Periodismo Digital Seminario Integración y Producción Clase 01
Producción Clase 1
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PRODUCCIÓN I-II
ING. GUSTAVO VALLE
INSTITUTO NACIONAL DEL PETROLEO
PETROFÍSICA• Es el estudio de las
propiedades de la roca y su relación con los hidrocarburos.
PorosidadPermeabilidadSaturaciónDistribución de los fluidos
Porosidad• La porosidad se define como la relación entre el volumen
poroso y el volumen total de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). Matemáticamente:
Clasificación de la porosidad• Clasificación geológica de la porosidad: • Original o primaria.• Inducida o secundaria.
• Clasificiación de ingeniería de la porosidad:• Efectiva• Absoluta
Muy baja Menor al 5%
Baja 5-10%
Promedio 10-20%
Buena 20-30%
Exelente Mayor al 30%
Factores que afectan la porosidad
Arreglo de los granos
Cementación
Presencia de grietas y cavidades
Consolidación
Métodos para determinar la porosidad
• Laboratorio: 1. Porosímetro de Boyle2. Método de saturación de liquido3. Técnicas de vacío
4. Picnómetro5. Balanza de Westman6. Método de inmersión
7. Registros electricos• Gamma• Sónico• Neutrón
Volumen de grano
Volumen total
Saturación• Es el porcentaje de un fluido ocupado en un espacio poroso.
Entonces tenemos que:
• Métodos para determinar la saturación:o Retorta.o Extracción con solventes.o Registros de pozos.
Permeabilidad• Es la capacidad del medio poroso para dejar desplazar los
fluidos a través de el. Este se puede determinar por la Ley de Darcy la cual se expresa en la siguiente ecuación:
L
𝜇
K = Permeabilidad (Darcys) = Viscosidad en la dirección del fluido (cps)L = Distancia que recorre el fluidoA = sección transversal ()= Diferencia de presión (atm) ()q = Tasa de producción ()
Condiciones para determinar la permeabilidad: Formación homogéneaNO existe interacción entre el fluido y la roca100% saturada con una sola fase Fluido newtoniano Flujo comprensible, laminar y continuoTemperatura constante
¿Qué es un Darcy?• Se dice que una roca tiene una permeabilidad de un darcy
cuando un fluido monofásico con una viscosidad de un centipoise (cps) y una densidad de 1 gr/cc que llena completamente (100% de saturación) el medio poroso avanza a una velocidad de 1 cm/seg) bajo un gradiente de presión de presión de 1 atm. Debido a que las permeabilidades de la roca son relativamente pequeñas estas se expresan en milidarcys.
Permeabilidad Efectiva
• Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturación de este es menor al 100%.
Donde el subíndice f indica el tipo de fluido.
• Es la relación entre la permeabilidad efectiva a la permeabilidad absoluta.
Permeabilidad Relativa
Compresibilidad• La compresibilidad es el cambio en volumen por cambio
unitario de presión.
• A partir de esta ecuación se puede determinar la compresilidad del medio poroso, de la matriz, total y la efectiva.
Tensión superficial e Interfacial• En las regiones limitrofes entre dos fluidos inmiscibles siempre
existirá un balance de fuerzas moleculares en la iterfase, cuyo resultado neto es una tendecia a reducir el area de contacto. Se expresa en dinas/cm.
Tensión superficial: Gas-Liquido
Tensión interfacial: Liquido-Liquido
Todas estas tensiones se determinan a través del laboratorio con diferentes métodos y/o equipos:
Método de ascenso capilar
Método de la gota pendiente
Método sesil
Tensiómetro de Du Nouy
Humectabilidad o Mojabilidad• Se conoce con el nombre de humectabilidad, la tendencia de
un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia de otro fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible.
• Es una propiedad importante, ya que afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocas yacimiento, pues debido a las fuerzas de atracción, la fase humectante tiende a ocupar los poros más pequeños de la roca y la fase no humectante los poros más grandes.
Presión Capilar• Las fuerzas capilares presentes en un yacimiento de petróleo
son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficiales e interfaciales que se originan entre la roca y los fluidos que coexisten en dicho medio poroso. También va a depender de la geometría y tamaño de los poros y de las caracteristicas humectantes del sistema.
Donde: Pc = Presión capilar = presión del aceite= presión del agua
Número de ReynoldsEste número se usa para saber bajo que régimen está fluyendo un fluido (ya sea laminar o turbulento) y depende de cuatro variables a saber: diámetro interno de la tubería, viscosidad, velocidad media del fluido y densidad. Su valor es independiente del sistema de unidades.Generalmente para números de Reynolds menores o iguales a 2100, se considera que el fluido fluye en régimen laminar. Para números de Reynolds comprendidos entre 2100 y 4000, se considera que el fluido presenta un estado de transición entre régimen laminar y/o turbulento. Finalmente para números mayores a 4000, se considera que el fluido avanza en régimen turbulento, condición indispensable en la operación de mezclado de fluidos.
Ecuación : Demostración matemática del número de Reynolds.
Donde: µ es la viscosidad dinámica del fluido = [masa (M)/ longitud (L) tiempo (t) ]δ densidad del fluido = [(masa (M)/ volumen (L3)Vs es la velocidad a la cual fluye el fluido = [(longitud (L)/ tiempo (t) ]D es el diámetro interno de la tubería por donde fluye fluido = longitud (L)
Regimen de Flujo
F. Laminar
F. Turbulento
Presión Capilar
• SON AQUELLAS QUE SE REALIZAN CON EL FIN DE DETERMINAR LA HABILIDAD DE LA FORMACION PARA PRODUCIR FLUIDOS
• ESTAS PRUEBAS SE REALIZAN DURANTE VARIAS ETAPAS DE LA VIDA DE UN POZO
PERFORACIONCOMPLETAMIENTO DIVERSOS PROPOSITOSPRODUCCION
PRUEBAS DE POZO
• DETERMINAR LA NATURALEZA EXACTA DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS • DETERMINAR LA PRODUCTIVIDAD DEL POZO • EVALUAR LAS CARACTERISTICAS DE LA
FORMACION PRODUCTIVA• EVALUAR EL DAÑO DE LA FORMACION
OBJETIVOS
• AREA DE DRENAJE • PRESION DEL YACIMIENTO (P)• PERMEABILIDAD DEL YACIMIENTO (K)• DAÑO O ESTIMULACIÓN DE LA
FORMACION (S)• LIMITES DE YACIMIENTO, VOLUMEN DEL
YACIMIENTO
PARAMETROS CALCULABLES
PRUEBAS DE POZO
CLASIFICACION
PRUEBAS PERIODICAS DE PRODUCCION
PRUEBA DE PRODUCTIVIDAD
PRUEBA DE PRESION DE FONDO
• CONTROLAN Y VERIFICAN LAS CONDICIONES NORMALES DE FLUJO EN POZOS DE CUALQUIER ETAPA DE PRODUCCION
PRUEBA PERIODICA DE PRODUCCION
• OBTENER INFORMACION QUE PERMITE EVALUAR LAS FORMACIONES PRODUCTORAS Y LAS CONDICIONES MECANICAS DEL POZO MEDIANTE HERRAMIENTAS ESPECIALES DENTRO DEL POZO
PRUEBA DE PRODUCTIVIDAD
• SON TECNICAS DE EVALUACION DE FORMACIONES, LAS CUALES CONSITE EN MEDIR LA RESPUESTA DE LA FORMACION EN UN CAMBIO DE LAS CONDICIONES DE PRODUCCION
PRUEBA DE PRESION
• ESTIMAR PARAMETROS DEL YACIMIETO • CALCULAR LA PRESION PROMEDIO DEL
AREA DE DRENAJE • HALLAR EL GRADO DE COMUNICACIÓN
ENTRE ZONAS DEL YACIMIENTO • DETERMINAR LA CONDICION DE UN
POZO (DAÑO)• ESTIMAR EL VOLUMEN POROSO DEL
YACIMIENTO
OBJETIVOS
• OBTENER PROPIEDADES Y CARACTERISTICAS DEL YACIENTO COMO: PERMEABILIDAD Y PRESION ESTATICA DEL YACIMIENTO
• PRECIDIR PARAMETROS DELFLUJO
COMO:LIMITES DEL YACIMIENTO DAÑO DE LAFORMACION COMUNICACIÓN ENTRE POZOS
FUNCIONES
• CONSISTE EN UN ANALISIS DE FLUJO DE LOS FLUIDOS QUE SE UTILIZA PARA DETERMINAR ALGUNAS CARACTERISTICAS DEL YACIMIENTO DE MANERA INDIRECTA
• SE CAUSA UNA PERTURBACION EN EL YACIMIENTO, SE MIDEN LAS RESPUESTAS Y SE ANALIZAN LOS DATOS QUE CONTITUYEN EL PERIODO DE FLUJO TRANSITORIO
• UNA PRUEBA DE PRESION ES LA UNICA MANERA DE OBTENER INFORMACION SOBRE EL COMPORTAMIENTO DIINAMICO DEL YACIMIENTO
FINALIDAD
• DURANTE LA PERFORACIONDST «prueba de producción con
taladro en sitio»RFT «probador de presiones de
formación»
TIPOS DE PRUEBA
• COMPLEMENTO TEMPORAL DE UN INTERVALO DADO EN UN POZO, EL CUAL PERMITE SUMINISTRAR INFORMACION SOBRE LAS CARACTERISTICAS DEL POZO
PRUEBA D.S.T (prueba de producción con taladro en sitio)
HUECO ABIERTO Y REVESTIDO
VENTAJAS DESVENTAJAS
Costos reducidos en comparación con una prueba de hueco revestido
Crea un efecto de pistón al bajar la sarta
menor daño de formación
No se pueden probar las zonas selectivamente
Se puede probar todo el intervalo deseado
La prueba debe tener una duración máxima de 30 horas
La prueba se desarrolla de abajo hacia arriba
HUECO REVESTIDO
VENTAJAS DESVENTAJAS
Mayor control sobre el pozo
Mayor daño en la formación
Se pueden probar las zonas selectivamente
Costos elevados
La prueba puede tener una duración ilimitada
Se pueden repetir las pruebas
INFORMACION EVALUADA
PERMEABILIDAD
AGOTAMIENTO
RADIO DE INVESTIGACION
DAÑO
PRESION DEL YACIMIENTO
INDICACIONES DE BARRERA
• PERIODO DE PRIMER FLUJO• PERIODO DE PRIMER
CIERRE • PERIODO DE SEGUNDO
FLUJO• PERIODO DE CIERRE FINAL
PROCEDIMIENTOS PARA LA PRUEBA DE FORMACION
• UNA INTERPRETACION ADECUADA DEL DST PUEDE DAR, IN-SUTI, QUE INDICA LOS PARAMETROS IMPORTANTES DE UN YACIMIENTO COMO, PERMEABILIDAD, PRODUCTIVIDAD, PRESION Y DAÑO.
• ADEMAS ES POSIBLE DETERMINAR OTRAS CARACTERISTCAS DEL YACIMIENTO COMO EL AGOTAMIENTOSUPERCARGA, ANOMALIAS DE LA PERMEABILIDAD Y ZONAS MULTIPLES.
ANALISIS PRELIMINAR
HERRAMIENTAS AUXILIARES• VALVULA «BY PASS» • JUNTA DE SEGURIDAD
• MARTILLO• VALVULA DE CIRCULACION
INVERSA
HERRAMIENTAS UTILIZADAS
• CAPTURA DEL AGUA DENTRO DE LA SARTA • BAJANDO LA HERRAMIENTA • MAXIMA PRESION HIDROSTATICA • SE CREA EXTAR PRESION PARA FIJAR EL EMPAQUE • SE ABRE LA VALVULA DE PRUEBA • PERIODO DEL FLUJO DE LA FORMACION A LA
SARTA • SE CIERRA LA VALVULA DE PRUEBA Y DA LUGAR A
UNA PRUEBA DE RESTAURACION DE PRESION • SE ABRE LA VALVULA IGUALADORA PARA
EQUILIBRAR PRESIONES BAJO EL EMPAQUE • SE LIBERA EMPAQUE• SE SACA HERRAMIENTA
DST CONVENCIONAL
• PRODUCTIVIDAD (Kh)• PERMEABILIDAD (K)• PRESION (P)• DAÑO (S)
PARAMETROS DEL YACIMIENTO
MECANISMOS NATURALES DE
PRODUCCIÓN DELYACIMIENTO
ENERGÍA DEL YACIMIENTO
ENERGÍAS DEL YACIMIENTO
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO
Empuje por agua
Empuje por gas en solución
Comprensibilidad de la roca y los fluidos
Empuje por capa de gasDrenaje por gravedad
Si la presión original de un yacimiento se encuentra por debajo de la presión de burbujeo, entonces existe la presencia de una capa de gas original. Al iniciarse la extracción de petróleo del yacimiento, dado que la compresibilidad del gas es menor que la del petróleo, el casquete de gas aumentará su volumen, mientras no sea producido. Por otro lado, a medida que la presión disminuye, el gas disuelto en el petróleo se liberará formando parte de la capa de gas y contribuyendo con su expansión. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 20 al 40% del POES
EMPUJE POR CAPA DE GAS
EMPUJE POR AGUA O HIDRÁULICO
El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción del petróleo. Su presencia y actuación efectiva puede lograr que se produzca hasta 60 % y quizás más del petróleo en sitio.Mantener una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El frente o contacto agua petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Se debe mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas.
EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN
En este tipo de mecanismos no existe capa o casquete de gas. Todo el gas disuelto en el petróleo y el petróleo mismo forman una sola fase, a presión y temperatura originalmente altas en el yacimiento.
Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creado hace que el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento hacia los pozos durante cierta parte de la vida productiva del yacimiento.
Eventualmente, a medida que se extrae petróleo, se manifiesta la presión de burbujeo en el yacimiento y comienza a desarrollarse el casquete o capa de gas en el yacimiento, inducida por la mecánica de flujo.
EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN
COMPRENSIBILIDAD DE LA ROCA Y LOS FLUIDOS
La producción de fluidos de un reservorio, incrementa la diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión del poro, lo que origina una reducción del volumen poroso del reservorio y posiblemente cause subsidencia de la superficie.
La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es significante sólo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos reservorios que tienen un significante empuje por compactación son someros y pobremente consolidados.
El peso de sobrecarga es soportado por los granos de la roca y el resto es soportado por el fluido dentro del espacio poroso. La porción de la sobrecarga sostenida por los granos de la roca es denominada presión de la matriz o del grano. La presión del grano incrementa normalmente con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0.54 a 0.56 psi por pie
DRENAJE POR GRAVEDAD
•Este mecanismo de empuje se produce cuando existe suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. •Generalmente no poseen capa de gas, pero la recuperación será mayor si existe alguna. •La presión tiende a mantenerse. •La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 25 al 80% del POES.•Es el mecanismo de empuje primario más eficiente
DRENAJE POR GRAVEDAD
Energía del Yacimiento
Métodos de Levantamiento Artificial
Levantamiento Artificial por Gas
Opera mediante la inyección continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción (Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose así un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente. El gas también puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (Flujo intermitente).
Bombeo Mecánico
.El yacimiento que ha de producir por bombeo mecánico tiene cierta presión, suficiente para que el petróleo alcance un cierto nivel en el pozo. Por tanto, el bombeo mecánico no es más que un procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo hasta la superficie.
El balancín imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del pozo
Bombeo Mecánico
Bombeo Electrosumergible (BES)
Bombeo Electrosumergible (BES)
Debe ser una muestra representativa, tomada de la zona de interés o tan cercana como sea posible.
Esto quiere decir:
Un fluido presurizado a condiciones de yacimiento.
Aceite con todo el gas en solución.Gas con los componentes pesados en la fase de
vapor.
La muestra.
1. MUESTREO DE FONDO:
El crudo se debe extraer de la parte más profunda de las perforaciones, pero lejos del contacto agua-aceite
Obtener una porción de fluido a las condiciones de presión y temperatura a esa profundidad.
Tipos de muestreo.
MUESTREO DE FONDO:
-Fugas en la cámara de muestreo
-El volumen de la muestra es pequeño.
-Riesgo de quedarse atascado en el pozo.
-La muestra puede contaminarse
-Presión total sobre la muestra.
-No se requiere de la medición de tasas de flujo de gas y líquido. -No es afectado por problemas de separación gas – petróleo en el separador.
2. Muestreo de superficie:
Pozo
Separador
Gas
Aceite
Agua
Herramientas para el muestreo de superficie:
1.Botella de muestreo convencional2.Bomba Manual ENERPAC3.Válvula superior de muestreo4.Válvula de muestreo de fondo5.Cilindro medidor6.Pistón Flotante CSB7.Anillo de Agitación8.Collar de botella9.Línea Flexible
Muestreo de aceite:
Herramientas para el muestreo de superficie:
1. Botella de muestreo de gas
2. Válvula de gas doble3. Válvula de gas sencillo4. Línea Flexible5. Bomba de vacío
Muestreo de gas :
-Operación sencilla y rápida.
-Facilidad y grandes volúmenes de muestra.
-El costo.
-Tiempo.
-Los resultados PVT dependen totalmente de la GOR medida en el separador.
-Existe alto riesgo de contaminación.
-Algunas veces no se tiene o es muy difícil lograr la estabilidad de flujo.
-La caída de presión debe ser mínima
Muestreo de superficie.
Analisis de laboratorio
Propiedades medibles
Densidad Contenido de Agua BSW Viscosidad Salinidad Entre otros.
ESTIMACIÓN DE RESERVAS