IPR Y AOF

IPR Y AOF 1. INTRODUCCIÓN Para planificar el desarrollo y el potencial de producción de un yacimiento con respecto al sistema sistema de producción y a los requerimientos de instalaciones de equipos de levantamiento artificial, 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 pueden ser usada para determinar un método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, de estimulación, tratamiento y de desempeño de producción. La 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. OBJETIVOS 

Objetivo General Poner en conocimiento la importancia para la evaluación de yacimientos de los conceptos de IPR y AOF, los mismos que servirán de base para obtener una estimación los más cercana posible del comportamiento del yacimiento.



Objetivos Específicos a. Encontrar el comportamiento más representativo del reservorio. b. Cuantificar los niveles máximos del potencial de producción sostenible. c. Conocer los compromisos de producción, las características y eficiencias naturales. d. Identificar los diferentes diferentes métodos y ecuaciones para el cálculo del IPR y AOF

3. LA CURVA IPR. Es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. Es decir para cada Pwfs existe existe una tasa de producción de líquido, que se puede obtener de la definición del índice de productividad:

= J.(Pws- Pwfs) o también Pwfs = Pws -  /J La presión de producción en el fondo del pozo, Pwf, se conoce como FBHP (flowing bottom hole presure) y la diferencia entre ésta y la presión estática del pozo Ps se conoce como Drawdown.

La relación entre la tasa de producción de un pozo y el Drawdown para esta tasa en particular se denomina índice de productividad, IP que se simboliza con la letra J.

(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 y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo.

3.1. FACTORES QUE AFECTAN LA CURVA IPR. 

Mecanismos de Producción del yacimiento.



Comportamientos de fases en el yacimiento



Comportamiento de permeabilidad relativa



Reducción de la permeabilidad relativa al petróleo (Kro) al incrementar la saturación de agua.



Zona de permeabilidad constante



Incremento de la viscosidad del petróleo por la disminución de la presión y del gas en solución.



Formaciones estratigráficas



Encogimiento del petróleo debido al gas en solución cuando la presión disminuye.

3.2. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD Es la razón de la tasa de producción q 0 (bls/dia) a la presión diferencial (P R-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.

 / ]   =   =    [/  3.3. CATAGOLACION DE LOS POZOS DE ACUERDO AL INDICE DE PRODUCTIVIDAD J < 0,5 0,5 ≤ J ≤ 1,0

Mal productor Productividad media

1,0 ≤ J < 2

Buen productor

J≥2

Excelente productor

 Al inicio de la producción se tienen valores de J muy altos en ese momento no se

pueden determinar el J si no cuando está estabilizado. El valor de J es un valor que varía a lo largo de la vida productiva del pozo.

3.4. 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 Q O.



Se repite el paso anterior para otros valores asumidos y se construye una curva de oferta de energía del sistema o curva IPR

3.5. EFICIENCIA DE FLUJO (EF) Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal.

   =   3.6. 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

3.7. 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. La capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo se cuantificará a través de modelos matemáticos simplificados.

3.8. 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

qo

rw,Pwf

ko, h, µo, βo, S

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.

3.9. FLUJO DE PETROLEO EN EL YACIMIENTO 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. ESTADO DE FLUJO. Existen tres estados de flujo dependiendo como es la variación de la presión con el tiempo. 1. Flujo no continuo; donde dp/dt ≠ 0 2. Flujo continuo; donde dp/dt = 0 3. Flujo semi-continuo; donde dp/dt = ctte

4.1. FLUJO NO CONTINUO O TRANSITORIO Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del area de drenaje cambia con el tiempo (dp/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta

cuando se abre la producción de un pozo que se encontraba cerrado, la medición de la presión fluyente en el fondo del pozo (Pwf) durante este periodo es de particular importancia para las pruebas de declinación y restauración de presión cuya interpretación permite conocer parámetros básicos del medio poroso. Como por ejemplo, la capacidad efectiva del flujo (ko x h) y el factor de daño a la formación (S). Dado que el diferencial de presión no se estabiliza no se consideraran ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo.

4.2. TRANSICION ENTRE ESTADOS DE FLUJO. Después del flujo transitorio ocurre una transición hasta alcanzar una esta bilización o pseudoestabilización de la distribución de la presión dependiendo de las condiciones existentes en el borde exterior del área de drenaje.

4.3. FLUJO CONTINUO O ESTACIONARIO Es el tipo de fluido donde la distribución de presión a lo largo del area de drenaje no cambia con el tiempo (dp/dt = 0), se presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento, lo suficientemente grande o asociado a un gran acuífero de tal forma que el borde exterior de dicha área exista un flujo para mantener constante la presión (Pws). En este periodo de flujo el diferencial de presión (dp) a través del área de drenaje es constante y está representado por la diferencia entre la presión en el radio externo del área de drenaje (Pws) a una distancia (r e) del centro del pozo y la presión fluyente en la cara de la arena (Pwfs) a una distancia (r w) o radio del pozo ambas presiones deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones para cada valor de este diferencial (Pws – Pwfs) tradicionalmente conocido como Draw  – Down se establecerá un caudal de flujo de yacimiento hacia el pozo.

5. POTENCIAL DE POZO (Pp) Es el máximo caudal de producción que, de acuerdo a la curva de afluencia del pozo (IPR) y a la menor presión de fluencia posible a profundidad media de punzados, se podría obtener con las instalaciones de fondo de pozo y de superficie óptimos, disponibles en el yacimiento dentro de contratos de proveedores ya existentes, sin considerar problemas actuales abastecimiento. El valor de potencial de un pozo, debe ser estudiado y establecido en común acuerdo entre ingeniería de reservorio e ingeniería de producción.

5.1. 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.



Producción no económica.



Cualquier otro proceso inherente al reservorio. Bajo ningún aspecto, el cierre de pozos por mercado (demanda), deberá considerase como perdida de potencial.

5.2. PROCESO CONTINUO DE REVISIÓN DEL POTENCIAL: Cada mes, antes del cierre oficial de producción, el ingeniero de producción y el de reservorio de

cada

área

de

reserva

deben reunirse para estudiar,

diagnosticar y asignar el potencial a los pozos. La revisión continua del potencial debe efectuarse en términos prácticos y se sugiere la reunión mensual de pozos como escenario para su discusión y revisión. Todos los pozos individualmente no requerirían ser revisado cada mes para fijar su potencial ya que en aquellos campos con poblaciones de pozos muy grandes, la tarea requeriría recursos voluminosos. El objetivo de las revisiones encontrar el comportamiento más representativo del reservorio en cuanto 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.

6. Flujo Abierto Absoluto (AOF) (Absolute Open Flow) es la máxima tasa de flujo de un pozo, teóricamente, puede proporcionar con una presión cero en la cara del reservorio.

El AOF o Potencial Absoluto a Flujo Abierto de un pozo se ha definido como: “El caudal al cual un pozo produciría si se estableciera una contrapresión atmosférica enfrente del intervalo productor” o sea que es máximo caudal teórico al que podría producir un pozo. Este AOF no puede ser medido directamente pero se puede calcular de las pruebas de pozo. En los inicios de la industria petrolera este AOF se obtenía abriendo totalmente el pozo hacia la atmosfera, pronto se comprobó que este método es inconveniente porque dependía del diámetro de la tubería de producción y se quemaban grandes cantidades de gas, asimismo los pozos se dañaban porque el agua de formación seconificaba y se arenaban por las altas velocidades que se generaban en el “wellbore” .

 A partir de este gráfico, el potencial de flujo abierto absoluto del pozo se puede determinar, la tasa de flujo de gas en Pwf = Patm es el potencial de AOF de un pozo. Toma en cuenta que el AOF y las gráficas de productividad pueden ser generadas tanto en el cabezal del pozo como en la formación productora. En la práctica, el pozo no puede producir a esta presión. Sin embargo el AOF es una medida común de la capacidad de entrega del pozo y siempre es usada por las agencias reguladoras de EE.UU. para establecer programas de prorrateo de campos y para establecer la máxima tasa de producción permisible para pozos individuales.

La intersección de la línea recta diagonal con el cuadrado de la presión de fondo de pozo produce el potencial de flujo abierto absoluto (AOF) si la presión de la formación productora fuera reducida hasta cero. El AOF también puede ser calculado mediante la siguiente ecuación:

Para los pozos de petróleo, no hay AOF, así que se utiliza un concepto similar, AOFP (potencial de flujo abierto absoluto), que representa el valor máximo de flujo de aceite cuando la presión se aproxima a cero. Esto es una analogía de AOF (flujo abierto absoluto) para un pozo de petróleo. 7. MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE CURVAS IPR: 7.1. MÉTODO DE DARCY: 

PARA FLUJO CONTINUO DE UN LÍQUIDO MONOFÁSICO:

En yacimientos petrolíferos donde la presión estática 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, por ejemplo un acuífero que mantenga la presión contante en el borde exterior del área de drenaje (r=re) la ley de Darcy para flujo radial continuo (estacionario , dP/dt=0) es la siguiente:

−3ℎ   7.0810  =       [ Donde: K0 = Permeabilidad relativa al 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),(Pwfs>Pb) q 0 = tasa de flujo de petróleo, (bls/dia) re =radio de drenaje, (pies.) rw= radio del pozo, (pies) S = factor de daño, adimencional  Aq = factor de turbulencia de flujo. Insignificante para baja permeabilidad y baja tasas de flujo µ0= viscosidad a la presión promedio {(Pws+Pwfs)/2}, cp B0= factor volumétrico de la formación a la presión promedio. By/Bn 

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 área de drenaje pero existe una pseudoestabilizacion en la presión en todos los puntos del área de drenaje, dP/dp=ctte. La ley de Darcy para flujo radial semi continúo:

−3ℎ    7.0810  =    0,75     [

7.2. METODO 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 comportamiento de te ndencia. En la siguiente figura se presenta la grafica 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)

Para determinar la capacidad que tienen los pozos para producir fluidos existen diversos métodos para construir las curvas de afluencia. El método de determinación de la capacidad productora es conocida como IPR (Inflow Performance Relationship), o bien, relación de comportamiento del gasto de líquido o gas respecto a la presión de fondo fluyendo.

IP contra recuperación acumulada para diferentes tipos de yacimientos (Brown y Beggs, 1977)

El índice de productividad puede ser variable o constante, esto dependerá del valor de la presión de fondo fluyente (Pwf), ya que este puede estar abajo o arriba del valor de la presión de burbuja

Grafica del índice de productividad

El índice de productividad especifico (Js) es el numero total de barriles de liquido a condiciones de tanque, producidos por día por cada (lb/pg2) de abatimiento de presión y por cada pie de espesor de la formación productora, y puede obtenerse mediante

  = ℎ  = ℎ  CASO #1 (Pwf≥Pb): 

Índice de productividad

  = −



Tasa en el punto de burbujeo

 =    



Tasa máxima



 =

     .

 =     

  Tasa



CASO #2 (Pwf