1. TECNOLOGÍA SUPERIOR EN PETRÓLEOS
TECNOLÓGICO UNIVERSITARIO
RUMIÑAHUI
PRIMER PARCIAL
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL
SEMANA 1
2. 1. Yacimientos
1.1 Propiedades físicas de la roca
1.1.1 Porosidad
1.1.2 Permeabilidad
1.2 Características físico químicas de los fluidos
1.2.1 Corte de agua
1.2.2 GOR
1.2.3 WOR
1.2.4 Densidades
1.2.5 Viscosidades
1.3 Diagrama de fases
1.3.1 Yacimiento saturado
1.3.2 Yacimiento subsaturado
1.4 Ciclo de vida del yacimiento
1.5 Daño de formación
2. Mecanismos de producción fase primaria
2.1 Expansión roca fluido
2.2 Empuje por capa de gas
2.3 Empuje por gas en solución
2.4 Empuje por agua
2.5 Segregación gravitacional
CONTENIDO
3. 3. Clasificación de los sistemas de flujo en el yacimiento
3.1 Tipos de fluido
3.2 Régimen de flujo
3.3 Número de fases
3.4 Geometría del yacimiento
4. Sistema de presiones
5. Sistemas de producción
CONTENIDO
4. 1.1.1 Porosidad
La porosidad de un medio poroso se
denota con el símbolo Φ y se define
como la relación de espacio vacío, o
volumen poroso, entre el volumen
total de roca.
El término de la porosidad de
hidrocarburos se refiere aquella
parte de la porosidad que contiene
hidrocarburos.
1.1 Propiedades físicas de la roca
1. YACIMIENTOS
5.
6. Capacidad y habilidad de la
formación para permitir el
flujo de fluidos
Controla la dirección del
movimiento y el gasto de
flujo de los fluidos del
yacimiento en la formación.
Permeabilidad mayor se acompaña
de una porosidad mayor, sin
embargo esto no se cumple
absolutamente.
1.1.2 PERMEABILIDAD (k)
7. 1.2.1 CORTE DE AGUA (BSW)
1.2 CARACTERÍSTICAS FÍSICO - QUÍMICAS DE LOS FLUIDOS
Relación entre producción de
agua y producción de fluidos
Se mide en porcentaje de volumen
sobre el crudo
BSW - 0,5% %𝑩𝑺𝑾 =
𝐵𝑊𝑃𝐷
𝐵𝐹𝑃𝐷
∗ 100% =
𝐵𝑊𝑃𝐷
𝐵𝑊𝑃𝐷 + 𝐵𝑂𝑃𝐷
∗ 100%
8. GOR es la relación del gas producido
entre el aceite producido, ambos
medidos a condiciones estándar.
Gas Producido = Gas Disuelto + Gas Libre
1.2.2 Relación Gas – Petróleo (GOR)
1.2.3 Relación Agua – Petróleo (WOR)
Relación entre producción de agua y de petróleo 𝑾𝑶𝑹 =
𝐵𝑊𝑃𝐷
𝐵𝑂𝑃𝐷
𝑮𝑶𝑹 =
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟
10. 1.2.5 Viscosidad del aceite
Presión: menor presión
menor viscosidad
Temperatura: mayor
temperatura menor
viscosidad
Gas en solución: menos
gas en solución mayor
viscosidad
Propiedad física características de todos los fluidos y es la
resistencia interna de un fluido a moverse
Presión - Viscosidad
12. Curva de burbuja: Es
definida como la línea
que separa la fase líquida
de la región de dos fases.
Curva de rocío: Es definida
como la línea que separa la
fase de vapor de la región de
dos fases.
Presión de burbuja: Es la
presión a la cual aparece la
primera burbuja de gas.
Presión de rocío: Es la
presión a la cual aparece la
primera gota de líquido.
Diagrama de fases
14. 1.3.2 Yacimiento Saturado
Una parte del gas esta disuelto en el aceite y la otra
parte se encuentra gas libre en la parte superior a
lo que se conoce como casquete.
Pi < Pb
15. 1.4 CICLO DE VIDA DE UN YACIMIENTO
Delimitación
Exploración para aumentar o disminuir reservas
Descubrimiento
Volumen de hidrocarburo presente en el yacimiento
Exploración
Encontrar formaciones con posible presencia de hidrocarburo
16. CICLO DE VIDA DE UN YACIMIENTO
Abandono
Producción no es rentable
Recuperación
Recuperación
primaria
Recuperación
secundaria
Recuperación
terciaria
Desarrollo
Costos, procesos y maquinaria
Recuperación primaria Recuperación secundaria
Recuperación terciaria
17. 1.5 DAÑO DE FORMACIÓN
Restricción total o
parcial de líneas de
flujo
Cambios de
porosidad y
permeabilidad
Zonas aledañas al
pozo
SKIN (S)
adimensional
19. Causas del daño de formación
Hinchamiento de
arcillas
• Fluidos base agua
dulce, reducción de
permeabilidad
Invasión de solidos
• Partículas de lodo de
perforación
• Fisuras y fracturas
naturales
• Alta presión de
fondo-alta densidad
de lodo
Depósitos orgánicos
• Precipitados de
hidrocarburos
pesados
• Presentes durante
perforación en el
tubing y formación
Depósitos inorgánicos
• Formación de escala
(salmuera y agua de
formación
incompatibles)
• Depositos por
cambios de presión y
temperatura
20. Causas del daño de formación
Perforación
• Invasión de
solidos en el
medio poroso
• Filtración de
lodo
Cementación
• Composición
química de las
lechadas de
cementación
• Presiones de
inyección
Completación
• Cañoneo P
hidrostática
mayor a P
yacimiento
(sobre balance)
Producción
• Migración de
finos
• Precipitación
inorgánica
21. Estado del Pozo S
Dañado S > 0 (+)
Condiciones originales S = 0
Estimulado S < 0 (-)
Valores de Daño
23. 2.1 Expansión de la roca y fluido
Presente en yacimientos bajo saturados – fase líquida
Expansión de fluido es consecuencia de reducción
de presión interna
Presión de yacimiento – declina rápidamente
Factor de recobro 5%
24. 2.2 Empuje por capa (casquete) de gas
Capa de gas puede estar al inicio de la formación conocido
por casquete primario o formarse producto de la explotación
casquete secundario.
Expansión del gas en el tope del yacimiento.
25. Características:
Alta producción de gas.
Problemas con la eficiencia de sistemas de
producción por presencia de gas.
Caída de presión severa por la explotación.
Factor de recuperación promedio del POES 30%
26. 2.3 Gas en solución
Energía proviene del gas disuelto.
Presión de yacimiento esta por arriba de la
presión de burbuja.
Produce una fase, presión cae llega a la presión de
burbuja y se producen dos fases.
27. Gas en solución
Rápida declinación e incremento de GOR
Formación de capa de gas
Burbujas de gas ayudan a reducir viscosidad
Recuperación de 10- 25%
28. 2.4 Empuje por agua
La energía proviene de un
acuífero conectado.
A medida de que se extraen los
fluidos el acuífero se expande
y al agua migra para remplazar
al petróleo o gas.
29. Características:
Altos cortes de agua en la producción del
campo.
Presiones de yacimiento elevadas debido al
sostén del acuífero.
Poca producción de gas.
Factor de recuperación promedio del POES
40%
30. 2.5 Drenaje gravitacional
El factor de recuperación promedio del POES
es un 50%.
Pueden ser productores muy efectivos ya que
la energía de drenaje proviene de dos fuentes.
Yacimientos que poseen mecanismos tanto
por casquete de gas y acuífero.
32. Consecuencia de los mecanismos de producción
!Importante!
La energía propia del yacimiento es la mejor
manera de explotar un yacimiento.
Es por ello que técnicas de recuperación
mejorada por inyección de agua y gas son
utilizadas desde el inicio de la explotación de
un yacimiento con el fin de alargar la su vida
productiva.
34. 3. Clasificación de los sistemas de flujo en el yacimiento
CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE FLUJO EN EL YACIMIENTO
Tipo de Fluido Régimen de Flujo Geometría
# Fases, # Fluidos
Incompresibles
Ligeramente Compresibles
Compresibles
Continuo
Semi continuo
Transitorio
Lineal
Radial
Esférico
Monofásicos
Bifásicos
Multifásico
Continuo
Semi continuo
Semiesférico
35. 3.1 Tipo de fluido
Variación de volume con cambios de
presión a temperature constante.
3.1.1 Fluido Compresibles
36. A medida de que se aumenta la presión en el mismo su volumen
permanece constante, ejemplo el agua.
P1 P2
V
3.1.1 Flujo Incompresible
37. 3.1.3 Fluido ligeramente compressible
Cambio de volumen del fluido – aumento
de presion
No en la misma proporción que en el fluido
compressible
Petroleo.
P2
V2
P1
V1
38. Según el Régimen de Flujo
Estado Transitorio
Estado Continuo Estado Semicontinuo
𝑃 = 𝑐𝑡𝑒 𝑃 = 𝑓(𝑡)
Para todo tiempo
fluido no se
descomprime
Cambio en forma
lineal
Radio de drenaje
limitado
Radio de drenaje
no limitado
Cambio caótico
𝑃 = 𝑓(𝑡)
Mayor parte de la vida productiva de un pozo
3.2 Tipo de fluido
39. Según el número de fases y de fluido
Bifásico
Monofásico Multifásico
Una sola fase Tres fases o mas
Dos fases
Líquido o gas Agua, petróleo y gas
Líquido y gas
40. Flujo bifasico
Se le conoce como flujo bifásico, aquel flujo en dos fases que fluyen
simultáneamente a través de una tubería. Esta es una fase gaseosa y una
fase líquida.
41. Fujo multifásico
El flujo mezclado de fluidos de
diferentes fases, tales como agua,
petróleo y gas. El flujo de fluido
multifásico es un factor complejo,
importante para comprender y optimizar
la hidráulica de la producción.
42. Forma de
reservorio –
comportamiento
de flujo
Reservorios
tienen limites
irregulares
Simuladores
numéricos
Líneas de flujo
en medio poroso
son irregulares
Trayectorias
representadas en
líneas rectas o
curvas
GEOMETRÍA DEL RESERVORIO
43. Flujo Lineal
Trayectorias de flujo
paralelas y fluye en
una sola dirección
Sección transversal es
constantes.
Permeabilidad en
dirección de las líneas
de flujo
Fracturas hidráulicas
44. Flujo Radial
Fluido se mueve hacia el pozo
desde todas las direcciones
(dos dimensiones)
Flujo disminuye a medida
que se acerca al centro
Estimar valores de
daño y permeabilidad
45. Flujo esférico
Líneas de flujo
rectas y en tres
dimensiones
Trayectoria no
paralela a los disparos
Pozo perforado en
intervalos limitados
Pozo que solo
penetra parte de la
zona productiva
Conificación en la
parte inferior cuando
existe empuje
hidráulico
Flujo semiesférico
46. Presión de formación
(Pr)
Ejercida por el fluido
presente en los poros
Aumenta con la profundidad
por la compactación
Gradiente de presión 0,433
PSI/ft – 0,465 PSI/ft
Pr
Pr
Yacimiento
Perforaciones
Pr, es la presión promedia
del yacimiento cerrado
4. Sistemas de Presiones
47. PRESIONES DE POZO
Presión de fondo
fluyente (Pwf)
Presión en la cara de la arena
productora (disparos)
Menor a presión de
yacimiento
Perdidas de presión el
espacio poroso
48. PRESIONES DE POZO
Presión estática de fondo (Pws)
Presión de yacimiento a condiciones
estáticas
No existe movimiento de fluido
Fases en equilibrio
Pws: presión estática de yacimiento
Pwfs: presión de fondo fluyente a nivel de la cara de arena
Pwf: Presión de fondo fluyente
49. Sistema de Presiones
Presión de Cabeza de Pozo
Casing
Perforados
Presión de Descarga
Presión de Succión
Presión de reservorio
Presión de fondo fluyente
Diferencial de Presión: Resta entre la
presión de reservorio y presión de fondo de
pozo.
Presión de descarga: presión de un liquido
cuando sale de una bomba
Presión de succión (intake) PIP
52. 5. Sistema de Producción
RADIO
DE
DRENAJE
RADIO
DEL
POZO
Pe
Nodo de superficie: Se recibe la producción.
Casing
Perforados Presión de reservorio
Nodo de fondo: La producción llega desde el
reservorio al fondo del pozo.
El flujo de fluidos se da desde el punto de mayor presión al punto de menor presión.
ÁREA DE DRENAJE
55. ESPESORES
Espesor bruto (H) Espesor total de la formación
Espesor neto productivo
Intervalo donde la
porosidad y permeabilidad
son altas y se encuentra
hidrocarburo
56.
57. Bibliografía
• Curso Inducción de la Industria Petrolera Instituto API
• Curso Análisis PVT Instituto API
• Arregi_Geología_Petróleo ADEN BUSINESS SCHOOL
