IPR Y VLP

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL NOMBRE: REDIN JEAN PIERRE CARRERA: ING. PETRÓLEOS FECHA: 25/11/15 IPR ( Inflow Performance Relationship) El IPR o Inflow Performance Relationship, en ingeniería de producción es usado para evaluar la capacidad que el yacimiento tiene para entregar fluidos a la cara del pozo. La curva de IPR es una representación gráfica de la relación entre la presión de fondo fluyendo y la tasa de producción. La magnitud de la pendiente de la curva es llamada el “Índice de Productividad” (IP o J), que es:

Donde J es el índice de productividad, q es la razón de flujo del pozo, Pe es la presión estable del yacimiento y Pwf es la presión en el fondo del pozo mientras esta fluyendo. El índice de productividad es una característica del comportamiento de la formación que ayuda a definir la facilidad con que los fluidos están pasando desde la formación hasta el pozo, este es constante cuando el fluido es monofásico y varia cuando se encuentra en la región de dos fases. MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE CURVAS IPR: METODO 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:

Donde: K0 = Permeabilidad relativa al petróleo, (md)

rw= radio del pozo, (pies)

H =espesor de la arena, (pies)

S = factor de daño, adimensional

Pws= presión estática del yacimiento,(lpc)

Aq = factor de turbulencia de flujo. Insignificante para baja permeabilidad y baja tasas de flujo

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.)

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 pseudo-estabilizacion en la presión en todos los puntos del área de drenaje, dP/dp=cte. La ley de Darcy para flujo radial semi continúo:

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 tendencia. 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: En el caso del flujo bifásico, donde reservorio la presión promedio del mismo (pr) está por debajo de la presión del punto de burbuja, es recomendado el IPR de Vogel.

YACIMIENTO SUBSATURADO: (PWF≥PB) CASO 1 (Pwf≥Pb): -

Índice de productividad

-

Tasa en el punto de burbujeo

-

Tasa máxima

-

Tasa

CASO 2 (Pwf