión en el reservorio por efecto de la producción, tenemos un decremento de permeabilidad relativa al petróleo e incremento del gas de saturación.
La planificación y el desarrollo de un reservorio con respecto al sistema superficial y a la planificación de la elevación artificial como la evaluación económica del proyecto, se requiere la predicción y comportamiento futuro.46Standing público un procedimiento que podría ser usado para predecir la declinación en los valores de caudales qmax como asi el incremento de saturación con la producción:
Si el cambio en IP* con la producción puede ser precedida luego el cambio qmax puede ser calculado por Standing.
5.3.1 IPR Compuesto
El IPR compuesto, en una combinación de índices de productividad. Se basa en la ley de
Darcy cuando las presiones de reservorio están por encima de la presión de punto de
burbuja, y cuando la presión está por debajo de esta, se utiliza el IPR de Vogel. Este IPR
está particularmente utilizado cuando la presión de reservorio pr está por encima de la
presión de burbuja y la presión dinámica de fondo pwf está por debajo.47Por lo tanto:
Hay que considerar que el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del
factor skin y por lo tanto este es aplicado únicamente a pozos que no tienen daño.
Standing extendió las curvas de IPR de Vogel para poderlas aplicar a pozos con daño o
estimulados.
5.4 Método de Rawlins
Rawlins y Schellharrdt (1936) presentaron la siguiente ecuación:
Donde:
q : Caudal de gas (MPCD)P : Presión media del yacimiento en el área de drene (Psia) Pwf: Presión de fondo fluyendo (Psia)C : Coeficiente de flujo (MPCD/Psia2)
La ecuación anterior representa la Ley de Darcy para un fluido compresible. La constante
C involucra términos tales como viscosidad del gas, permeabilidad al flujo de gas, espesor
neto de formación, temperatura de formación, etc. Rawling y Schellhardt (1936)
encontraron que dicha ecuación no considera la turbulencia, usualmente presente en
pozos productores de gas, así que modificaron la ecuación con un exponente "n" en el
lado derecho, resultando la siguiente expresión:
Además encontraron que el exponente "n" puede variar desde 1.0 para flujo
completamente laminar hasta 0.5 para flujo completamente turbulento.
Si los valores para el coeficiente de flujo C y exponente n puede ser determinado por el
régimen de flujo, para cualquier valor de Pwf, puede ser calculado, el caudal y se puede
construir la curva del comportamiento de flujo de entrada.
Con este método, se tiene dos constantes para determinar “C” y “n”. La teoría indica que
“C” es una función de radio de investigación que significa que si dos periodos de flujo
poseen un mismo radio de investigación, ellas tendrán el mismo “C”.
Las razones de flujo poseen un mismo intervalo de tiempo, entonces tendrá un mismo
radio de investigación y por tanto un mismo “C”. Para períodos estables de flujo, el “C”
será el “C” estabilizado, que es el que estamos tratando de determinar.
Para una serie de periodos de flujo iguales que no son largos o suficientes para alcanzar
la estabilización, los “Cs” (coeficientes de flujo) de cada prueba serán los mismos, pero no
serán los “C” estabilizados.
Si el pozo ha fluido a un caudal estabilizado, como se muestra en el esquema log log ,
podemos determinar un máximo potencial transiente de la prueba,
La gráfica logarítmica log-log de la diferencial de presión (PR2−Pwf2) versus qg, nos
muestra una línea recta y el factor de turbulencia expresado por (n) es inversa a la
pendiente de esta línea. La grafica nos muestra, una prueba de producción con cuatro
caudales de flujos, que estarían sobre una misma línea recta mostrando una condición de
flujo estabilizado.
El valor del exponente n se puede hallar con:
Una vez determinado el valor del exponente n, el valor C se puede determinar usando la
siguiente ecuación:
O el valor de la constante C en base a los datos de reservorio puede ser representado por
la siguiente ecuación:
5.5 Método de Fetkovich
Partiendo de las pruebas isocronales para pozos de gas y basado en cientos de
observaciones de datos de pozos de petróleo, se determinó que la IPR para pozos de
petróleo podría ser mejor descrita por la ecuación:
Donde:C = Constante de estabilización.n = Factor de turbulencia que puede variar entre 0.57 y 1. Este factor n es igual a 1/m, donde m es la pendiente del grafico log (Pr2 – Pwf2) vs. log(q).Ambos valores son característicos de cada pozo.El valor de C se encuentra de extrapolar la curva hasta interceptar con el eje de las ordenadas en el punto en que Pr2 – Pwf2 = 1. También es posible calcularlo con la siguiente ecuación, conociendo previamente el valor de n, que se lo determina del grafico log (Pr2 – Pwf2) vs. log qo.
Para determinar la IPR futura se debe calcular C’, que es el valor de la constante a futuro.
El valor obtenido es sustituido en la ecuación principal del método de Fetkovich.Donde Pri y Ci están dadas en un tiempo inicial t1, y Pr, Pwf están dadas a un tiempo mayor a t1, mientras que n es una constante del pozo a cualquier tiempo.
5.6 Prueba de Flujo Tras Flujo
Llamada también pruebas convencionales de contrapresión (Conventional Backpresure Test). En este tipo de prueba, el pozo se fluye a un determinado caudal midiendo la presión fluyente del fondo la cual normalmente se mantiene en estado transigente (no alcanzado el estado pseudo-estable). Luego el pozo cambia su flujo a un nuevo régimen, normalmente en estado transigente sin llegar al estado pseudo estable. Ver figura 4.6. La presión puede ser medida con un medidor de presión de fondo de pozo.
5.7 Prueba de Contrapresión.
Consiste en hacer fluir el pozo utilizando distintos diámetros de choque hasta obtener con
cada uno de ellos caudales y presiones que se acerquen a la estabilidad. Este tipo de
pruebas se aplica en yacimientos de mediana y alta permeabilidad en los caudales el
tiempo mínimo de estabilización fluctúa entre 8 y 12 hrs. en pozos de desarrollo y
mayores a 12 hrs. en pozos exploratorios.
En la secuencia de operaciones, estas pruebas son las siguientes:
• Abrir pozo para orientar flujo de gas al quemador con caudales máximos hasta obtener
producción de fluido limpio.
• Cerrar pozo hasta que se estabilice las presiones, el período de cierre varía entre 8 y 12
hrs. Estabilizada la presión se baja a fondo de pozo bomba amerada para medir
exactamente los valores definitivos de la presión de fondo de pozo y la presión fluyente en
fondo de pozo.
5.8 Pruebas Isocronales
Si una serie de pruebas de flujo se realizan en un pozo, cada una para el mismo período
de tiempo (isocronal), el radio de investigación será el mismo al final de cada prueba.
Consecuentemente, la misma porción del yacimiento será drenada en cada gasto. En
donde se puede advertir que el período de cierre después de cada período de flujo, debe
ser suficiente para alcanzar la presión estática del yacimiento (o al menos aproximada).
Además se debe considerar que es necesario tener un período de flujo estabilizado al
final de la prueba.
PRUEBAS ISOCRONALES (PROCEDIMIENTO DE CAMPO)
1. Cerrar el pozo para obtener una presión de fondo de cierre estabilizada.
2. Abrir el pozo con un estrangulador de diámetro pequeño, por ejemplo, uno de 6/64 pg, y dejar fluir al pozo durante ocho horas.
3. Al final del período de flujo de ocho horas, registrar la presión de fondo fluyendo y el gasto de flujo.
4. Cerrar el pozo y dejar que la presión de fondo fluyendo se incremente a partir de la presión estática.
5. Abrir el pozo con un estrangulador ligeramente mayor, por ejemplo, 8/64 pg y dejar fluir al pozo durante ocho horas.
6. Al final del período de flujo de ocho horas, registrar la presión de fondo fluyendo y gasto de flujo.
7. Cerrar el pozo y dejar que la presión de fondo fluyendo se incremente hasta que la presión de fondo de cierre se estabilice.
8. Repetir los pasos 5, 6, y 7 utilizando progresivamente diámetros de estrangulador mayores.
9. Asegurarse que los registros de presiones de flujo sean tomadas justo antes del cierre. Además, si el gasto está variando en una prueba de flujo, registrar el gasto justo antes del cierre
10. Estos cuatro puntos transitorios deberán ser graficados tal y como se describió en la prueba convencional de contrapresión (ya sea el método clásico o el método teórico).
Abrir el pozo para un quinto período de flujo (utilizando un diámetro de estrangulador previo, o bien, empleando uno nuevo) y dejarlo fluir hasta que ocurra la estabilización. Registrar este gasto y presión de fondo estabilizados.
11. Graficar este punto estabilizado. La curva de productividad estabilizada pasa a través
de este punto estabilizado y es paralelo a la línea de los cuatro puntos estabilizados
5.9 Prueba isocronal Modificado
Con el propósito de acortar los tiempos de prueba, se propuso desarrollar las pruebas
Isocronales modificadas, las cuales se realizan empleando periodos de cierre igual a los
periodos de flujo, lo cual proporcionó resultados satisfactorios. En este tipo de pruebas se
emplean las presiones de cierre inestabilizadas para calcular la diferencia de la relación
de presiones para el próximo gasto.
PROCEDIMIENTO DE CAMPO DE LAS PRUEBAS ISOCRONALES MODIFICADAS.
1. Cerrar el pozo para estabilizar la presión de cierre (lo suficiente para obtener una
buena estimación de la presión estática del yacimiento).
2. Abrir el pozo con un estrangulador pequeño, de 6/64 pg y dejar fluir al pozo durante
doce horas.
3. Al final de éste período de flujo, registrar el gasto y la presión de fondo fluyendo.
4. Cerrar el pozo durante 12 horas.
5. A final del período de cierre, registrar la presión. Esta presión de cierre se utilizará en
el análisis como una estimación de la presión estática para el segundo período de flujo.
6. Abrir el pozo con un estrangulador con un diámetro ligeramente mayor, 8/64 pg y
dejar fluir al pozo durante doce horas.
7. Al final de éste período de flujo, registrar el gasto y la presión de fondo fluyendo.
8. Cerrar el pozo durante doce horas, registrar la presión de fondo del pozo (para ser
usada como una aproximación de la presión estática para el próximo período de flujo).
9. Repetir los pasos 6, 7 y 8 utilizando progresivamente diámetros de estrangulador
mayores. Para cada período de flujo, la presión estática aproximada se utilizará en el
análisis. Esto es, la presión de cierre existente justo antes de iniciar el período de flujo. La
presión de fondo fluyendo es la que se encuentra al final de cada período
de flujo, aunque la estabilización no haya ocurrido.
10. Estos cuatro puntos son graficados en la misma forma descrita para pruebas
convencionales de contrapresión.
11. Realizar un quinto período de flujo hasta que la estabilización ocurra. Se puede utilizar
un nuevo diámetro de estrangulador o uno de los previamente utilizados. Para el análisis,
se utiliza la presión de fondo fluyendo estabilizada así como también el gasto al final del
período de flujo. Esto permitirá obtener un punto a condiciones estabilizadas.
12. Graficar el punto estabilizado, y dibujar una línea a través de este punto paralela a la
línea trazada a través de los cuatro puntos anteriores. Esta línea a lo largo del punto
estabilizado es la curva de capacidad estabilizada para este pozo.
6. CONCLUSIONES
El método de Fetkovich permite determinar las curvas de IPR a futuro, de manera
que, a través de la comparación de las curvas de producción y los diferentes métodos de
levantamiento o recuperación secundaria, se pueda implementar el mejor método de
levantamiento artificial en el pozo.
A través de las pruebas se puede obtener la caracterización dinámica de un
yacimiento.
Una interpretación confiable de una prueba de pozo dependerá de los datos de
origen del yacimiento y de las propiedades de los fluidos presentes en la formación.
La evaluación de la formación a través de una prueba permitirá optimizar el
desarrollo del yacimiento en función de su potencial comercial y la eficiencia de la
completación seleccionada.
La potencialidad de un pozo se mide mediante el índice de productividad y no a
través de la tasa de producción.
Las curvas IPR representan la capacidad de aporte del yacimiento a través de un
pozo en específico