Principios de Produccion Caida de Presion IPR

PRODUCCION IPRINCIPIOS DE PRODUCCION:

CAIDAS DE PRESIONIPR

YACIMIENTO

Cabeza de PozoChoke

Línea de FlujoManifold

Separador TK-101

Pozo Productor

El yacimiento aporta la energía (potencia) para que los fluidos salgan del fondo, asciendan hasta superficie y lleguen hasta la estación de producción.

SISTEMAS DE PRODUCCION

P*PRPwf

P1P2

Tanquede

Almacenamiento

Separador

PSEP

Qg

QLiq

Choke

Restricción en el pozo

Pwfs

PUR

PDR

P3

P4

P1

P2

P3

PDsv

PDsv

P4

P8

P6

P7

P5

P5

Pwh P6

P7

P8

Pérdida en el medio poroso = PR-Pwf

Pérdida a través del completamiento = Pwfs-Pwf

Pérdida a través de restricción = PUR- PDR

Pérdida a través de válvula de seguridad = PUSV- PDSV

Pérdida a través de choke de superficie = Pwh- PDSC

Pérdida en la línea de flujo = PDSC- PSEP

Pérdida total en el tubing = PWF- PWH

Pérdida total en la línea de flujo = PWH- PSEP

PDSC

SISTEMAS DE PRODUCCION

Compresibilidad de roca y fluidos.

Empuje de gas en solución.

Empuje por expansión de capa de gas.

Empuje activo de agua

FUENTES DE ENERGIA DE UN YACIMIENTO

Punto de BurbujaLugar del punto donde, a temperatura constante,

una reducción en la presión producirá una burbuja de gas saliendo de la solución.

Punto de RocíoPunto en que, a temperatura constante, un

incremento de la presión causará condensación de vapor formando la primera gota de líquido.

Punto de Burbuja y Punto de Rocío

Es una relación que modela el comportamiento del influjo del pozo, es decir la capacidad que posee un pozo para aportar fluidos

J =Qo + Qw

Pr - Pwf

Qo: Tasa de Producción de aceite (BPD)Qw: Tasa de Producción de agua (BPD)Pr: Presión estática del Yacimiento (PSI)Pwf: Presión de fondo fluyendo (PSI)

INDICE DE PRODUCTIVIDAD

TIPOS DEYACIMIENTOS

•Empuje por gas en solución•Empuje activo de agua•Empuje por capa de gas

Para realizar un adecuado diseño de levantamiento artificial, es necesario conocer el mecanismo de producción del yacimientoEl tipo de yacimiento influye directamente en la tasa de producción y en el tipo de instalación de levantamiento artificial


Este es el caso de un yacimiento saturado en el cual la presión del yacimiento se encuentra a un valor igual o menor a la presión de burbuja del fluido, de forma que al producirlo continuamente se libera y expande gas.

El factor de recobro de este tipo de empuje es de aproximadamente 20%.

EMPUJE POR GAS EN SOLUCION


Volumen constante: No hay cambio en el tamaño inicial del yacimiento.

Flujo bifásico. El gas liberado permanece en la fase de

Aceite. La producción de aceite es el resultado de la

expansión volumétrica del gas en solución y la expulsión volumétrica del aceite.

EMPUJE POR GAS EN SOLUCION


EMPUJE ACTIVO DE AGUA

El volumen del yacimiento para el aceite no permanece constante.

El aceite es desplazado por el agua. Este yacimiento puede tener una fase de

gas, teniendo como resultado un mecanismo de empuje combinado.

La declinación de la presión es muy pequeña.


EMPUJE POR EXPANSION DE CAPA DE GAS

Segregación o drenaje gravitacional Gas fluyendo hacia la capa de gas A medida que se produce, la capa de gas

se expande La permeabilidad de la formación

determina si puede o no haber contraflujo (K>100 md)


El comportamiento del Indice de Productividad de un pozo, esta dado a cambiar con el tiempo y la producción acumulada.

Pwf

Q

J = -dQ

dPwf


En yacimientos con empuje activo de agua, se presenta un IP constante, pero en algunos casos cambia debido a cambios en la permeabilidad del aceite y del agua y cuando la presión de flujo está por debajo del punto de burbuja.

La mayoría de los cambios en el IP son causados por un incremento en la saturación de gas libre alrededor de la cara del pozo, lo cual incrementa la permeabilidad del gas y disminuye la permeabilidad del aceite.


Método de Vogel

Método empírico para determinar el IPR.Se basó en datos de 21 condiciones de yacimientos:

Variación de permeabilidades relativas. Variación de datos PVT del petróleo. Variación del GOR y viscosidades del aceite. Desarrollado para yacimientos de crudo saturados,

empuje de gas en solución o producción por debajo del punto de burbuja.

No es aplicable para situaciones de crudos pesados y alto valor de daño (skin).


Método de Vogel

Otras suposiciones:

Yacimiento Circular Flujo radial uniforme Saturación de agua constante Segregación gravitacional despreciable Flujo bifásico dentro del yacimiento


IPR de Vogel

Pwf/Pr

Q/Qmax

1

0

10

.8

.6

.4

.2

.2 .4 .8.6

2

8002001

Pr.

Pr.

PwfPwf

q

q

max


Método de Standing

Vogel asumió una Eficiencia de Flujo de 1.0 (Pozos sin Daño o Mejora).

La Eficiencia de Flujo se define como:

Donde: P’wf=Pwf - Pskin

Sustituyendo:

Pwf

wfP

alDrawdown

IdealDrawdownFE

Pr

'Pr

Re_

_

Pwf

PPwfFE

skin

Pr

Pr


Se define como una diferencia de presión adicional causada por desviaciones del comportamiento ideal del flujo radial.

Factor de Daño: SKIN

SKINPozo

Pwf

Pr

dP Skin

Yacimiento

P’wf

Factor de Daño: SKIN

CAIDA DE PRESION

ADICIONAL GENERADA POR

LOS EFECTOS DEL DAÑO DE

FORMACION

Daño de formación.Perforaciones.Completamiento parcial.Empaquetamientos con grava.Flujo no Darcy.Flujo Multifásico.Fracturas naturales.Fracturas hidráulicas.Pozos desviados u horizontales.

Principales orígenes del Skin

Muestra que no hay linealidad en los IPR de los pozos productores de petróleo.

Se postula que el flujo no Darcy es la razón para este comportamiento.

Fetkovitch concluyó que esto es válido inclusive cuando Pwf > Pb.

METODO DE FETKOVICH

Sobre la base de experimentos de campo Fetkovitch sugirió que el IPR para un pozo petrolero es :

Qo = J’(Pr2 - Pwf2)nQo = J’(Pr2 - Pwf2)n

* n es un componente empírico en el rango de 0.568 < n < 1.0* La no linealidad del IPR se puede deber al flujo no Darcy (turbulencia) o a los efectos del flujo en dos fases ( permeabilidades relativas)

METODO DE FETKOVICH

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