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Performance de pozos productores de petróleo y gas UNI Editorial Universitaria Luis Antonio del Casllo Rodriguez

1er Concurso 7 Curso Performance

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Performance de pozosproductores de petróleo y gas

UNIEditorial Universitaria

Luis Antonio del Castillo Rodriguez

Rector Mag. Ing. Aurelio Padilla RíosPrimer Vicerrector Geol. José S. Martínez TalledoSegundo Vicerrector Arq. Luis Cabello Ortega (Presidente de la Comisión del Concurso)

Primera edición, marzo de 2009PERFORMANCE DE POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO Y GASImpreso en el Perú / Printed in Peru

© José Luis del Castillo Rodríguez © Derechos de edición:

Universidad Nacional de IngenieríaEditorial Universitaria

Av. Túpac Amaru 210, Rímac - LimaPabellón Central / SótanoTeléfonos 4814196 / 481-1070 anexo 215Correo-e: [email protected]

Jefe EDUNI: Prof. Alvaro Montaño FreireCoordinador Editorial: Nilton Zelada MinayaDiseño de portada: Arq. Manuel Flores CaballeroCorrección y Diagramación: EDUNI

EDUNI

Impreso por Editora Diskcopy SAC ...

ISBN: 978-603-45413-0-6

Hecho el Depósito Legal en la Biblioteca Nacional del Perú Nº 2009-03609

Prohibida la reproducción de este libro por cualquier medio, total o parcialmente, sin permiso expreso del autor.

A mis hijos, Julia Elena, Lorena y Luis;

y al recuerdo de mi esposa y de mi hijo Felipe

Performance de pozos productores de petróleo y gas

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IntroduccIón

La producción de petróleo involucra dos distintos, pero íntimamente conectados, elementos: el reservorio, que es un medio poroso con un único almacenamiento y características de flujo, y las estructuras artificiales, que incluyen el pozo, instalaciones en el fondo y cabeza del mismo, sistemas de recolección en superficie, separación y facilidades de almacenamiento. La ingeniería de producción es la parte de la ingenie-ría de petróleo que intenta maximizar la producción (o inyección) a un costo-eficien-te. En ella, uno o más pozos pueden estar involucrados. Las tecnologías apropiadas de ingeniería de producción y sus métodos de aplicación están relacionadas directa e interdependientemente con otras áreas principales de la ingeniería de petróleo, tales como la evaluación de formación, perforación e ingeniería de reservorios.

La moderna evaluación de formación proporciona una descripción compuesta del re-servorio a través de la sísmica tridimensional (3D), registros de correlación interpozos y prueba de pozos. Esta descripción conduce a la identificación de unidades de flujo geológicas, cada una de las cuales tienen características específicas. Conectadas las uni-dades de flujo, forman un reservorio. La perforación crea la totalidad importante del pozo, y con la introducción de la tecnología direccional es posible crear mu-chas configuraciones controlables del mismo, incluyendo muy extensas secciones horizontales o múltiples completaciones horizontales, las cuales fijan unidades de flujo individuales. El control de lo que la perforación induce –daño cercano al hueco del pozo– es crítico, especialmente en pozos horizontales grandes.

La ingeniería de reservorios, en su más amplio sentido, sobrelapa la ingeniería de producción en un mayor grado. La distinción entre ambas, tanto en el con-texto de estudio (un solo pozo versus múltiples pozos) como en la duración del tiempo de interés (corto plazo versus largo plazo), es frecuentemente borrosa. La performance de un pozo, indudablemente el objeto de la ingeniería de produc-ción, puede servir como una condición de frontera para el estudio de la ingeniería de reservorios, que tiene como objetivo el estudio del campo productivo donde se encuentra el pozo, y pronósticos en el largo plazo. Inversamente, se encuentra en los cálculos de balance de materia o simulación de reservorios adicionales defini-ciones y refinamientos a los pronósticos de performance del pozo, lo que permite decisiones más apropiadas en la ingeniería de producción. El objetivo de este curso es fijar los procedimientos para optimizar la producción de pozos de petróleo o gas. Esto es logrado mediante un Sistema de Optimización de la Producción: un procedimiento para que una vez determinado el régimen de flujo que producirá

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un pozo de petróleo o gas se evalúe el efecto de varios de sus componentes, tales como el diámetro de la sarta del tubing, el diámetro de la línea de flujo, la presión del separador, los chokes fijados, las válvulas de seguridad, las restricciones en el hueco del pozo y las técnicas de completación de pozos, incluyendo gravel packeds y perforación (baleo) estándar de pozos. Cada componente es evaluado separada-mente, luego se combina el sistema entero para optimizarlo efectivamente y obte-ner el más eficiente rate de flujo. Muchos sistemas de producción están operando, actualmente, ineficientemente; la mayor parte de ellos se puede mejorar significa-tivamente mediante un análisis cuidadoso. No es inusual encontrar líneas de flujo de diámetro pequeño y tubings de diámetros demasiado grandes o pequeños.

Además, muchos operadores no consideran que en líneas de flujo grandes puedan ocurrir severos cabeceos o tacos (slugs). La frecuencia y tamaño de largos tapones de líquido seguidos de tapones de gas pueden causar severos problemas en la separación. Las completaciones en el mar son ex tremadamente críticas debido a los altos costos de cam bio de diámetros de tubería o líneas de flujo, y ya que es prohibitivo reemplazar las grandes líneas de flujo instaladas en el fondo del océano, es necesario que los diámetros iniciales sean los correctos. Asimismo, la predicción de tamaños de slugs y sus frecuencias es absolutamente necesaria para diseñar adecuadamente separadores y retenedores de slugs.

En la determinación de los regímenes de flujo, la posi ción de solución puede ser tomada en varias locaciones, tales como el fondo del pozo, el tope del pozo o el sepa rador. La posición de solución es cambiada para determinar el efecto de ciertos componentes en el sistema de producción total. Por ejemplo, si se analiza el com-ponente reservorio, la posición de solución se ubicará en el fondo del pozo. Una solución en la cabeza del pozo permite aislar la línea de flujo e ilustrar el efecto de cambios en el diámetro de la línea de flujo. El efecto de un cambio en la presión del separador puede ilustrarse tomando la posición de solución en el mismo. Esto permitirá optimizar la presión del separador basada en la posible instalación de un compre sor, que eleve la presión del gas para su venta o sistema de gas-lift.

Cuando se diseña compre sores, un gran número de operadores piensa inmediata-mente sólo en térmi nos de radio de compresión, lo que puede ocasionar un serio error de criterio, espe cialmente en operaciones de gas-lift, ya que es conveniente recordar que la potencia del compresor depende tanto del radio de compresión como del rate de gas. Entonces, cualquier incremento en la presión del separador -que controla la presión de succión del compresor-, en orden a disminuir el radio de compresión, debe ser comparado con el decre cimiento en el rate de producción o con el volumen de gas requerido para mantener el mismo rate. Generalmente, un incremento en la presión del separador con el propósito de reducir la razón de compresión, incrementará los HP totales del compresor debido al volumen de gas adicional necesario para mantener el mismo rate de flujo.

Un operador puede, intuitivamente, decidir bajar la presión del separador incre-mentando el rate de flujo y, pos teriormente, encontrar que dicho rate no cambia. Entonces, el sistema de producción es restringido en algún otro compo nente, tal

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como la línea de flujo o sarta del tubing. La im portancia de la evaluación de cada componente es muy grande. La decisión de utilizar separación en la cabeza del pozo, comparada con la separación de líquido y gas a un punto o batería distante, puede también ser crítica. Para pozos de alto índice de productividad, cualquier disminución en la presión en la cabeza del pozo puede incrementar sustancial-mente el rate de producción. Este cambio puede ser tomado aproximadamente como el 75% del producto del cambio en la presión de cabeza por el índice de produc tividad. Por ejemplo, un cambio en la presión de cabeza de 300 a 100 psi para un pozo con un PI de 5 es:

200 x 5 x 0.75 = 750 b/d

Luego se tiene la opción de tender una sola línea de flujo para traer gas y líquido juntos, gracias a la facilidad de separación o corriendo dos líneas distintas: una para líquido y otra para gas. La pérdida de presión en dos líneas paralelas del mismo diámetro es mucho menor que en la única línea de flujo multifásico. En-tonces, la adicional producción ganada por la disminución de la presión de cabeza debe ser económicamente evaluada contra el costo de una línea adicional de flujo. La manera cómo un pozo es completado, es también muy importante. Se ha en-contrado que las perforaciones estándar de 4 balas por pie (spf ) y 2 spf, pueden restringir se riamente la producción en algunos pozos. Densidades de perforación de 16 spf son comunes, pero spf de 24 y completaciones a hueco abierto están siendo practicadas por muchos operadores.

Se puede fijar una densidad de balas estándar de perforación, tal como 4 spf sin reparar en el diámetro del hueco perforado. Por ejemplo, una escopeta estándar de casing grande tiene balas de 0.7” a 0.75” de diámetro y la escopeta de tubing, balas de 0.2” a 0.25”, para tubings pequeños. Se ha comprobado que 9 balas de 0.25” de diámetro son necesarias para hacer un hueco de 3/4” de diámetro. Ob-viamente, cuando se usa escopeta de tubing en tubings de pequeño diámetro, es común que el área abierta al flujo resulte insuficiente.

El procedimiento de perforación (baleo) es también muy importante. Numerosos pozos, in cluyendo algunos de bomba con bajo rate de flujo, no estaban produciendo a su capacidad debido a una insuficiente área abierta al flujo. Algunos de estos pozos necesitaban ser rebaleados y varios mostraron incrementos de producción des pués de ello. Los buenos datos sobre los pozos de petróleo y gas son muy importantes. Tanto los cores convencionales, como los de pared, pueden llevar a error en algunos casos.

Una verificación de la capacidad del pozo contra el índice de productividad en mu-chos casos muestra que dicho pozo debe producir más de lo producido en ese mo-mento. Estos pozos de berán ser probados nuevamente, para verificar los valores de la capacidad kh o determinar el skin o cualquier otra res tricción. El concepto de optimi-zación de la producción puede ser aplicado a pruebas de formación para determinar correctas prácticas de completación, incluyendo selección de diámetros de tubería.

La premisa de que la optimización se aplica solamente a pozos de alto rate es in-correcto. Importantes cambios han ocurrido en pozos de bajo rate. Por ejemplo,

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un pozo que bombea 10 b/d con un relativo alto GOR puede producir 30 b/d cambiando la sarta del tubing a una más pe queña. La comparación de métodos de levantamiento artifi cial y la selección del método correcto suponen ciertas dificultades. Uno de los más importantes criterios es la determinación de los rates de flujo para cada método de levantamiento artificial. Para ello, la preparación de curvas de presión de entrada (intake) se vuelve necesaria.

Combinando las curvas de presión intake para los di versos métodos de levanta-miento artificial y las curvas de performance de influjo se selecciona uno de estos métodos de levantamiento para que permita el rate de flujo objetivo. Muchos po-zos pueden levantar a altos rates, aunque todavía pueden ser fluyentes. Entonces, la determinación del momento en que un pozo dejará de ser fluyente y cuándo se empezará el levantamiento artificial debe ser apropiadamente evaluada.

Un serio problema que existe en la in dustria del petróleo es la depleción de los pozos de gas. Eventualmente, toda la energía del gas en el mundo debería ser usada, ya que es la energía más limpia y su explotación resulta muy económica comparativamente. Sin embargo, la depleción de los pozos de gas puede ser un problema más dificultoso que el de los de petróleo. Los pozos de gas que em-piezan a producir algo de líquido tienden a levantar contrapresión y finalmente “mueren”, quizás después de períodos extensos de rates de baja produc ción. Todos los tipos de remoción de líquidos han sido ensayados en pozos de gas, incluyen-do el bombeo mecánico. No es raro encontrar un pozo de gas produciendo por el anillo y bombeando líquido por el tubing, pero este método puede ocasionar golpe de gas en la bomba. Correla ciones de flujo multifásico han sido logradas para poder de terminar la carga líquida en pozos de gas y el tamaño de la sarta del tubing, así como seleccionar una buena técnica de remoción de líquidos.

El problema de conificación o digitización de gas o agua es muy serio y, algunas veces, controversial. Numerosos métodos han sido propuestos para determinar los rates críti cos. La conducta de un pozo es a veces difícil de predecir. Un opera-dor explica su pozo fluyente como sigue: a 300 b/d, el pozo produce todo petró-leo. Cualquier intento de incrementar el rate ocasiona un aumento drástico del porcentaje de agua. Con una significativa reducción del rate, el pozo produce 20 b/d de petróleo con mucho gas. Todo esto ocurre con diversos chokes en superfi-cie. Todas las razones fueron finalmente verificadas: alguna de reservorio, alguna mecánica. ¿Cuál es su expli cación?

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ÍndIce temátIco

Introducción...........................................................................................5

capÍtulo I conceptos básIcos de reservorIos

I.1. Introducción...............................................................................21

I.2. Propiedades de la Roca y Roca-Fluidos del Reservorio....................21I.2.1. Porosidad, Espesor del Reservorio, Saturación de Fluidos,

Permeabilidad y Compresibilidad.....................................21I.2.2. Mojabilidad.....................................................................25I.2.3. Procesos de Desplazamiento.............................................26I.2.4. Presión Capilar..................................................................27I.2.5. Permeabilidad Relativa......................................................28

I.3. Cambio de Fases-Hidrocarburos..................................................30

I.4. Tipos de Reservorios....................................................................32

I.5. Regímenes de Presión de Fluidos.................................................33

I.6. Temperatura del Reservorio..........................................................36

I.7. Mecanismos de Impulsión de los Fluidos.....................................37I.7.1. Expansión de la Roca y Líquidos......................................38I.7.2. Empuje por Liberación de Gas Disuelto...........................38I.7.3. Empuje por Capa de Gas.................................................40I.7.4. Empuje por Agua.............................................................42I.7.5. Impulsión por Segregación Gravitacional........................ 43

I.8. El Pozo........................................................................................44

1.9. El Equipo de Superficie................................................................44

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I.10. Zona circundante al Pozo, Cara de la Arena y Completación del Pozo..............................................................................................45

I.11. Índice de Productividad del Pozo......................................................45

I.12. Organización del Libro..................................................................47

capÍtulo IIperformance de Influjo

II.1. Introducción...............................................................................49

II.2. Flujo en Estado Inestable...............................................................50

II.3. Ecuaciones de Influjo....................................................................52

II.4. Ploteo de Jones, Blount y Glaze.....................................................59

II.5. Curvas IPR - Flujo Transiente........................................................62

II.6. Flujo de Dos Fases en el Reservorio................................................65II.6.1. Introducción....................................................................65II.6.2. Ecuación de Vogel............................................................65

II.7. Flujo de una Sola Fase Líquido y Flujo de Dos Fases....................67

II.8. Procedimiento de Standing para Extender la Ecuación de Vogel a Eficiencias de Flujo ≠ 1............................................................70

II.9. Reservorios Bajosaturados con EF ≠ 1........................................72

II.10. Pruebas de Tres o Cuatro Puntos.................................................76

II.11. Comparación de las Ecuaciones de Flujo para Reservorios Saturados....................................................................................79

II.12. Evaluación de Retrabajos (WO Ácidos Refractantes) Mediante Curvas IPR..................................................................................80

II.13. Fracturamiento Ácido...................................................................80

II.14. Acidificación de la Matriz.............................................................81

II.15. Producción de Pozos Horizontales...............................................85

II.16. Formaciones Estratificadas...........................................................92

Performance de pozos productores de petróleo y gas

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II.17. Futuras Curvas IPR...................................................................95II.17.1. Procedimiento de Fetkovich............................................96II.17.2. Combinación de Procedimientos de Fetkovich y Vogel

para Preparación de Futuras Curvas IPR......................97II.17.3. Procedimiento de Standing para Predecir Futuras

Curvas IPR.....................................................................98II.17.4. Gráfico Logarítmico para Futuras Curvas IPR..............104

II.18. Análisis de Curvas de Declinación104II.18.1. Declinación Exponencia............................................104II.18.2. Declinación Hiperbólica.............................................108II.18.3. Declinación Armónica.................................................110II.18.4. Razón de Pérdida........................................................111

II.19. Propiedades del Gas Natural.......................................................112II.19.1. Ley de Gases Ideales.....................................................112II.19.2. Gases Reales................................................................114

II.20. Sistemas Gas/Agua....................................................................117

II.21. Hidratos de Gas....................................................................... 118

II.22. Sistemas de Deshidratación........................................................124

II.23. Performance de Infujo (Pozos de Gas).....................................125

II.24. Performance de Influjo (Pozos de Gas) Incluyendo Flujo Turbulento...............................................................................126

II.25. Ploteo de Jones, Blount y Glaze para Pozos de Gas....................128

II.26. Pruebas de Deliverabilidad (Pozos de Gas)..............................130II.26.1. Pruebas Flujo después de Flujo................................... 130II.26.2. Prueba Isocronal.........................................................133II.26.3. Prueba Isocronal Modificada.......................................136

II.27. Futuras Curvas IPR para Pozos de Gas....................................140

capÍtulo IIIflujo multIfásIco en tuberÍas

III.1. Introducción.............................................................................143

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III.2. Requerimientos..........................................................................143III.2.1. Análisis Dimensional.....................................................144III.2.2. Propiedades de los Líquidos..........................................144III.2.3. Propiedades del Gas....................................................146

III.3. Variables en Pérdida de Presión en Flujo Multifásico..................147

III.4. Ecuación General de Energía.....................................................149III.4.1. Componente de Elevación............................................150III.4.2. Componente por Fricción.............................................151III.4.3. Componente de Aceleración..........................................152

III.5. Flujo Multifásico Vertical...........................................................154III.5.1. Colgamiento.................................................................155III.5.2. Patrones de Flujo...........................................................156III.5.3. Principales Correlaciones............................................157

III.5.3.1. Método de Poettmann y Carpenter......................157III. 5.3.2. Método de Hagedorn y Brown......................160III.5.3.3. Método de Duns y Ros......................................164III. 5.3.4. Método de Orkiszewski......................................174

III.5.4. Método de Beggs y Brill................................................182III.5.5. Preparación de Curvas de Trabajo: Hagedorn y Brown........187III.5.6. Flujo Anular a través del Casing...................................188III.5.7. Aplicaciones Prácticas del Flujo Multifásico Vertical..........188

III.6. Flujo Multifásico Direccional....................................................189III.6.1. Correlación de Beggs y Brill..........................................189III.6.2. Solución Combinando Correlaciones de Flujo Multi-

fásico Vertical y Horizontal...........................................189

III.7. Sistemas en Cabeza del Pozo y Recolección en Superficie...........191III.7.1. Flujo en Tuberías Horizontales de una sola Fase: Lí-

quido............................................................................191III.7.2. Flujo Multifásico en Tuberías Horizontales...................192

III.7.2.1. Regímenes de Flujo............................................192III.7.2.2. Predicción de la Caída de Presión en Tuberías

Horizontales...................................................198III.7.2.3. Principales Correlaciones...................................199III.7.2.4. Aplicaciones Prácticas del Flujo Multifásico Ho-

rizontal............................................................210

Performance de pozos productores de petróleo y gas

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III.7.2.5. Efectos de las Variables.......................................210III.7.3. Flujo Multifásico Inclinado............................................211III.7.4. Caída de Presión a través de Conexiones (accesorios) en

la Tubería......................................................................212III.7.5. Flujo a través de Restricciones.......................................212III.7.6. Sistemas de Recolección en Superficie............................221

capÍtulo IvoptImIzacIón de los varIos componentes del sIstema

procedImIentos de solucIón para pozos productores de petróleo y gas

IV.1. Introducción............................................................................225

IV.2. Solución en el Fondo del Pozo (Punto 6 de la Figura 101).........228

IV.3. Producción de una Zona por Dos Conductos............................230

IV.4. Solución en la Cabeza del Pozo (Punto 3 de la Figura 101)........234

IV.5. Solución Combinada en el Fondo y Cabeza del Pozo.................238

IV.6. Solución en el Separador........................................................241

IV.7. Solución a Presión Promedio del Reservorio (Pr)....................246

IV.8. Puntos Funcionales...................................................................249

IV.9. Chokes Superficiales en Cabeza del Pozo.....................................249

IV.10. Soluciones ∆P para Chokes en Cabeza del Pozo.......................250

IV.11. Rate Máximo Estable. Solución ∆P.........................................254

IV.12. Procedimientos de Solución para Pozos Inyectores...................256

IV.13. Solución Pozos Inyectores de Agua.........................................256

IV.14. Solución para Pozos Inyectores de Gas....................................264

IV.15. Solución para Pozos de Gas.....................................................264

IV.16. Procedimiento de Solución para Pozos con Bombeo Artificial........271IV.16.1. Introducción...................................................271IV.16.2. Flujo por Gas-Lift Continuo...........................271IV.16.3. Bombeo Mecánico o Bombeo con Varillas......289

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capÍtulo voperacIones de produccIón en superfIcIe

V.1. Introducción...........................................................................297

V.2. Separadores Horizontales.........................................................298

V.3. Separadores Verticales..............................................................299

V.4. Separadores Esféricos...............................................................299

V.5. Alternativa “Selección Separador Vertical u Horizontal”.............300

V.6. Teoría de Separación de Petróleo y Gas. Selección de Etapas.............301

V.7. Diseño de un Separador Vertical..............................................302

V. 8. Diseño de un Separador Horizontal.........................................303

V.9. Separación de Tres Fases: Petróleo, Gas y Agua........................304V.9.1. Descripción del Equipo Separadores Horizontales..............304V.9. 2. Descripción del Equipo Separadores Verticales................306

V.10. Teoría de Separación de Tres Fases............................................307

V.11. Diseño de un Separador Vertical de Tres Fases..........................308

V.12. Diseño de un Separador Horizontal de Tres Fases....................309

Bibliografía.........................................................................................311

Performance de pozos productores de petróleo y gas

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ÍndIce de fIguras

Figura 1. Registros eléctricos de potencial espontáneo y resistividad................22Figura 2. Configuraciones de mojabilidad.......................................................26Figura 3. Curva típica de presión capilar..........................................................27Figura 4. Cálculo de permeabilidades relativas. Permeabilidades relativas al

petróleo y agua vs SW.....................................................................28Figura 5. Cálculo de permeabilidades relativas. Permeabilidades relativas al

petróleo y agua vs SL......................................................................29Figura 6. Comportamiento del etano ........................................................ 30Figura 7. Presión de vapor del hidrocarburo puro.....................................31Figura 8. Diagrama de fases de hidrocarburos..................................................32Figura 9. Presión de sobrecarga ...............................................................33Figura 10. Regímenes de presión de fluidos (a).........................................35Figura 11. Regímenes de presión de fluidos (b).........................................37Figura 12. Performance típica de reservorios de gas en solución.......................39Figura 13. Performance típica de reservorios de empuje por capa de gas................41Figura 14. Performance típica de reservorios de impulsión de agua..................42Figura 15. Flujo radial en estado estable..........................................................49Figura 16. Flujo radial inestable con presión terminal constante......................50Figura 17. Flujo radial inestable con rate terminal constante............................51Figura 18. Sistema de flujo radial.....................................................................52Figura 19. Factor x para diferentes formas de áreas de drenaje y posición

del pozo en ellas.............................................................................55Figura 20. Ploteo de Jones, Blount y Glaze. Pozo de petróleo bajo saturado..........61Figura 21. Rate en flujo transiente....................................................................63Figura 22. IPR en Infinite Acting....................................................................64Figura 23. Integral flujo de dos fases en el reservorio........................................65

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Figura 24. Ejemplo aplicación de la ecuación de Vogel....................................66Figura 25. Combinación flujo líquido de una fase y dos fases, prueba por debajo

del punto de burbuja .....................................................................69Figura 26. Método Standing para diversas eficiencias de flujo..........................72Figura 27. Reservorio bajosaturado IPR, EF ≠ 1........................................74Figura 28. Ploteo de Fetkovich de kro/µoβo vs presión ..................................76Figura 29. Ploteo de prueba de cuatro puntos..................................................78Figura 30. Comparación de curvas IPR adimensionales, flujo líquido y

reservorios saturados......................................................................79Figura 31. Potencial mejora de la productividad removiendo el daño con a

cidificación....................................................................................83Figura 32. Potencial mejora de la productividad por acidificación de un pozo

sin daño.........................................................................................84Figura 33. Patrón de drenaje de un pozo horizontal........................................86Figura 34. Rates de producción en un pozo horizontal e impacto del espesor

de la formación y anisotropía de la permeabilidad.........................89Figura 35. Razones del índice de productividad .........................................90Figura 36. IPR compuesto con formaciones estratificadas ..........................93Figura 37. IPR reservorios estratificados..........................................................95Figura 38. Futuras curvas IPR........................................................................95Figura 39. Curva de permeabilidad relativa al petróleo. Correlación de Corey......102Figura 40. Futuras curvas IPR. Procedimiento de Standing...........................103Figura 41. Familia de curvas hiperbólicas......................................................105Figura 42. Declinación exponencial. Gráfico semilog q vs t...........................105Figura 43. Declinación exponencial. Gráfico Np vs q...................................107Figura 44. Declinación hiperbólica. Gráfico semilog q vs t.............................109Figura 45. Declinación hiperbólica. Gráfico Np vs q....................................110Figura 46. Curvas de presión-temperatura para predecir la formación de

hidratos.......................................................................................119Figura 47. Expansión permisible de un gas natural de gravedad 0.8 sin

formación de hidratos..................................................................121Figura 48. Contenido de agua de gas natural con correcciones por salini-

dad y gravedad.............................................................................122Figura 49. Contenido de vapor de agua de gas natural saturado....................123Figura 50. Curvas IPR para un pozo de gas sin turbulencia...........................127

Performance de pozos productores de petróleo y gas

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Figura 51. Curvas IPR para un pozo de gas con turbulencia..........................128Figura 52. Ploteo de Jones, Blount y Glaze, para pozos de gas.....................130Figura 53. Deliverabilidad de pozos de gas. Prueba backpressure, rates y

presiones......................................................................................131Figura 54. Deliverabilidad de pozos de gas. Prueba backpressure, análisis

empírico......................................................................................132Figura 55. Deliverabilidad de pozos de gas. Prueba backpressure, análisis

teórico.........................................................................................133Figura 56. Deliverabilidad de pozos de gas. Prueba isocronal, rates y presiones.....134Figura 57. Ploteo empírico para prueba isocronal..........................................134Figura 58. Análisis de prueba isocronal de deliverabilidad.............................135Figura 59. Deliverabilidad. Pozos de gas, prueba isocronal modificada, rates

y presiones...................................................................................136Figura 60. Análisis empírico. Prueba isocronal modificada............................138Figura 61. Análisis teórico. Prueba isocronal modificada...............................139Figura 62. Prueba isocronal...........................................................................141Figura 63. Futuras curvas IPR para pozo de gas............................................142Figura 64. Esquema general de flujo en tuberías...........................................150Figura 65. Ilustración holdup.........................................................................151Figura 66. Gradiente de presión en flujo de dos fases....................................155Figura 67. Patrones de flujo vertical de dos fases...........................................156Figura 68. Factor de fricción de Poettmann y Carpenter...............................159Figura 69. Gráfico de Moody para flujo de dos fases.....................................161Figura 70. Correlaciones de Hagerdorn y Brown..........................................162Figura 71. Gráfico de Duns y Ros del holdup y gradiente de presión vs

rate del flujo de gas......................................................................165Figura 72. Gráfico de regiones de flujo de NLV vs NGV de Duns y Ros.......168Figura 73. Factores L vs el número del diámetro Nd de Ros........................169Figura 74. F5, F6, F7, vs el número de la viscosidad de Ros.........................169Figura 75. F1, F2, F3 y F4 vs el número de la viscosidad de Ros..................170Figura 76. Corrección de la fricción de burbuja de Ros................................171Figura 77. Número de Weber vs el producto NweNµ de Ros........................172Figura 78. Gráfico de Moody. Correlación de Orkiszewski............................177Figura 79. Efecto del diámetro de la tubería y material sobre la rugosidad

relativa.........................................................................................178

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Figura 80. Coeficiente C1 vs el número de Reynolds de burbuja..................179Figura 81. Coeficiente C2 vs el número de Reynolds.................................180Figura 82. Holdup vs ángulo de la tubería desde la horizontal......................183Figura 83. Mapa de patrones de flujo horizontal.......................................184Figura 84. Factor de fricción de dos fases de la correlación de Beggs y Brill.....184Figura 85. Regímenes de Flujo en Flujo Horizontal de dos Fases..................193Figura 86. Mapa de Régimen de Flujo Horizontal.....................................194Figura 87. Mapa de Régimen de Flujo.....................................................195Figura 88. Mapa de Régimen de Flujo Beggs y Brill....................................195Figura 89. Correlación del Factor de Fricción..........................................200Figura 90. Correlación del Holdup .........................................................200Figura 91. Holdup de la Correlación de Dukler............................................206Figura 92. Esquema de un choke...................................................................214Figura 93. Dependencia del Rate de Flujo a través del Choque de p2 /p1............215Figura 94. Coeficiente de flujo para líquidos a través de un choke................216Figura 95. Performance del flujo de gas a diferentes diámetros de choke............216Figura 96. Curvas de performance de choke.................................................220Figura 97. Sistemas de recolección de producción de petróleo y gas..............222Figura 98. Sistema de recolección en superficie........................................222Figura 99. Sistema de recolección de distribución de la presión.....................223Figura 100. Sistema completo de producción.........................................225Figura 101. Localización de varios nodos....................................................226Figura 102. Nodos para un sistema simple de producción........................228Figura 103. Solución en el fondo del pozo..................................................230Figura 104. Flujo a través de tubing paralelos...........................................231Figura 105. Predicción de futuros rates de flujo (solución de Vogel)..............232Figura 106. Efectos de la Eficiencia de Flujo sobre el rate de flujo................233Figura 107. Efectos de los IPR transientes sobre el rate de flujo....................233Figura 108. Componente separador y línea de flujo.................................234Figura 109. Componente Reservorio y tubing........................................234Figura 110. Solución en la presión en la cabeza de pozo..............................236Figura 111. Solución en la presión en la cabeza de pozo (IPR Vogel)...........236Figura 112. Solución en la presión en la cabeza de pozo para combinaciones

de tubing y flowline....................................................................237

Performance de pozos productores de petróleo y gas

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Figura 113. Solución en la cabeza del pozo para líneas de flujo paralelas......237Figura 114. Solución en el fondo del pozo para diferentes presiones de

cabeza.......................................................................................238Figura 115. Solución en el fondo del pozo para diferentes presiones de

cabeza e IPR............................................................................239Figura 116. Solución en la cabeza del pozo para diferentes curvas IPR.............240Figura 117. Solución en la presión del separador..........................................243Figura 118. Efectos de diferentes presiones del separador.............................244Figura 119. Efecto sobre el rate de flujo de presiones en el separador para

cuatro pozos.............................................................................245Figura 120. Solución a la presión del reservorio...........................................248Figura 121. Efectos de cambio de la presión del reservorio...........................248Figura 122. Trayectorias solución para choke en superficie............................251Figura 123. Curva de performance total del sistema para choke en la su-

perficie.....................................................................................251Figura 124. Performance del sistema para diversos chokes en la superficie..........253Figura 125. Evaluación choke en la superficie...............................................253Figura 126. Curva de performance total del sistema para choke en la su-

perficie vs DP............................................................................255Figura 127. Rate máximo estable y diámetro del choke................................255Figura 128. Curva IPR pozo inyector de agua.............................................257Figura 129. Curvas tubing de descarga para pozo inyector de agua..............257Figura 130. Predicción del rate de inyección combinando curvas IPR y

tubing de descarga.....................................................................258Figura 131. Solución para pozo inyector de agua con gravel packed..............259Figura 132. Efecto de la presión de cabeza sobre el rate de inyección...........259Figura 133. Efectos de diámetros del tubing sobre el rate de inyección de

agua.........................................................................................260Figura 134. Efecto sobre el rate de inyección de agua de presiones del r

eservorio..................................................................................260Figura 135. Solución en cabeza de pozo para pozo inyector de agua............261Figura 136. Efecto de diámetros del flowline sobre el rate de inyección de

agua..........................................................................................262Figura 137. Ejemplo pozo inyector de agua.................................................263Figura 138. Predicción del rate de flujo para un pozo de gas........................267

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Figura 139. Efectos de la presión en la cabeza sobre el rate para un pozo de gas.......................................................................................269

Figura 140. Efecto del diámetro del tubing sobre el rate para un pozo de gas............................................................................................270

Figura 141. Esquema de un pozo de gas lift continuo..................................272Figura 142. Análisis de un pozo de gas lift...................................................274Figura 143. Efecto del rate de inyección de gas en un pozo de gas lift...............275Figura 144. Efecto de la profundidad de inyección de gas en un pozo de

gas lift......................................................................................276Figura 145. Curvas inflow y outflow en un pozo de gas lift..........................279Figura 146. Rate óptimo máximo de producción e inyección de gas en un

pozo de gas lift..........................................................................280Figura 147. Secuencia de descarga de los fluidos en un pozo de gas lift (a)........281Figura 148. Secuencia de descarga de los fluidos en un pozo de gas lift (b)........282Figura 149. Secuencia de descarga de los fluidos en un pozo de gas lift (c)........282Figura 150. Secuencia de descarga de los fluidos en un pozo de gas lift (d)........283Figura 151. Secuencia de descarga de los fluidos en un pozo de gas lift (e)........283Figura 152. Secuencia de descarga de los fluidos en un pozo de gas lift (f)........284Figura 153. Solución gráfica para espaciamiento de válvulas de gas lift.........285Figura 154. Solución gráfica para espaciamiento de válvulas de gas lift

usando caída en el casing de 20 psi............................................287Figura 155. Diseño de espaciamiento de válvulas de gas lift con gradiente

variable.....................................................................................288Figura 156. Esquema de pozo con unidad de bombeo por varillas...............290Figura 157. Factor de corrección de la gradiente, Fx, pozo con unidad de

bombeo por varillas..................................................................292Figura 158. Esquema de un separador horizontal........................................298Figura 159. Esquema de un separador vertical.............................................299Figura 160. Esquema de un separador horizontal de tres fases.....................305Figura 161. Esquema de un separador horizontal de tres fases: poza y ver-

tedero.......................................................................................306

Performance de pozos productores de petróleo y gas

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Capítulo IConCeptos básICos de reservorIos

I.1. Introducción

Las rocas reservorio constituyen un ambiente poroso, dentro del cual se en-cuentran hidrocarburos y agua. Se puede reconocer tres fases fluido: agua, petróleo y gas, que ocupan los espacios porosos de la roca. Cada fase fluido es considerada como un continuo separado, dentro del cual ciertas propie-dades macroscópicas a puntos dentro del continuo pueden ser definidas. El término macroscópico es asociado con un arbitrario volumen pequeño de referencia vo, a un punto P en un reservorio R. Cualquier propiedad asignada a P tal como densidad, viscosidad, etc., se considera localizada en el centroide geométrico de vo. Todas las líneas que pasan a través de cual-quier grupo de centroides se suponen continuas. Consecuentemente, cada fase fluido se torna en un ficticio medio lineal. Además, la asunción de un continuo separado para cada fase fluido obliga al tratamiento de fluidos inmiscibles separados por interfases, a través del cual existen discontinui-dades de presión.

Una apropiada descripción del reservorio –incluyendo la extensión de hete-rogeneidades, discontinuidades y anisotropías– es siempre importante.

El entendimiento de la historia geológica que precede a la acumulación actual de hidrocarburos es esencial. No hay duda de que los mejores in-genieros de petróleo son aquellos que entienden los procesos geológicos de deposición, migración de fluidos y acumulación. Que un reservorio sea un anticlinal, un block fallado o un canal de arena, no sólo determi-na el monto de hidrocarburos presente, sino también controla la futura performance del pozo.

I.2. Propiedades de la Roca y Roca-Fluidos del Reservorio

I.2.1. Porosidad, Espesor del Reservorio, Saturación de Fluidos, Per-meabilidad y Compresibilidad

Porosidad, φ, a un punto P es la relación del volumen vacío al volumen total allí presente. Puede ser expresada como una fracción o un porcentaje.

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φ = V/Vb es un indicador directo del monto de fluidos in situ y puede variar desde por encima de 0.3 hasta menos de 0.1. La porosidad del reservorio pue-de ser medida con una variedad de técnicas de laboratorio, usando cores del reservorio o mediciones de campo que incluyan registros y prueba de pozos.

El espesor del reservorio es la altura de la formación que describe el espesor de un medio poroso contenido entre dos capas. Esas capas son consideradas usualmente impermeables. En todos los casos, el espesor de la formación que contiene hidrocarburos se separa de la formación subyacente que con-tiene agua o acuífero. Técnicas de registros de pozos han sido desarrolladas para identificar probables reservorios y cuantificar su extensión vertical. Por ejemplo, conociendo que las areniscas tienen diferente respuesta que las lutitas (una probable litología que contiene una capa), a través de las mediciones del potencial espontáneo (SP), se puede estimar el espesor de una formación. En formaciones estratificadas o multicapas, los términos “espesor bruto” o “espesor neto” son usados para distinguir el espesor de una secuencia entera y la porción ocupada por hidrocarburos.

La Figura 1 es un registro de pozo que muestra claramente la deflexión del potencial espontáneo de un reservorio de areniscas y la diferente respuesta de las adjuntas capas de lutitas. La deflexión corresponde al espesor del potencial contenido de hidrocarburos en un medio poroso.

La saturación, Sl, de la fase l es la fracción de volumen ocupado por la fase l del total del volumen poroso a cualquier punto P. El petróleo o gas nunca están solos al saturar el espacio poroso disponible: el agua está siempre pre-

Figura 1. Registros eléctricos de potencial espontáneo y resistividad.Fuente: Economides, Hill, y Ehlig-Economides. (1994). New Jersey: PTR Prentice Hall.

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sente. Cuando el agua no fluye, la correspondiente saturación de ésta es co-nocida como “connata” o “intersticial”. Saturaciones más grandes que este valor pueden resultar en flujo libre de agua junto con los hidrocarburos.

El flujo de petróleo y gas en el reservorio implica que ya sea la presión inicial del reservorio o la inducida presión fluyente de fondo son tales que permiten la presencia concurrente de las dos fases. La temperatura en el reservorio, excepto en el caso de pozos con alto rate de gas, es para todos los procesos prácticos constante.

Un método clásico, comúnmente usado en una variedad de formas, es la medición de la resistividad eléctrica de la formación. Conociendo que las formaciones con aguas saladas son buenas conductoras de electricidad (i.e., ellas tienen pobre resistividad) y los hidrocarburos son lo opuesto, una me-dición de esta propiedad eléctrica en una formación porosa de suficiente espesor puede detectar la presencia de hidrocarburos. Con una apropiada calibración, no sólo la presencia, sino también la saturación de hidrocar-buros (i.e., fracción del espacio poroso ocupado por hidrocarburos), puede ser estimada.

La Figura 1 contiene también un registro de resistividad. El previamente descrito registro SP junto con el registro de resistividad, que muestra una alta resistividad dentro de la misma zona, son buenos indicadores de que el identificado medio poroso está probablemente saturado con hidrocarburos.

Permeabilidad

Una fundamental propiedad de un medio poroso es su habilidad para con-ducir fluidos. Esta habilidad, llamada permeabilidad y denotada como k es un parámetro determinado a través de pruebas. En ciertas litologías (e.g., are-niscas), una gran porosidad es asociada a grandes permeabilidades. En otras litologías (e.g., tizas), muy grandes porosidades, a veces por encima de 0.4, no están asociadas proporcionalmente a grandes permeabilidades.

Correlaciones entre porosidad y permeabilidad deben ser usadas con un con-siderable grado de precaución. Para cálculos de ingeniería de producción, esas correlaciones son poco usadas, excepto cuando se considera la estimulación de la matriz. En este caso, correlaciones de la alterada permeabilidad con la altera-da porosidad después de la estimulación son muy usuales.

El concepto de permeabilidad fue introducida por Darcy (1856) en un clásico experimento de trabajo en el que la ingeniería de producción y la hidrología del agua subterránea se han beneficiado bastante.

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Darcy observó que el rate de flujo (o velocidad) de un fluido a través de un específico medio poroso es linealmente proporcional a la cabeza hidrostá-tica o diferencia de presión entre la entrada y la salida, y es una propiedad característica del medio. Entonces,

m a k D p

Donde: k es la permeabilidad, propiedad característica del medio poroso. Los experimentos de Darcy fueron hechos con agua. Si fluidos de otras viscosidades fluyen, entonces la permeabilidad debe ser dividida por la vis-cosidad.

La compresibilidad de la roca es el cambio de volumen que ocurre a un volumen unitario por unidad de variación de pre sión:

c = - 1 dV V dp

Donde: dV/dp es de pendiente negativa para los fluidos, por lo que el sig-no negativo convierte la compresibilidad, C, en un valor positivo. Para la formación no se incluye el signo negativo.

Debido a que el valor de la pendiente dV/dp varía con la presión, la compre-sibilidad será función de la presión, siendo generalmente mayor al disminuir ésta. Rangos de compresibilidades de la formación y fluidos:

Cf = 3 - 10 x 10-6 psi-1

Cw = 2 - 4 x 10-6 psi-1

Co = 5 -100 x 10-6 psi-1

Cg = 1 - 12 x 10-4 psi-1

Compresibilidad total

Es la variación del sistema ante un cambio de presión; se la llama también “compresibilidad promedio”.

Ct= CoxSo + CwxSw + CgxSg +Cf

Compresibilidad efectiva a un fluido

Es un indicador de cómo la compresibilidad total afecta a un componente actuando como sistema.

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cel = ct l = o, w, g

Sl

Compresibilidad del gas

Su rango de 10-3 a 10-4 psi-1 es mucho mayor que la de los otros fluidos y de la formación, que están entre 10-5 a 10-6 psi-1. De manera que cuando su saturación sube (reservorios saturados), su contribución en la compresibi-lidad total es básica, eliminando las restantes.

De la ecuación general de los gases, se tiene:

V = ZnRT

p

Derivando, respecto de la presión:

dV = nRT [ ldZ - z ]dp pdp p²

Multiplicando por -1/V

– 1 dV = cg = – P [ 1 dz - z ] V dp z p dp p²

cg = 1 - 1 dz p z dp

Para gas ideal dz/dp = 0 y la Cg inversa que la presión. Entonces, una pri-mera aproximación para determinar la compresibilidad del gas es la inversa de la presión.

I.2.2. Mojabilidad

Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto con una superficie sóli-da, uno de ellos tiende a esparcirse o adherirse a ella más que el otro. Esto es un resultado de las energías superficiales entre los fluidos y el sólido. Una medida de la mojabilidad es el ángulo de contacto, θc, que es relacionado a las energías superficiales por la ecuación de Young-Dupre. Por ejemplo, para un sistema agua-petróleo-sólido, se tiene:

σos - σws = σow cos θc

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donde: σos= energía interfacial, petróleo y sólido.

σws= energía interfacial, agua y sólido.

σow= energía interfacial, petróleo y agua.

θc = ángulo de contacto medido dentro del agua, grados.

Ahora, 0 ≤ θc ≤ 180°. Si θc<90° el sistema es mojado en agua, si θc >90 es mojado en petróleo, si θc=90° es neutral. Estas situaciones se anotan:

Normalmente, las rocas del reservorio son mojadas por agua, favoreciendo el proceso de desplazamiento del petróleo, que ocupa los poros más gran-des. Sin embargo, la mojabilidad puede ser alterada con la absorción de surfactantes o grandes capas de material orgánico. Además, un proceso de histéresis puede ocurrir donde el ángulo de contacto cambia cuando en el espacio poroso el fluido incrementa o disminuye saturaciones.

I.2.3. Procesos de Desplazamiento

Cuando la saturación del fluido que moja o del que no moja va avanzan-do, el proceso se denomina “imbibición” o “drenaje”, respectivamente. El desplazamiento por empuje de agua o inyección de agua corresponde a un proceso de imbibición; el de gas o gas disuelto, al de drenaje.

Distinguir el tipo de proceso es esencial, ya que tanto las curvas de permeabi-lidad relativa como las de presión capilar son diferentes para ambos casos, y los análisis de núcleos en el laboratorio deberán coincidir con el tipo de desplazamiento en el reservorio. Para la distribución de saturaciones inicial en un reservorio, deberá considerarse el proceso de drenaje.

Como el petróleo y el gas han desplazado al agua de la roca reservorio, me-diante un proceso de percolación y ese desplazamiento no es total, siempre habrá agua connata o intersticial con el petróleo y gas.

Figura 2. Configuraciones de mojabilidad.Fuente: Thomas, G. (1977). Principle of Hidrocarbon Reservoir Simulation. Boston: Intl. Human Resources Development Co.

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I.2.4. Presión Capilar

La presión capilar es la diferencia de presión existente a través de la interfa-se de dos fluidos inmiscibles en un sistema capilar (poroso). Si la asumimos como positiva, es la presión de la fase no mojante menos la presión de la fase mojante, i.e., Pc = pnw – pw. Entonces, para un sistema agua-petróleo, con el agua como fase mojante, se tiene: Pcwo = po – pw y para un sistema gas-petróleo Pcgo = pg – po.

Experimentos de laboratorio muestran que la presión capilar puede ser repre-sentada como una función contra una sola saturación fase; por ejemplo, Pcwo = Pcwo(Sw) y Pcgo = Pcgo(Sg). La típica dependencia de la presión capilar sobre la saturación de un medio poroso se muestra en la Figura 3: para drenaje de agua (disminuyendo Sw) e imbibición de agua (avanzando Sw).

El efecto de capilaridad histéresis se observa que está relacionado con la diferen-cia entre los ángulos de contacto en el avance y disminución de la saturación de agua. Adicionalmente, durante el drenaje, los poros más grandes son los pri-meros en vaciarse, y los más pequeños son reticentes en hacerlo. Esta retención capilar explica el porqué a una presión capilar dada corresponde saturaciones de agua sobre la curva de drenaje. En la imbibición, los poros pequeños rápi-damente se llenan primero, mientras que los más grandes, al ser menos aptos para ello, conducen a una curva de presión capilar menor.

Figura 3. Curva típica de presión capilar.Fuente: Aziz, K. y Settari, A. (1979). Petroleum Reservoir Simulation. Londres: Applied Science Publishers Ltd.

El valor Pcb, que es necesario para empezar el desplazamiento, es llamado “threshold pressure” presión umbral (entrada), y es importante para rocas de baja permeabilidad. El valor de la saturación en que la fase mojante no puede ya ser más desplazada por la aplicación de una gradiente de presión es llamada “saturación irreductible”.

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Teóricamente, la curva de Pc puede tener una asíntota debido a que la gradiente de presión es continua en ambas fases. Esto puede ser visto con-siderando equilibrio de gravedad vertical. Una situación similar ocurre en el otro lado de la curva durante el ciclo de imbibición, cuando el valor de la saturación irreducible de la fase no mojante es obtenida.

Aunque es posible formular modelos que consideran la histéresis resultante del cambio de la dirección de flujo, en muchas situaciones, la dirección de flujo puede ser predicha, para lo cual, solamente un juego de curvas de presión capilar es requerido.

I.2.5. Permeabilidad Relativa

Cuando en una roca más de un fluido se transporta a través de la red porosa, se está frente al fenómeno de permeabilidad relativa, que es el cociente de la permeabilidad efectiva de un fluido dado a una determinada saturación con la permeabilidad al 100% de saturación. Se entiende como permeabilidad efectiva a la habilidad del material poroso de conducir un fluido cuando su saturación es menos que el 100% del espacio poroso. Se tiene: krl = kl/k, donde krl y kl son las permeabilidades relativa y efectiva de la fase l, y k es la permeabilidad absoluta. Las fronteras de permeabilidad son 0 ≤ krl ≤ 1. Como la presión capilar, experimentos de laboratorio pueden ser realizados para determinar su dependencia sobre la fase saturación. Por ejemplo, para un sistema agua-petróleo, con agua que desplaza al petróleo (imbibición), kro y krw como funciones de Sw tienen la apariencia mostrada en la Figura 4.

Figura 4. Cálculo de permeabilidades relativas. Permeabilidades relativas al petróleo y agua vs SW.Fuente: Elaboración propia, 2008.

Performance de pozos productores de petróleo y gas

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Donde: Swc es la saturación de agua intersticial o connata y Sor es la satura-ción de petróleo residual.

Curvas similares son obtenidas para los sistemas gas-petróleo. Los puntos finales sobre las curvas de permeabilidad relativa, i.e., las saturaciones don-de: krl → 0, define los valores irreductibles.

Si en un punto, agua, petróleo y gas están fluyendo simultáneamente, en-tonces se requiere permeabilidades relativas de tres fases. La determinación de permeabilidades relativas de tres fases en el laboratorio es extremada-mente difícil, aunque algún éxito se ha tenido con métodos a flujo estable. En simuladores de reservorio, las permeabilidades relativas de dos fases son usadas casi exclusivamente. Cuando se requiere, los valores de tres fases son computados por el simulador usando algunas de las técnicas publicadas en diversos textos. Esas técnicas se basan en las siguientes asunciones:

1. La permeabilidad relativa al agua es una función sólo de la saturación de agua, sin considerar las proporciones relativas de las fases gas y petróleo.

2. La permeabilidad relativa al gas es una función sólo de la saturación de gas, sin considerar las proporciones relativas de las fases agua y petróleo.

3. La permeabilidad relativa al petróleo es una función de ambas saturaciones: gas y agua.

Consecuentemente, krw y krg son simplemente determinadas por los da-tos de permeabilidad relativa de dos fases: agua-petróleo y gas-petróleo, mientras que kro es computada por una fórmula explícita. Una modificada forma de la fórmula de Stone es:

Figura 5. Cálculo de permeabilidades relativas. Permeabilidades relativas al petróleo y agua vs SL.Fuente: Elaboración propia, 2008.

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kro= k*row[(krow/k*

row+krw)(krog/krow+krg)-krw+krg)]

Donde:

krow y krog son los valores de kro obtenidos de las curvas de permeabilidad relativa agua-petróleo y gas-petróleo, respectivamente y k*

row≡ krow(Swc)

I.3. Cambio de Fases–Hidrocarburos

Los cambios de fases originados por la presión que cuando se incrementa o comprime el fluido pasa de gas a líquido, o viceversa, cuando la presión decre-ce, el líquido tiende a vaporizarse en gas, son considerados normales.

Los originados por temperatura, que al aumentar la energía cinética pasan de lí-quido a gas y viceversa, también son considerados normales. Si las moléculas son pequeñas, como en el CH4 y C2H6, hay menor atracción entre ellas y tenden-cia, por su energía cinética, a que constituyan fase gaseosa; si son grandes, como el C6H2n y C7H2n, buscan mayormente atraerse entre ellas formando estado líquido, alejándose, por sus energías cinéticas, del estado gaseoso.

Figura 6. Comportamiento del etano.Fuente: Elaboración propia, 2008.

Como un ejemplo de la conducta de un hidrocarburo puro cuando la presión y temperatura varían, consideremos el caso del etano C

2H

6. Si una

muestra de etano a 400 psia y 60 °F está contenida en un cilindro con pis-tón movible (a esta presión y temperatura el etano es un gas) y si el pistón es forzado dentro del cilindro, de modo que la presión se incrementa a temperatura constante, el gas empieza a licuefactarse a una presión de 500 psia y es posible mover el pistón sin que ocurra incremento en la presión.

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31

Esto continúa hasta que todo el etano se convierta en estado líquido; des-de este punto, grandes incrementos de presión causan solamente pequeños decrecimientos en volumen.

Se nota que hay dos cambios de pendiente en el perfil de la Figura 6: el primero, B, cuando se forma la primera gota de líquido, conocido como “punto de rocío”, y el segundo, C, punto de burbuja, cuando todo el gas se ha convertido en líquido.

Si ploteamos a varias temperaturas la presión en la que el gas se condensa a líqui-do, se obtiene la curva de presión de vapor del hidrocarburo puro (Figura 7).

Figura 7. Presión de vapor del hidrocarburo puro.Fuente: Elaboración propia, 2008.

En los puntos de esta curva existen las dos fases: líquido y gas; sin embar-go, hay una temperatura sobre la cual el material no existe en dos fases, independiente de la presión. Esto es llamado el “punto crítico” y la tem-peratura y presión a este punto son denominadas críticas. En mezcla de hidrocarburos, en lugar de una sola línea que represente la relación pre-sión- temperatura, hay una región amplia en la que las dos fases (líquido y gas) coexisten. La Figura 8 presenta un diagrama de fases de una mezcla de hidrocarburos, obtenida por superposición de las curvas de presión de vapor en estado puro.

La región de dos fases del diagrama está limitada en un lado por la curva del punto de burbuja y en el otro, por la curva de rocío, con las dos líneas juntándose en el punto crítico. El punto de burbuja se produce cuando la presión decrece y el gas empieza a salir de la solución en el petróleo, mien-tras que el punto de rocío se produce cuando el gas empieza a condensarse

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ya sea bajando o aumentando presión. En el punto crítico, las propiedades de la mezcla de gas y líquido son idénticas; sin embargo, a diferencia del hidrocarburo puro, en este caso se producen presiones y temperaturas más altas que las críticas, donde existen en equilibrio las fases líquido y vapor. La temperatura y presión máxima se denominan “cricondeterma” y “cri-condebar”, respectivamente.

Figura 8. Diagrama de fases de hidrocarburos.Fuente: McCain, W. (1990). The Properties of Petroleum fluids. Tulsa, Oklahoma: PennWell Publishing Co.

I.4. Tipos de Reservorios

Tomando como referencia la Figura 8 y de acuerdo con su presión y tem-peratura actuales, así como del diagrama de fases correspondiente, los ya-cimientos (reservorios) se clasifican en:

• PuntoA:degas,atemperaturasmayoresquelacricondeterma.Serádegassecosiacondiciones estándar la presión no cae en la región de dos fases, o de gas húmedo, cuando ello sucede.

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• PuntoB:degasycondensado,atemperaturamayorquelacrítica,peromenorquela cricondeterma. Estará en fase gaseosa si la presión está por encima de la curva de rocío, o en dos fases: líquido y gas si la presión está por debajo de ella. La zona entre B1yB2 es de condensación retrógrada, porque normalmente al disminuir la pre-sión a temperatura constante, el gas debería expandirse; pero, en este caso, cuando cae debajo de la presión de rocío, empieza a condensarse. El fenómeno ocurre hasta elpuntoB2, donde nuevamente empieza la vaporización normal.

El fenómeno retrógrado se debe a la composición muy dispareja de los reservorios de gas y condensado. Cuando la presión cae, los componentes pesados se apartan de los ligeros, coalescen y se tornan líquidos. Ello continúa hasta que un máximo de líquido esobtenidoenelpuntoB2.

• Enlosreservoriosdegasycondensado,sedebetratarquelapresióndelreservorionodisminuya por debajo de la de rocío, ya que las saturaciones líquidas que se tengan es-tarán generalmente por debajo de las críticas, y ese condensado no podrá recuperarse, solosiselograsurevaporizacióntotaldeB2aB3. Para no entrar en zona retrógrada, es conveniente la reinyección de gas. Sin embargo, este proceso de revaporización no es total, debido al fenómeno de histéresis, quedando condensados en el reservorio.

• PuntoC:bajo‑saturados.Unasolafaselíquidaenelreservorio;lapresiónestaráporencima de la curva de burbuja y la temperatura será menor que la crítica.

• PuntoD:saturado.Dosfases:líquidaygas;lapresiónestarápordebajodeladeburbuja y la temperatura será menor que la crítica.

I.5. Regímenes de Presión de Fluidos

La presión total, a cualquier profundidad, resultante de la combinación de peso de la roca y de fluidos de formación es conocida como “presión de sobrecarga”. En la mayoría de las cuencas sedimentarias, la presión de sobrecarga se incrementa linealmente con la profundidad y, generalmente, tiene una gradiente de presión de 1psi/pie. A una profundidad dada, la presión de sobrecarga será igual a la suma de la presión de los fluidos (FP) y la presión del grano o matriz (GP) que actúa entre las partículas indivi-duales de la roca: OP = FP + GP (Figura 9).

Figura 9. Presión de sobrecarga.Fuente: Dake, L. (1978). Fundamentals of Reservoir Engi-neering. Amsterdam: Elseiver Scientific Publishing.

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Los regímenes de presión de fluidos en columnas de hidrocarburos son impulsados básicamente por la presión del agua en las vecindades del re-servorio. En un caso normal, la presión del agua a cualquier profundidad podrá ser calculada como:

Pw = ∇w * D + 14.7 psia.

Donde:

∇w es dependiente de la composición química (salinidad), que en el caso del agua pura es de 0.434 psi/pie.

La ecuación asume que existe continuidad de la presión de agua hasta la superficie y que la salinidad no varía con la profundidad.

La primera asunción es válida en la mayoría de casos, ya que cualquier rotura del sello aislante produce continuidad en la presión hidrostática a la superficie.

La segunda asunción no es mayoritariamente válida, puesto que la salinidad puede variar marcadamente con la profundidad. Sin embargo, será asumida, pues lo que interesa es la determinación del régimen de presión hidrostática en las vecindades de las arenas salinas del reservorio.

En contraste con esta situación de normalidad, puede producirse una pre-sión hidrostática diferente definida por la ecuación:

Pw = ∇w * D + 14.7 ± C psia

Donde:

C es una constante positiva si el agua está sobrepresurizada y negativa si está bajopresurizada. Para ambos casos, deberá estar sellada, de manera que lacontinuidaddelapresiónhidrostáticanoseaestablecida.Bradleyhalis-tado varias condiciones que pueden causar presiones anormales de fluidos en arenas de agua salada selladas, entre las que se encuentran:

• Cambiosdetemperatura:unincrementode1°Fpuedecausarunincrementodepresión de 125 psi en un sistema de agua fresca sellada.

• Cambiosgeológicos:loslevantamientosdelreservorioysuequivalenteerosiónsu-perficial generarán una presión de agua en el reservorio demasiado alta para su pro-fundidad; el efecto opuesto ocurre en reservorios hundidos, en los que la anormal baja presión de fluidos puede ocurrir.

• Ósmosisentreaguasdediferentessalinidades:el sellode las lutitasactúancomomembrana semipermeable en este iónico intercambio. Si el agua dentro del sello es más salina que el agua circundante, la ósmosis puede causar una anormal alta presión y viceversa. Algunas de estas causas de anormal presión son interactivas:

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por ejemplo, si un block del reservorio es levantado, la resultante sobrepresión es parcialmente aliviada por un decrecimiento en la temperatura del reservorio. Los regímenes de presión de hidrocarburos son diferentes debido a menores densidades y gradientes que las del agua.

Ejemplo:

En el contacto agua/petróleo a 5500 pies, la presión en el agua y petróleo deberán ser iguales. La presión en el agua será:

∇o= 0.35 psi/pie; ∇w= 0.45 psi/pie; ∇g = 0.08 psi/pie

Pw = 0.45*5500 + 15 = 2490 psia

Po = 0.35*5500 + C1 = 2490 psia; C1 = 565

Si el contacto petróleo/gas está a 5200 pies

Po = 0.35*5200 + 15 = 2385 psia

Pg = 0.08*5200 + C2 = 2385 psia; C2 = 1969 (Figura 10)

Figura 10. Regímenes de presión de fluidos (a).Fuente: Elaboración propia, 2008.

Al tope de la estructura, en este caso 5000 pies:

Pg = 0.08*5000 + 1969 = 2369 psia

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La presión hidrostática normal es:

Pw = 0.45*5000 + 14.7 = 2265 psia

La presión del gas en el tope de la estructura excede en 104 psia a la presión hidrostática normal.

Es importante medir el régimen de presión hidrostática en un nuevo cam-po. Una alternativa es tomar pruebas de formación en arenas de agua sala-da encima y debajo del reservorio.

Ejemplo:

Si un pozo sólo perfora la zona de gas a 5100’, P=2377 psia, ∇g = 0.08 psi/pie:

2377 = 0.08*5100 + C2; C2 = 1969

Ecuación del gas: Pg = 0.08*D + 1969

Si no hay petróleo, el contacto gas/agua:

Pg = 0.08*D + 1969 = 0.45*D+15; D=5281’. Como la última localización del gas es 5150’, no existe razón física para que una columna de petróleo no se extienda inmediatamente debajo de este punto:

Po = 0.35*D + C1 = 0.08*D + 1969 = Pg

D = 5150’; C1 = 579 y P= 2381 psia

Para el posible contacto petróleo/agua:

Po= 0.35*D + 579 = 0.45*D + 14.7

D = 5640’

Entonces, la columna de petróleo puede ser 0, si el nivel del agua está a 5281 pies, o de 5640-5150 = 490’, si en el caso más optimista está a 5640’.

Para saberlo, se perfora otro pozo que encuentre la estructura más abajo o se coloca un tapón para desviar el pozo original (Figura 11).

I.6. Temperatura del Reservorio

∇ geotérmica es la ∇ de temperatura (T) desde la superficie hasta el reservo-rio. La T del reservorio Tres es controlada por la ∇T existente en el área, que es constante durante la vida del reservorio. Se considera que los fluidos son removidos del reservorio en un proceso de intercambio de calor por conduc-ción, en el que se asume a la roca como fuente de calor infinita, ya que reem-

Performance de pozos productores de petróleo y gas

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plaza el calor perdido por la producción de fluidos en forma inmediata, de manera que la Tres permanece constante. La ∇T varía de lugar en lugar, pero en promedio es de 1.3 a 1.8 °F/100’. Ejemplo: un pozo de 5000’ en Talara y T ambiente de 75°F, se espera T de fondo = 75 + 5000 * 1.3/100 = 140 °F.

I.7. Mecanismos de Impulsión de los Fluidos

La recuperación del petróleo se obtiene mediante un proceso de impulsión. La ∇ de presión obliga al petróleo a fluir hacia los pozos, pero ese movi-miento se verifica sólo si otro ma terial llena el espacio desocupado por el petróleo y mantiene en dicho espacio la presión requerida para continuar el movimiento de fluidos. En cierto modo, el petróleo no fluye por sí solo del yacimiento, sino que es expulsado mediante un proceso de impulsión. Los principales agentes impulsores son el gas y el agua.

Los procesos de impulsión son:1. Expansión de la roca y líquidos2. Empuje por gas disuelto liberado

Figura 11. Regímenes de presión de fluidos (b).Fuente: Elaboración propia, 2008.

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3. Empuje por capa de gas4. Empuje por agua5. Impulsión por segregación gravitacional

I.7.1. Expansión de la Roca y Líquidos:

Ocurre en yacimientos bajosaturados hasta que se alcanza la presión de burbuja. La expulsión del petróleo se debe a la expansión del sistema. El petróleo, el agua connata y la roca se expanden, desalojando hacia los pozos productores el petróleo contenido en el yacimiento. Dada la baja compre-sibilidad del sistema, la declinación de la presión respecto de la extracción es muy pronun ciada.

El gas disuelto en el petróleo se libera en la tubería de pro ducción, al nivel en que se obtiene la presión de burbuja. El GOR de producción permane-ce constante du rante esta etapa de explotación e igual a Rsi.

La saturación de petróleo prácticamente no varía. La porosidad y la per-meabilidad absoluta disminuyen ligeramente, así como la viscosidad del petróleo. El factor de volumen del petróleo au menta también en forma muy ligera, razón por la cual el índice de productividad permanece prácti-camente constante.

qo =

7.08x10-3koh Dp mobo(pD + s + Dq)

qo = J = C ko = ConstanteDp mobo

I.7.2. Empuje por Liberación de Gas Disuelto

Alcanzada la presión de burbuja, se inicia en el yacimiento la liberación del gas disuelto en el petróleo. El mecanismo de impulsión del petróleo se deberá básicamente al empuje de gas disuelto liberado, ya que si tanto el agua intersticial y la roca continuarán expandiéndose, su efecto resultará despreciable, puesto que la compresibilidad (o expansibilidad) del gas es mucho mayor que la de los otros componentes de la formación. También, se le denomina empuje por de pleción o performance volumétrica. Algunas de sus características son:

• Unvolumenconstante.Estosignificaquenoexistecambioeneltamañoinicialdelreser-vorio. No hay intrusión de agua para este particular tipo de mecanismo de impulsión.

Performance de pozos productores de petróleo y gas

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• Hayflujodedosfasesapresionesdebajodelapresióndeburbuja.Elgasquesaledela solución en el petróleo fluye conjuntamente con él.

• Elgasquesalefueradelasoluciónnosemuevehaciaarribaparaformarunacapadegas. Las burbujas de gas formadas en el petróleo permanecen en él, provocando un flujo si multáneo de ambos, petróleo y gas. Este tipo de mecanismo de impulsión del reservorio se aproxima a un proceso de separación flash o de equilibrio.

• Laproduccióndepetróleoeselresultadodelavolumétricaexpansióndelgasensolución y de la volumétrica expansión del petróleo.

En las primeras etapas de producción del reservorio, el petróleo es reem-plazado por gas básicamente en iguales volú menes, pero cuando la presión declina, una mayor fase de gas se desarrolla. Debido a la mayor habilidad del gas de fluir libremente, más gas en expansión es requerido por unidad de volumen de petróleo producido.

Es conocido que crear un excesivo drawdown en un reservorio por empuje por depleción produce un incremento de la fase gas en el reservorio, aumento de la permeabilidad al gas y decrecimiento de la permeabilidad al petróleo.

Figura 12. Performance típica de re-servorios de gas en solución.Fuente: Brown, K. y Beggs, H. (1978). The Te-chnology of Artificial Lift Methods. (Vol. 1). Tulsa, Oklahoma: PennWell Publishing Co.

La Figura 12 muestra curvas típicas de performance para este tipo de re-servorio. Son de importancia la rápida declinación en la presión, la caída en el índice de productividad y el incremento en el GOR. Debido a la depleción en la energía o presión, mucho del petróleo, en su etapa de pro-ducción, debe ser levantado por bombeo desde el fondo del pozo, ya que la energía natural no es capaz de hacerlo.

En general, los pozos en este tipo de reservorio y durante sus últimas etapas “de vida”, son productivos a bajos rates, a menos que tengan grandes inter-valos de formación productiva. La recuperación del petróleo por tratarse de

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un mecanismo de recuperación ineficiente, es muy baja 5-30% del petróleo original in situ. La siguiente tabla resume las características enumeradas:

Característica TendenciaPresión del reservorio Declinación rápida y continuaGOR de producción Primero bajo, luego se incrementa a

un máximo, y después caeProducción de agua NingunaConducta del pozo BombeoartificialacortotiempoEsperada recuperación 5% a 30% del petróleo original in

situ

Tabla 1.

Para obtener adicionales recuperaciones de este tipo de reservorio, se de-berá aplicar una energía adicional; siendo de esta manera, susceptibles de recuperación mejorada (EOR).

I.7.3. Empuje por Capa de Gas

Consiste en una invasión progresiva de la zona de petróleo por parte del gas, acompañada por una impulsión direccional del petróleo fuera de la zona de gas libre y hacia los pozos productores. Las condiciones básicas son:

• Quelapartesuperiordelyacimientotengaunaaltasaturacióndegas.• Queexistauncontinuocrecimientooagrandamientode lazonaocupadaporel

casquete de gas.

La zona de gas libre puede presentarse como:• Casqueteinicialenelreservorio.• Bajociertascondiciones(segregacióngravitacional),acumulacióndelgasliberado

del petróleo al caer la presión del yacimiento.

También puede crearse por inyección de gas en la parte superior del reservo-rio, cuando existen condiciones favorables para su segregación (Figura 13).

En el mecanismo de impulsión (o empuje) por capa de gas, el nivel de pe-tróleo en el reservorio cae con el avance de la producción y la capa de gas se expande hacia abajo dentro de la zona origi nalmente ocupada por el pe-tróleo. La presión del reservorio se mantiene a un nivel más alto que en el mecanismo de impul sión por gas disuelto liberado. Su tendencia depende del volumen de gas en la zona de capa de gas comparada con el volu men de

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petróleo. El GOR se incrementa sobre todo en los pozos de la parte alta, con-forme avanza el frente de gas. No hay intrusión de agua. Las recuperaciones esperadas de estos reservorios dependen de varios factores, como la cantidad de gas y la variación de presión del reservorio. El promedio de recuperaciones oscila entre el 20% y el 40% del petróleo original in situ, pero si algunas otras condiciones se produce, tales como un buen ángulo de buzamiento que permita al petróleo drenar hacia el fondo de la estructura, considerables altas recu peraciones (60% o más) pueden ser obtenidas.

Inversamente, cuando existen columnas muy delgadas de petróleo (en las que ocurre un tem prano rompimiento del frente de gas), la recuperación será muy limitada. La Figura 13 muestra curvas típicas de la performance de este tipo de reservorio y la siguiente tabla muestra las características.

A pesar de ser más eficiente que el de gas disuelto liberado, es susceptible de recuperación secundaria y mejorada.

Figura 13. Performance por típica dereservorios de empuje por capa de gas.Fuente: Brown, K. y Beggs, H. (1978). The Tech-nology of Artificial Lift Methods. (Vol. 1). Tulsa, Oklahoma: PennWell Publishing Co.

Característica TendenciaPresión del reservorio Cae despacio y en forma continuaGOR de producción Se incrementa en pozos estructu-

ralmente altosProducción de agua Ausente o pequeñaConducta del pozo Larga vida fluyente dependiente

del tamaño de la capa de gasEsperada recuperación de petróleo 20% a 30%

Tabla 2.

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Figura 14. Performance típica de reservorios de impulsión de agua.Fuente: Brown, K. y Beggs, H. (1978). The Techno-logy of Artificial Lift Methods. (Vol. 1). Tulsa, Okl-ahoma: PennWell Publishing Co.

I.7.4. Empuje por Agua

Es llamado también intrusión de agua o control hidráulico. Algunas de sus características son:

- El volumen de reservorio para el petróleo no permanece cons tante. El agua entra y cambia el volumen inicial del reservorio de petróleo.

- Hay desplazamiento de petróleo por agua.- Puede tener fase de gas, lo que provoca una combinación de empuje de agua y depleción.

Constituye la mayor fuente natural de energía disponible para producir petróleo. Se denomina de flanco o lateral cuando el agua avanza por los flancos del reservorio y su migración se dirige hacia las partes altas de la estructura. Los pozos en la parte baja de la estructura son los primeros invadidos por el agua, y la producción de agua aumenta rápidamente en ellos. Cuando es de fondo, el agua se mueve en direc ción vertical; por lo tanto, si la formación es horizontal, los pozos serán inundados por el agua al mismo tiempo, en cuanto produzcan bajo situaciones similares.

Muchos sistemas reservorio-acuíferos se aproximan a geometrías de tipo radial o lineal. La de tipo radial se en cuentra en estructuras, tales como anticlinales y domos, y la de tipo lineal generalmente se produce como resultado de entrampamiento por falla.

El tamaño del acuífero también puede variar considerablemente. Muskat señala que si el volumen poroso del acuífero es de 1,000 veces o más que el volumen poroso del yacimiento, el acuífero será infinito. Dicho tamaño para un acuífero de forma radial co rresponde a un radio del acuífero de 32 veces el radio del petróleo.

Performance de pozos productores de petróleo y gas

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Un acuífero de tamaño menor se considera de tamaño finito. El principal factor que impulsa al agua a entrar en el reservorio es su expansión debido a la caída de presión transmitida al acuífero. La performance de estos reser-vorios depende de la relación de movilidades del agua al petróleo. Para alta relación, el agua inundará temprano el reservorio, producto también de la permeabilidad vertical existente. El fenómeno de conificación es común si el contacto con el agua ocurre inmediatamente debajo del reservorio. El petróleo drenado está en relación con la conificación existente, lo que requiere altos rates de extracción o la colocación de pozos infill o de relleno. La Figura 14 muestra curvas típicas de performance de este tipo de reser-vorios y la tabla siguiente presenta las características.

Característica TendenciaPresión del reservorio Permanece altaGOR de producción Permanece bajoProducción de agua Empieza temprano y se incrementa en

apreciables montosConducta del pozo Surgente, hasta que la producción de

agua exige bombeoEsperada recuperación de petró-leo

Flanco de agua 20% a 40% Agua de fondo 20% a 60%

Tabla 3.

I.7.5. Impulsión por Segregación Gravitacional

Puede ser con siderado un mecanismo de impulsión por sí mismo, pero es común considerarlo como una modificación de todos los tipos de impul-sión. La segregación gravitacional es la tendencia (debido a las fuerzas de gravedad) del gas, el petróleo y el agua a retornar a una distribución en el re-servorio, de acuerdo a sus densidades, después de que el reservorio ha produ-cido y el natural arreglo de los fluidos ha sido disturbado. El drenaje por gra-vedad puede jugar un papel importante en la recuperación de petróleo de un reservorio. Por ejemplo, si las condiciones son adecuadas, la recuperación de un reser vorio por impulsión de gas disuelto liberado puede ser in crementada por drenaje gravitacional, a rangos correspondientes a la impulsión de agua. Otros reservorios pueden tener (debido al apropiado control de los rates de producción) incrementados los efec tos de drenaje gravitacional, para lograr un definitivo aumento en la recuperación de petróleo.

Los reservorios presentan condiciones propicias para la segre gación de sus fluidos cuando poseen espesores considerables, alto relieve estructural o alta permeabilidad, y cuando los gradientes de presión aplicados no go-

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biernan totalmente el movimiento de los fluidos. La recuperación en reser-vorios en los que existe segregación de gas o de agua es sensible al ritmo de producción. Por eso, muchos reservorios de gas disuelto, cuando el rate de pro ducción ha declinado en su última etapa de producción, de vienen en impulsión por gravedad.

Combinación de Empujes

La mayoría de los yacimientos quedan sometidos durante su explotación a más de uno de los meca nismos de impulsión explicados.

Ejemplo:

Un reser vorio grande puede comportarse inicialmente como productor por empuje de gas disuelto; luego, por impulsión de gas, ya sea por inyec-ción de gas o por formación de una capa de gas. Des pués de una extensa extracción, si tiene buzamiento ade cuado, la segregación gravitacional se presentará como aspecto importante del mecanismo de impulsión.

I.8. El Pozo

La entrada de fluidos dentro del pozo –después de su flujo a través del medio poroso–, la zona alrededor del pozo y el ensamblaje de la comple-tación, requieren que los fluidos sean levantados a través del pozo hasta la superficie. Existe una requerida gradiente de presión fluyente entre el fondo y la cabeza del pozo. La gradiente de presión es la resultante de la diferencia entre energía potencial (presión hidrostática) y la caída de pre-sión por fricción. La primera depende de la profundidad del reservorio y la última de la longitud del pozo. Si la presión de fondo es la adecuada para levantar los fluidos hasta el tope, entonces, el pozo estará bajo levantamiento natural o surgente. De otra manera, el levantamiento artificial es el indicado. Este puede lograrse por bombeo mecánico, gas lift, bombeo hidráulico y bom-baselectro‑sumergiblesBEC.

1.9. El Equipo de Superficie

Después de que el fluido alcanza el tope, es, probablemente, dirigido a un múltiple (manifold) que conecta varios pozos. Los fluidos del reservorio consisten en: petróleo, gas (aun si la presión de fondo fluyente es mayor que la presión de burbuja, el gas está saliendo probablemente fuera de la solución a lo largo del pozo) y agua.

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Tradicionalmente, el petróleo, el gas y el agua no son transportados a gran-des distancias como una corriente; en lugar de ello, son separados mediante facilidades de superficie en locaciones cercanas a los pozos. Una excepción que se está volviendo común es, en algunos campos offshore, en el cual, la producción de los pozos debajo del mar, puede ser transportada grandes distancias, antes de que la fase separación se produzca. Finalmente, los fluidos separados son transportados o almacenados. El agua de producción es reinyectada a los yacimientos. Los sistemas de flujo desde el reservorio a la entrada de las facilidades son los sistemas de ingeniería de producción, objetos de estudio en este texto.

I.10. Zona Circundante al Pozo, Cara de la Arena y Completación del Pozo

La zona circundante al pozo es importante. Primero, todas las actividades intrusivas, tales como la perforación, cementación y completación, están ciertamente alterando la condición del reservorio cerca al pozo. Esto es in-dudablemente perjudicial. Muchos pozos son cementados y forrados (ca-sing). Uno de los propósitos de la cementación es soportar el casing; pero en formaciones profundas, la razón más importante es aislar la formación. La contaminación de los fluidos producidos por otras formaciones o la pérdida de fluido dentro de otras formaciones pueden ocurrir en comple-taciones a hueco abierto. Un pozo cementado y forrado debe ser perforado con el fin de restablecer la comunicación con el reservorio.

Liners ranurados pueden ser usados si un casing cementado no es conside-rado necesario; así, probablemente no ocurran problemas de estabilidad del hueco del pozo. Finalmente, para combatir los problemas de produc-ción de arena y otros elementos finos, se puede colocar mallas entre el pozo y la formación. Gravel pack (grava empacada) también puede ser usada para mayor seguridad y para facilitar la reducción de los elementos finos en la permeabilidad de la formación.

I.11. Índice de Productividad del Pozo

Todos los componentes del sistema de producción de petróleo pueden ser contenidos dentro del índice de productividad. El rol de un ingeniero de producción de petróleo es maximizar la productividad del pozo a un costo eficiente; por ello, el entendimiento y medición de las variables que contro-lan el índice de productividad (diagnóstico del pozo) son necesarios.

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Aunque estos conceptos serán tratados en detalle en los capítulos siguien-tes, cabe señalar a continuación la definición usual del índice de produc-tividad, J, de un pozo de petróleo (expresiones análogas para pozos de gas y de dos fases):

J = q = kh p - pwf ar bm(pD + s)

Esta ecuación nos permite identificar lo que se puede hacer con el índice de productividad. Primero, la presión adimensional pD depende del modelo físico que controla la conducta de flujo del pozo. Ello incluye flujo transiente o infi-nite acting, estado estable, estado pseudoestable y estado de transición.

Para un reservorio específico con permeabilidad k, espesor h, y con un fluido de factor de volumen de formación b y viscosidad m, la única va-riable en el lado derecho de la ecuación que puede ser ajustada es el factor skin, s. Este puede ser reducido o eliminado a través de estimulación a la matriz, o remediado por medios mecánicos. Un negativo efecto skin puede ser obtenido si una fractura hidráulica exitosa es creada. Esta estimulación puede mejorar el índice de productividad, pues ello produce normalmente un mayor rate de producción. En reservorios con problemas relacionados con la presión drawdown (producción de finos, conificación de agua o gas), incrementar la productividad puede permitir bajar el drawdown con rates de producción económicamente atractivos.

Incrementar el drawdown (p - pwf) disminuyendo pwf es la otra alternativa del ingeniero de producción para incrementar la productividad del pozo, en tanto el correspondiente índice de productividad del pozo permanezca constante. La presión fluyente de fondo puede ser reducida, minimizando las pérdidas de presión entre el fondo del pozo y las facilidades de sepa-ración (por ejemplo, removiendo innecesarias restricciones, optimizando el diámetro del tubing, etc.) o implementando o mejorando procedimientos de levantamiento artificial. Mejorar la productividad del pozo optimizando el sistema de flujo desde la locación de fondo a las facilidades de producción en superficie es el principal rol del ingeniero de producción.

Existen tres principales herramientas para la evaluación de la performance del pozo: (1) la medición de (o algunas veces, simplemente “el entendi-miento de”) las relaciones entre el rate versus la caída de presión para tra-yectorias de flujo desde el reservorio al separador; (2) prueba de pozos, que evalúa el potencial del reservorio para fluir y, a través de la medición del efecto skin, proporciona información acerca de restricciones al flujo en los

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alrededores del hueco del pozo; y (3) registros de producción, que pueden describir la distribución del flujo en el hueco del pozo, así como diagnos-ticar otros problemas relacionados con la completación.

Con la información de diagnóstico a la mano, el ingeniero puede centrarse en parte o partes del sistema de flujo de la ingeniería de producción que pue-den optimizarse para mejorar la productividad. Las etapas de remediación pueden cubrir rangos desde procedimientos de estimulación, tales como el fracturamiento hidráulico que mejora el flujo en el reservorio, al redimensio-namiento de las líneas de flujo en la superficie para mejorar la productividad. Este texto apunta a proporcionar información necesaria para el ingeniero de producción con el fin de que realice óptimamente las tareas de evaluación y mejoramiento de performance del pozo.

I.12. Organización del Libro

El libro ofrece una estructura apropiada en función de la meta definida ante-riormente. El Capítulo II presenta la performance de influjo para reservorios de petróleo bajosaturados, saturados y de gas, incluyendo curvas IPR para estados transientes; procedimiento de Standing para eficiencias de flujo di-ferentes de 1; ecuación de Fetkovich para la prueba de tres o cuatro puntos; evaluación de retrabajos, fracturamiento ácido y acidificación de la matriz; producción de pozos horizontales y formaciones estratificadas; análisis de curvas de declinación; pruebas de deliverabilidad para pozos de gas y futuras curvas IPR para pozos de petróleo y gas.

El Capítulo III trata sobre el flujo multifásico en tuberías, incluyendo la ecuación general de energía, describiendo las principales correlaciones para el flujo multifásico vertical, horizontal y a través de restricciones.

El Capítulo IV se refiere a la optimización de los varios componentes del sistema, con soluciones en los diferentes puntos que lo componen; los rates máximos estables y soluciones para pozos inyectores, pozos de gas y de bombeo artificial, tanto mecánico como de gas lift.

El Capítulo V trata sobre operaciones de producción en superficie de una manera sucinta, haciendo hincapié en el diseño de los diferentes tipos de separadores: verticales, horizontales, esféricos y de dos o tres fases.