2. Productividad de Pozos de Petroleo Gas y Condensado

CAPITULO II

PRODUCTIVIDAD 50 DE POZOS DE PETROLEO, GAS Y CONDENSADO Ing. Alizon Huallpara Lliully

1. INDICE DE PRODUCTIVIDAD

INDICE DE PRODUCTIVIDAD •En términos generales, un índice de productividad es el cociente entre la producción de un proceso y el gasto o consumo de dicho proceso •En ingeniería petrolera este se define como la relación funcional entre el caudal de producción y la presión diferencial de fondo.

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IMPORTANCIA •El índice de productividad es una medida del potencial del pozo •Permite pronosticar tasas de producción, por lo que podría utilizarse para planificar el desarrollo y la necesidad de facilidad de producción •Durante la vida productiva del pozo, puede ayudar a detectar si existen problemas con el equipo de producción y/o si existen daños de formación, con lo cual se podrían tomar decisiones en cuanto a la necesidad de trabajos de reparación, reacondicionamiento, estimulaciones, entre otros. También puede ser utilizado para evaluar la efectividad de dichos trabajos

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INDICE DE PRODUCTIVIDAD •El IPR se define en el rango de presión desde la presión promedio de Reservorio y la presión atmosférica •Qmax a presión atmosférica

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INDICE DE PRODUCTIVIDAD •Se define por el símbolo J, es la relación entre el caudal total y la caída de presión.

•Este índice es generalmente medido durante una prueba de producción en el pozo. •El pozo es cerrado hasta alcanzar la presión estática del reservorio, entonces el pozo se pone en producción a un caudal constante y a una presión de fondo estabilizada. •Para tener una buena medición del índice de productividad, es necesario que el pozo fluya a un caudal constante el tiempo suficiente para alcanzar un estado pseudo-estable

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INDICE DE PRODUCTIVIDAD

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EJERCICIO 3 Dados los siguientes datos de prueba de pozo con una presión de reservorios de 77,6 bara 1. GRAFICAR el indice de Pwf qo productividad bara sm3/d 2. Para los siguientes datos de 77.6 0 prueba determinar el J en 70 1 forma gráfica y compararlo con 60 3 el caculo de J con la fórmula 50 4 40 6 Datos de prueba 30 7 • qo= 5,57 Sm3/d 20 9 • Presión de fondo 40,3 bara 10 10 1

11

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1. Graficar

2. Determinar la pendiente

y = -6,782x + 78,28

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3. J= -1/m J= -1/(-6,782)

J=

0,147

sm3/D/bara

4. Determinar J para el dato experimental

J= 5,57 /(77,6- 40,3)

J=

0,149

sm3/D/bara Cual es el más representativo?

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EJERCICIO 4 Una prueba de productividad fue realizada en un pozo. Los resultados indican que el pozo es capaz de producir a un caudal constante de 110 STB/dia a una presión de fondo de 900 psi, después de cerrar el pozo por 24 horas la presión de fondo alcanza el valor de 1300 psi. Calcular: a) El indice de productividad b) Caudal máximo (AOF) c) El caudal de petróleo a una presión fluyente de 600 psi d) La presión del pozo requerida para producir 250 STB/día

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EJERCICIO 4

14,7) 14.7) = 353,46 STB/día

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•Para una sola fase, ya sea petróleo o líquidos en general, el IPR está determinado por la Ley de Darcy para flujo radial

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EJERCICIO 5 Para los siguientes datos de pozo, determinar: a) El caudal máximo b) El indice de productividad 14,7)jkbjkb jkbjbkbjkbjkb kjbkjbkjbjkbkj bkjbkjbjkbkjb kb

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EJERCICIO 5

14,7)jkbjkb jkbjbkbjkbjkb kjbkjbkjbjkbkj bkjbkjbjkbkjb kb

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EJERCICIO 5 1. Radio de drenaje

2. Determinar el caudal máximo

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EJERCICIO 5 3. Determinar el indice de productividad

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EJERCICIO 6 Un pozo de petroleo produce a condiciones pseudoestables 300 STB/Día, la presión fluyente es de 2500 psi Dados los siguientes datos:

Determinar a) La presión del reservorio b) El caudal maximo AOF c) El indice de productividad

14,7)jkbjkb jkbjbkbjkbjkb kjbkjbkjbjkbkj bkjbkjbjkbkjb kb

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•La ley de Darcy solo es aplicable para un flujo monofásico •Cuando la presión desciende por debajo del punto de burbuja, el índice de productividad ya no sigue la tendencia lineal

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•Las variables que afectan al indice de productividad son esencialmente aquellas dependientes de la presión

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EFECTO DE LA PRESIÓN SOBRE BO, KRO Y UO

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EFECTO DE LA PRESIÓN SOBRE BO, KRO Y UO

1. INDICE DE PRODUCTIVIDAD

EFECTO DE LA PRESIÓN SOBRE BO, KRO Y UO

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EFECTO DE LA PRESIÓN DEL RESERVORIO EN EL INDICE DE PRODUCTIVIDAD

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• Existen varios métodos empíricos diseñados para predecir el comportamiento no lineal del índice de productividad para reservorios con gas en solución. • La mayoría de los métodos requieren al menos una prueba de flujo estabilizada en el que Qo y Pwf sean medidos. Todos los métodos incluyen los siguientes cálculos: – Utilizar los datos de flujo estabilizado, construir la curva IPR a presión promedio de reservorio actual – Predecir el futuro índice de productividad en función a la presión promedio del reservorio

SEGUNDO CONTROL 1. ¿Qué líquidos se inyectan en recuperación terciaria? 2. ¿A que etapa representa la recuperación mejorada? 3. ¿Cuáles son los elementos mecánicos básicos de un sistema de producción? 4. Grafique un perfil de presiones a lo largo del sistema de producción 5. ¿Qué es el índice de productividad y cual es su importancia? 6. Una prueba de productividad fue realizada en un pozo. Los resultados indican que el pozo es capaz de producir a un caudal constante de 150 STB/dia a una presión de fondo de 1000 psi, después de cerrar el pozo por 24 horas la presión de fondo alcanza el valor de 1450 psi. Calcular el índice de productividad

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• Los siguientes métodos empíricos han sido diseñados para generar el comportamiento del indice de productividad presente y futuro: – Método de Vogel – Método de Wiggins – Metodo Standing – Método Fetkovich – Método de Klins-Clarck

COMPORTAMIENTO DE UN POZO VERTICAL DE PETROLEO

COMPORTAMIENTO PRESENTE DEL RESERVORIO

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METODO VOGEL • Vogel utilizó un modelo computacional para generar distintos IPRs para varios reservorios hipotéticos de petróleo saturado bajo un amplio rango de condiciones • Vogel normalizó los cálculos de IPR y expresó las relaciones en forma adimensional. Presión adimensional Caudal adimensional

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METODO VOGEL

• El método de Vogel puede utilizarse para predecir el comportamiento del índice de productividad de reservorios saturados y subsaturados

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METODO VOGEL

• Este método puede ser utilizado para producción de agua reemplazando el caudal adimensional con QL/(QL)max donde QL= Qo + Q w • Esto es valido para producción de agua con cortes mayores al 97% • El método requiere los siguientes datos: Presión del reservorio promedio actual, presión de burbuja, datos estabilizados de prueba de flujo Qo y Pwf • El método de Vogel puede utilizarse para predecir el comportamiento del índice de productividad de reservorios saturados y subsaturados

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RESERVORIOS SATURADOS • Cuando la presión del reservorio es igual a la presión de burbuja, el petróleo del reservorio se conoce como petróleo saturado • El procedimiento para efectuar cálculos es el siguiente: • PASO 1: Utilizando los datos de flujo estabilizados, calcular Q max:

• PASO 2: Asumiendo varios valores de la presión fluyente y determinando el caudal de petróleo

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EJERCICIO 7 • Un pozo produce de un reservorio saturado con una presión de reservorio promedio de 2500 psig. Datos estabilizados de la prueba de producción indican que el caudal estabilizado y la presión del pozo son 350 STB/día y 2000 psig respectivamente. • Calcular: – Caudal de petróleo a Pwf = 1850 psig – Calcular el caudal asumiendo J constante – Construir la curva IPR utilizando el método Vogel

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EJERCICIO 7 1. Calcular el caudal

2. Qo a una presión fluyente de 1850 psig

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EJERCICIO 7 3. Calcular el caudal considerando J aproximado constante

4. Graficar IPR considerando J constante

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EJERCICIO 8 • Un pozo produce de un reservorio saturado con una presión de reservorio promedio de 3000 psig. Datos estabilizados de la prueba de producción indican que el caudal estabilizado y la presión del pozo son 400 STB/día y 2580 psig respectivamente. Calcular: – – – –

Caudal de petróleo a Pwf = 1950 psig Calcular el caudal asumiendo J constante Construir la curva IPR utilizando el método Vogel Determinar el caudal a una presión fluyente de 2700 psig

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RESERVORIOS SUBSATURADOS PR>PB • Y la presión fluyente? • En los datos de flujo estabilizado de prueba de pozos la presión fluyente puede ser: – Pwf  Pb (CASO I) – Pwf < Pb (CASO II)

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RESERVORIOS SUBSATURADOS • Hay dos posibles resultados para datos de flujo estabilizado que deben considerarse

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CASO 1: Pwf  Pb

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EJERCICIO 9 • Un pozo de petróleo está produciendo de un reservorio subsaturado con una presión de burbuja de 2130 psig. La presión promedio actual de reservorio es 3000 psig. Datos de prueba de flujo disponibles muestran que el pozo produjo 250 STB/día a una Pwf de 2500 psig. Construya los datos IPR

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EJERCICIO 9 • PASO 1:Calcular J utilizando los datos de prueba

• PASO 2: Calcular el caudal de petroleo a la presión de burbuja • PASO 3: Generar los datos IPR aplicando la constante J para todas las presiones sobre el Pb Pwf 3000 2800 2600 2130 1500 1000 500 0

Qo 0 100 200 435 709 867 973 1027

1. INDICE DE PRODUCTIVIDAD

EJERCICIO 10 • Un pozo de petróleo está produciendo de un reservorio subsaturado con una presión de burbuja de 2160 psig. La presión promedio actual de reservorio es 3100 psig. Datos de prueba de flujo disponibles muestran que el pozo produjo 270 STB/día a una Pwf de 2550 psig. Construya los datos IPR

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CASO 2: Pwf < Pb Se propone el siguiente procedimiento para determinar la curva IPR • Utilizando los datos de flujo estabilizado, determinar J

• Generar IPR para pwf Pb asumiendo varios valores de Pwf

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EJERCICIO 11 • El pozo del ejercicio 9 fue probado nuevamente con los siguientes resultados:

• Generar los datos IPR utilizando los nuevos datos de prueba

1. INDICE DE PRODUCTIVIDAD

EJERCICIO 11 • PASO 1:Calcular J utilizando los datos de prueba

• PASO 2: Calcular el caudal de petroleo a la presión de burbuja

• PASO 3: Generar los datos IPR aplicando la constante J para todas las presiones sobre el Pb Qo 0 100 200 435 709 867 973 1027

Pwf 3000 2800 2600 2130 1500 1000 500 0

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EJERCICIO 12 • El pozo del ejercicio 10 fue probado nuevamente con los siguientes resultados:

• Generar los datos IPR utilizando los nuevos datos de prueba

1. INDICE DE PRODUCTIVIDAD

COMPETENCIA DE EQUIPOS • Formar grupos de 3 personas, pasar la lista de integrantes en una hoja al docente • Cada grupo debe proponer 2 ejercicios y una pregunta teórica. • El grupo que proponga el ejercicio deberá contar con los resultados correctos. • Las propuestas de cada grupo deberán ser entregadas en 15 minutos al docente por separado: ejercicios en una hoja y la pregunta teórica en otra hoja • Un representante de cada grupo pasará adelante para el sorteo de los ejercicios • Tendrán 10 minutos para resolver los ejercicios, deberán entregar el resultado • Un representante de cada grupo deberá pasar al frente y por sorteo responder con ayuda de su equipo la pregunta teórica (sin apuntes), en el lapso de 30 segundos

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METODO DE WIGGINS • Wiggins utilizó cuatro grupos de permeabilidad relativa y datos de propiedades de fluido como datos de entrada para un modelo computacional para desarrollar ecuaciones y predecir el índice de productividad • Las relaciones generadas están limitadas por la siguiente suposición: el reservorio inicialmente existe a su presión de burbuja. • Wiggins propuso correlaciones generalizadas que son deseables para predecir el IPR durante el flujo trifasico. • Las expresiones de su propuesta son similares a las de Vogel

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METODO DE WIGGINS

• Como en el método de Vogel, se deben disponer de datos de prueba de flujo estabilizado para determinar (Qo)max y (Qw)max

1. INDICE DE PRODUCTIVIDAD

METODO DE WIGGINS RESERVORIOS SATURADOS • Paso I: Utilizar los datos de flujo estabilizado para determinar el caudal máximo

• Paso II: Construir la curva IPR asumiendo varios valores de Pwf y calculando el correspondiente Qo

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METODO DE WIGGINS RESERVORIOS SUBSATURADOS • Paso I: Utilizar los datos de flujo estabilizado para determinar el indice de productividad

• Paso II: Determinar el caudal a la presión de burbuja

1. INDICE DE PRODUCTIVIDAD

METODO DE WIGGINS RESERVORIOS SUBSATURADOS • Paso III: Construir la gráfica IPR asumiendo varios valores de Pwf

1. INDICE DE PRODUCTIVIDAD

EJERCICIO 13 • Un reservorio saturado cuenta con los siguientes datos: Presión promedio actual = 2500 psig Caudal de petróleo estabilizado = 350 STB/día Presión fluyente estabilizada= 2000 psig

generar los datos IPR

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METODO DE FETKOVICH • Muskat y Evinger intentaron considerar las observaciones de flujo no lineal de un pozo calculando un indice de productividad teórico en la ecuación de flujo pseudoestable, expresaron la ecuación de Darcy como:

• Donde f(p) está definido por: • Fetkovich sugirió que la función f(p) puede básicamente caer en las siguiente dos regiones:

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METODO DE FETKOVICH • REGIÓN SATURADA

• REGIÓN SUBSATURADA

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METODO DE FETKOVICH • En la aplicación de la función de la línea recta dependiente de la presión, hay tres casos que se deben considerar: CASO 1 CASO 2 CASO 3

Pr y Pwf > Pb Pr y Pwf Pb y Pwf