UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE MONAGAS

Integrantes:DOMINGUEZ MERVIS CHIRAMO GLENDA REQUENA CARMEN RAMIREZ SARAHDY TORRES MILENA GUERRA ISANGELA

Prof.ING MARTA ESPINOZA

Maturín, Mayo 2012

CURVAS IPR

 

 

H

(RELACIÓN COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN Y CAÍDA DE PRESIÓN)

LA IPR REPRESENTA UNA FOTO INSTANTÁNEA DE LA CAPACIDAD DEL APORTE DEL YACIMIENTO HACIA UN POZO EN PARTICULAR EN UN MOMENTO DADO DE SU VIDA PRODUCTIVA

Mecanismos de Producción del yacimiento.

Reducción de la permeabilidad relativa al petróleo (Kro) al

incrementar la saturación de agua.

Incremento de la viscosidad del petróleo por la disminución de la

presión y del gas en solución.

Encogimiento del petróleo debido al gas en solución cuando la

presión disminuye.

Turbulencia en la vecindad del pozo.

COMO SE VE AFECTADA LA CURVA IPR?

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

Es la razón de la tasa de producción q0 (bls/dia) a la presión

diferencial (PR-Pwf) en el punto medio del intervalo productor es el

inverso de la pendiente de la curva IPR es además una

aproximación, para describir el comportamiento de influjo de un

pozo de petróleo. El índice de productividad es una medida de

potencial del pozo o en su capacidad de producir fluidos.

J < 0,5 Mal productor

0,5 ≤ J ≤ 1,0 Productividad media

1,0 ≤ J < 2 Buen productor

J ≥ 2 Excelente productor

Y CATALOGACIÓN DE LOS POZOS DE ACUERDO AL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

FACTOR DE DAÑO (S)

Se define como daño de formación (S), como cualquier

restricción al flujo de fluidos en el medio poroso, causado por la

reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo.

Esta reducción (S) puede ser causada por las diferentes fases de

un pozo desde su perforación hasta su vida productiva:

Durante la Perforación.

Durante la Cementación.

Durante la Completación.

Durante el Cañoneo.

Durante una estimulación matricial

Durante un fracturamiento hidráulico.

Durante el Proceso de Producción del pozo.

EFICIENCIA DE FLUJO

Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal.

POTENCIAL DE POZO (PP)

PÉRDIDAS DE POTENCIAL

Son todas aquellas reducciones de potencial de producción de

pozos, incluidos en la lista de pozos contribuyentes como

consecuencia de:

Incremento en el porcentaje de agua y sedimento o finos, en el pozo.

Reducción de la presión de formación, en el pozo.

Presencia permanente e irreversible de daño de formación.

COMO SE ESTIMA LA CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS?

Dado un valor del caudal en superficie se

determina Pwfs y Pwf a partir de Pws.

Luego se tabula y gráfica Pwf vs QO.

Se repite el paso anterior para otros valores

asumidos y se contruye una curva de oferta de

energia del sistema o curva IPR.

PROCESO CONTINUO DE REVISIÓN DEL POTENCIAL

El comportamiento  más representativo  del reservorio en cuanto a las

variaciones de potencial y en tal sentido se recomienda como mínimo la

siguiente prioridad para el estudio y revisión de potencial de:

Pozos perforados, reparados, recompletados, etc. de incorporación

de potencial reciente, con controles validados cuyo comportamiento

de producción muestre que no se han estabilizado.

Pozos con controles validados con desviación a las establecidas.

Pozos de interés especial

FLUJO NATURAL

Se dice que un pozo fluye por flujo natural, cuando la energía del

yacimiento es suficiente para levantar los barriles de fluidos desde el

fondo del pozo hasta la estación de flujo en la superficie.

AREA DE DRENAJE

Con fines de simplificar la descripción del flujo de fluidos en el

yacimiento se considerara el flujo de petróleo negro en una

región del yacimiento. Drenada por el pozo comúnmente

conocido como volumen de drenaje y adicionalmente se asumirá

homogéneo y de espesor constante (h), por lo que en lo sucesivo

se habla de área de drenaje del yacimiento.

ESTADOS DE FLUJO

Flujo No Continuo: dP/dt ≠ 0

Flujo Continuo: dP/dt = 0

Flujo Semicontinuo: dP/dt = constante

MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE CURVAS IPR

MÉTODO DE DARCY

En yacimientos petrolíferos donde la presión estatica y la presión

fluyente del fondo de pozo son mayores que la presión de

burbuja, Pb existe flujo de solo una fase liquida (petróleo) y

adicionalmente existe una fuente de energía

PARA FLUJO CONTINUO DE UN LIQUIDO MONOFÁSICO

MÉTODO DE DARCY

PARA FLUJO SEMI CONTINUO DE UN LIQUIDO MONOFASICO (LIMITE EXTERIOR CERRADO Y PWS CONOCIDA):

En el caso anterior no existe una fuente de energía que

mantenga la presión contante en el borde exterior del area de

drenaje pero existe una pseudo-estabilizacion en la presión en

todos los puntos del area de drenaje.

MÉTODO DE VOGEL

En 1968 Vogel presento un modelo empírico para calcular el comportamiento IPR de pozos productores de petróleo en yacimientos saturados.

Hay que considerar que el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del factor de daño (s) y por lo tanto este es aplicado únicamente a pozos que no tienen daño.

LAS CONDICIONES QUE SE CONSIDERAN SON:

• S=0

• EF=1

• IP=J

MÉTODO DE VOGEL

Dependiendo si el yacimiento es subsaturado ó saturado,

las ecuaciones a utilizar serán las siguientes:

YACIMIENTO SUBSATURADO (Pr > Pb)

YACIMIENTO SATURADO (Pr < Pb)

MÉTODO DE STANDING

El método de Vogel para generación de IPR’s no considera los efectos

de daño en las cercanías del pozo. Para incluir este fenómeno standing

desarrollo un procedimiento basado en la ecuación de Vogel, la cual fue

modificada tomando en cuenta la presencia de daño o estimulación en

las vecindades del pozo.

LAS CONDICIONES A CONSIDERAR SON:

EF≠1

S≠0

Yacimientos:

Saturados. Py < Pb.

Sub Saturados.

Py > Pb

Caso 1:

Pwf ≥ PB

Caso 2:

Pwf < Pb.

YACIMIENTO SUBSATURADO (Pr > Pb)

La producción obtenida se logra con una Pwf=1200 Lpca a una EF=0,7, Si la Pr=4000Lpca y la Pb=2000Lpca; Construya la curva IPR considerando una qo= 1350 BPD, para:•Eficiencia Actual.•Eficiencia de 1,4.

Datos:Pwf = 1200 Lpca.qo = 1350 BPD.

Pr = 1200 Lpca.Pb = 2000 Lpca.

1. Identificar el Tipo de Yacimiento:

Pr= 4000Lpca > Pb= 2000Lpca. → Sub Saturado.

2. Identificar el caso:

Pwf = 1200 Lpca < Pb = 2000Lpca.

→ Caso 2.

3. Calcular el IP:

4. Calcular la Tasa de Producción a la Presión de Burbujeo:

5. A través de la siguiente formula, se calculan los puntos a graficar. Ya que para cada presión dada o requerida y por debajo del punto de burbujeo se obtendrán tasas de producción diferente:

q (BPD)

P (Lpca)

 

0 4000  

964 2000 Pto de Burbujeo.1058 1800  

1145 1600  

1227 1400  

1302 1200  

1372 1000  

1435 800  

1492 600  

1544 400  

1589 200  

1629 0  

020

040

060

080

010

0012

0014

0016

0018

000

1000

2000

3000

4000

5000

Tasa de Producción. (BPD)

Pre

siò

n.

(Lp

ca)

Para La segunda parte: Donde la Eficiencia es de 1,4.

1. Calculo de IP:

2. Calculo de los valores de las Diferentes Tasas de Producción con respecto a las presiones:

q (BPD)

P (Lpca)

 

964 2000 ← Pto de Burbujeo.2110 1800  

2267 1600  

2399 1400  

2508 1200  

2593 1000  

2654 800  

2691 600  

2703 400  

2692 200  

2657 0  

0 500 1000 1500 2000 2500 30000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Tasa de Producción. (BPD)

Pre

siò

n.

(Lp

ca)

Se calcula la Presión de Fondo Fluyente Mínima:

Se obtiene la tasa de producción a la presión mínima.

Mediante la Ecuación de Harrison, se obtiene la tasa máxima:

q (BPD)

P (Lpca)

 

964 2000 ← Pto de Burbujeo.2110 1800  

2267 1600  

2399 1400  

2508 1200  

2593 1000  

2654 800  

2691 600  

2703 400  

2703 342.857 ← Pto. Mínimo.  

3110 0 ← Tasa Máxima.  

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 35000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Tasa de Producción. (BPD)

Pre

siò

n.

(Lp

ca)