conificación

Universidad Autónoma de Guadalajara Campus

Tabasco

FACULTAD DE INGENIERÍA

Reporte Parcial de Experiencia de Aprendizaje 1

PROFESOR: Álvaro Dimassimo Antonuccl

INTEGRANTES DEL EQUIPO:

Jellenny Pérez HernándezAlejandra Elena García Barrada Jesús Alberto Sánchez HernándezJosé Eduardo Íñiguez Díaz

MATERIA : Temas Selectos de Ingeniería Petrolera

FECHA DE ENTREGA: lunes 07 de septiembre del 2015; Villahermosa, Tabasco.

EVALUACIÓN

Sección Ponderación A B C DIntroducción 10Contenido 65Conclusión 10Bibliografía y Anexos 5Presentación 10Total 100

Comentarios de la Revisión

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LA CONIFICACIÓN SIMULTÁNEA DE GAS Y AGUA EN POZOS TERMINADOS EN ZONA DE ACEITE

INDICE

OBJETIVOS……………………………………………………………………..3

INTRODUCCIÓN………………………………………………………………..4

CONTENIDO…………………………………………………………………….5

1. Conificación…….............................................................................5

1.2. Conificación o formación de cúspide…………………………………..5

2. Tipos de conificaciones………………………………………………....……….6

2.1. Conificación de agua…………………………………………………………..6

2.2. Conificación de gas…………………………………….……………………...7

2.3. Conificación simultánea de gas y agua…………………………...………...8

CONCLUSIÓN………………………………………………………………....11

LISTADO DE FIGURAS, GRÁFICOS Y/O TABLAS….……………..…..12

BIBLIOGRAFIA………………….…………………………………………….12

Reporte de Experiencia de Aprendizaje – Semestre Agosto – Diciembre 20152


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OBJETIVOS

GENERAL:

Estimar el gasto máximo de producción de aceite y la ubicación optima de los disparos en la zona de aceite en presencia simultánea de los contactos agua-aceite y gas-aceite en yacimientos de arena.

ESPECIFICOS:

Conocer que es una conificación y como esta es causada.

Conocer de manera teórica una conificación simultanea de gas y agua.

Mostrar mediante un problema la estimación máxima de petróleo en un yacimiento.

Saber la importancia de la conificación de gas y agua en la industria petrolera, específicamente en la producción.



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INTRODUCCIÓN

Esta experiencia de aprendizaje esta enfocada en el fenómeno de “La conificación simultánea de gas y agua en pozos terminados en zona de aceite “ . Y como hemos visto en clases este es un tema importante a tratar en la producción de un pozo ya que como sabemos el objetivo principal de la producción de hidrocarburos es la recuperación económica, y para lograr esto es necesario aumentar la producción de hidrocarburos pero cuando ocurre una conificación de agua y/o gas se vuelven uno de los principales efectos causantes de la reducción de la producción de aceite, ya que provocan una disminución en la producción de petróleo y un aumento en la relación gas-petróleo o en la producción de agua, cualquiera de las dos puede ocurrir debido a las altas tasas de producción y ambos son el resultado de condiciones similares. Es por ello que en este trabajo explicaremos los efectos, las causas y los factores que hace una conificación de agua y/o gas.

Posteriormente se presentaran unos problemas donde se estimara la máxima producción de petróleo para cumplir con nuestro objetivo general y así por ultimo concluyendo porque es importante conocer acerca de este tema.



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CONTENIDO

1. CONIFICACIÓN

La conificación de agua y/o gas en un pozo de aceite, o de agua en un pozo de gas es el fenómeno relacionado con el movimiento vertical del agua de la zona de agua subyacente o de gas desde la zona de gas suprayacente hacia el intervalo de terminación del pozo de producción.

La conificación es el termino utilizado para describir la producción de dos fases; por lo general una no deseada (agua), al mismo tiempo que una fase deseada (hidrocarburo). El termino se refiere como conicidad en un pozo vertical, porque la forma de la interface se asemeja a un cono (Conificación de agua), o un cono invertido (Conificación de gas) cuando el pozo produce la fase no deseada.

1.2. Conificación o formación de cúspide

La conificación es causada por un gradiente de presión cerca del pozo. El pozo esta produciendo con tanta rapidez que las fuerzas viscosas superan las de gravedad. Eventualmente, el agua puede sustituir la totalidad o parte de la producción de hidrocarburos. Una vez que el avance se produce, el problema tiende a empeorar, con mayores recortes de agua de producción.

En un pozo horizontal se produce conificación cuando existe un CAP (contacto agua/petróleo) cerca de los disparos en una formación cuya permeabilidad vertical es relativamente elevada (Figura 1).


Figura 1. Conificación o formación de cúspide

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2. TIPOS DE CONIFICACIONES

2.1. Conificación de agua

La producción prematura de agua es a menudo el resultado de conificación y/o digitación cerca de un pozo productor cuando el agua proviene del nivel de agua libre generalmente en la dirección vertical. Por lo tanto, un cono de agua toma lugar en la parte más baja del intervalo completado del pozo. La producción de un pozo causa una caída de presión en ese punto del yacimiento. Si la presión en la cara del pozo es suficientemente baja, el pozo está completado directamente sobre el contacto agua-petróleo y no hay barreras de flujo vertical, entonces habrá conificación (Figuras 2 y 3 ).



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Por otra parte, si la producción de agua ocurre en la vida temprana de un yacimiento sin buzamiento donde el contacto se vuelve inestable y el agua fluye más rápido que el crudo debido a su baja viscosidad y a la permeabilidad horizontal, este fenómeno se llama digitación o lengüeteo.

Estos fenómenos son muy comunes durante la producción de un yacimiento. En general, cuando el pozo está cerca al contacto agua petróleo, el agua se mueve verticalmente causando la conificación. Si el contacto agua petróleo se halla lejos y existe producción prematura de agua ocurre el fenómeno conocido como digitación.

Esto se debe a que la caída de presión que causa el flujo o producción de agua es mayor que la fuerza gravitacional:

Pwoc - Pwf > 0.433(γw – γo)H Ecuación (1).

PWOC = Presión en el contacto agua petróleo (psi) Pwf = Presión de fondo fluyente (psi) γw = Gravedad específica del agua. γo= Gravedad específica del aceite. H = Distancia del fondo del pozo al contacto agua petróleo.

La ecuación (1) no habla de tiempo. Sin embargo, expresa que a cualquier tiempo esta inigualdad se satisface ocurriendo instantáneamente la conificación. También


Figura 2. Conificación de aguaFigura 3. Esquema de conificación de

agua

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cuando la inigualdad no se satisface no habrá conificación puesto que la presión de fondo fluyente es controlable mediante regulación de la rata de flujo. Luego, la conificación es controlable. Se prefiere manejar volúmenes de agua, es decir, tratar de no frenar la conificación, pues resulta antieconómico. Porque al hacer eso se disminuye el caudal de petróleo. El manejo de agua es más que rentable con la producción de petróleo.

2.2. Conificación de gas

La conificación de gas ocurre alrededor del pozo cuando éste procede de una zona de petróleo que está debajo de una zona de gas. El contacto gas-petróleo es comprimido alrededor del pozo por virtud del flujo radial de petróleo y de la presión diferencial resultante. Para compensar la presión diferencial que causa el flujo de petróleo en la zona de gas, debe existir una columna de gas de mayor espesor cerca del hoyo que lejos del mismo. (Figura 4)

2.3. Conificación simultánea de gas y agua

Si el espesor de la zona productora de petróleo h se encuentra entre una capa de gas y una zona de agua (fig.5), el intervalo en donde se termina el pozo hc debe ser que permita una máxima producción de petróleo sin conificación de gas por encima


Figura 4. Conificación de gas ( las condiciones corresponden al momentos en que el gas se abre paso, es decir, la ruptura del gas)

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y sin conificación de agua por debajo. Este caso es de particular interés cuando se produce de una columna delgada que se encuentra encima de un acuífero y debajo de una zona de gas. Para obtener la máxima rata de producción de petróleo debe haber una relación entre la profundidad de penetración del pozo D dentro de la zona productora h y el intervalo de terminación hc.

Si se escribe la ecuación para el potencial del flujo de petróleo en el pozo y enel contacto gas-petróleo, se tiene :

Similarmente, en el contacto agua-petróleo:

Estas dos ecuaciones deben ser iguales. Introduciendo la relación:

la cual es válida en el radio de drenaje, se obtiene:

donde D es la penetración óptima del pozo dentro de la zona productora debajo del contacto gas-petróleo, para un intervalo terminado hc y para una rata máxima de producción de petróleo. Es lógico considerar entonces que existe un plano considerar de petróleo horizontal intersectando el intervalo


Figura 5. Conificaciones simultáneas de gas y agua ( las condiciones corresponden al momento de la ruptura del gas y del agua)

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hc sobre el cual líneas de flujo de petroleo son horizontales. Sea Zo la coordenada vertical de este plano. Su valor puede determinarse de las siguientes consideraciones.

El potencial del flujo de petróleo evaluado sobre este plano y empleando el contacto gas-petróleo o el contacto petróleo-agua debe ser el mismo:

Igualando las relaciones y usando la ecuación de continuidad del potencial del flujo en el radio de drenaje, se encuentra:

La rata máxima del flujo de petróleo hacia el pozo (qo) se puede dividir en dos partes, una qog que tiene lugar por encima del plano zo, y es la rata máxima sin conificación de la capa de gas, y la otra, qow, por debajo del plano zo, es la máxima rata en obtener conificación de agua. Entonces se tiene que qo = qog + qow.

Después de sumar y simplificar, se obtiene la expresión para el flujo máximo de petróleo sin conificación de gas y agua:

Ejemplo. Una columna horizontal de petróleo tiene 25 pies de espesor y está debajo de una zona de gas y encima de una zona de agua. El yacimiento consiste de un estrato uniforme y horizontal con las siguientes propiedades físicas:

k = 0.1 darcy po = 0.7 rw = 0.6 pies Mo = 4.5 cps pw = 1 re = 720 ftpg = 0.29

El intervalo que se desea perforar es de 7 pies.



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¿Cómo se debe terminar el pozo para obtener una máxima producción de petróleo sin conificación de gas y agua? Obtener el valor de dicha rata máxima de producción.

Penetración del pozo:

D=25−18 0.7−0.291−0.29

=14.60 pies

Nivel de equilibrio:

zo=200.7−0.291−0.29

=14.43 pies

h−D−hc−zo=25−14.6+7−14.43=2.97 pies

zo−h+D=14.43−25+14.6=4.03 p ies

La rata máxima de producción de petróleo por encima del nivel de equilibrio es:

qog=1.5350.7−0.29

ln7200.6

x0.14.5

¿

La rata máxima de producción de petróleo por debajo del nivel de equilibrio es:

qog=1.5351−0.7

ln7200.6

x0.14.5

[14.432−4.032]=0.2770bl /dia

La rata máxima total de producción permisible será entonces:

qomax=qog+qow=0.48bl /dia

Como era de esperar puede observarse que las mayores ratas máximas permisibles de producción de petróleo se obtienen cuando la terminación del pozo mita a un intervalo lo más delgado posible, siempre que las demás condiciones permanezcan iguales.

CONCLUSIÓN



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LISTADO DE CUADROS, FIGURAS, GRÁFICOS Y/O TABLAS

Ítem PáginaFigura 1. Conificación o formación de cúspide 5

Figura 2. Conificación de agua 6

Figura 3. Esquema de conificación de agua 6

Figura 4. Conificación de gas ( las condiciones corresponden al momentos en que el gas se abre paso, es decir, la ruptura del gas)

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Figura 5. Conificaciones simultáneas de gas y agua ( las condiciones corresponden al momento de la ruptura del gas y del agua)

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BIBLIOGRAFÍA

Ingeniería de Yacimientos PIRSON-PDF.

Flujo Anormal de Fluidos (Agua y Gas) en Pozos Productores Localizados en la Vecindad de una Falla Conductiva-Tesis/PDF

Desarrollo de una Metodología Estadística para la Selección de Agentes Gelificantes Aplicados al Control de la Conificación de Agua en Pozos Productores.-Tesis/PDF

http://blog-petrolero.blogspot.mx/2009/06/importancia-de-la-conificacion-de-agua.html


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