tema de produccion de HC.

1. PRINCIPIOS DE PRODUCCION:
CAIDAS DE PRESION
IPR

2. YACIMIENTO
Cabeza de Pozo
Choke
Línea de Flujo
Manifold
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

3. P*
PR
Pwf
P1
P2
Tanque
de
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

4. SCompresibilidad de roca y fluidos.
SEmpuje de gas en solución.
SEmpuje por expansión de capa de gas.
SEmpuje activo de agua
FUENTES DE ENERGIA DE UN
YACIMIENTO

5. T Punto de Burbuja
3 Lugar del punto donde, a temperatura constante,
una reducción en la presión producirá una burbuja
de gas saliendo de la solución.
S Punto de Rocío
3 Punto en que, a temperatura constante, un
incremento de la presión causará condensación de
vapor formando la primera gota de líquido.

6. 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

7. TIPOS DE
TIPOS DE
YACIMIENTOS
YACIMIENTOS
•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
yacimiento
El tipo de yacimiento influye directamente
en la tasa de producción y en el tipo de
instalación de levantamiento artificial
INDICE DE PRODUCTIVIDAD

8. í 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.
í El factor de recobro de este tipo de empuje
es de aproximadamente 20%.
EMPUJE POR GAS EN SOLUCION
EMPUJE POR GAS EN SOLUCION
INDICE DE PRODUCTIVIDAD

9. í Volumen constante: No hay cambio en el
tamaño inicial del yacimiento.
í Flujo bifásico.
í El gas liberado permanece en la fase de Aceite.
í 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 POR GAS EN SOLUCION
INDICE DE PRODUCTIVIDAD

10. EMPUJE ACTIVO DE AGUA
EMPUJE ACTIVO DE AGUA
í El volumen del yacimiento para el aceite no
permanece constante.
í El aceite es desplazado por el agua.
í Este yacimiento puede tener una fase de gas,
teniendo como resultado un mecanismo de
empuje combinado.
í La declinación de la presión es muy pequeña.
INDICE DE PRODUCTIVIDAD

11. EMPUJE POR EXPANSION DE CAPA DE GAS
EMPUJE POR EXPANSION DE CAPA DE GAS
í Segregación o drenaje gravitacional
í Gas fluyendo hacia la capa de gas
í A medida que se produce, la capa de gas se
expande
í La permeabilidad de la formación determina
si puede o no haber contraflujo (K>100 md)
INDICE DE PRODUCTIVIDAD

12. El comportamiento del Índice de Productividad de un pozo,
esta dado a cambiar con el tiempo y la producción
acumulada.
Pwf
Q
J =
-dQ
dPwf
INDICE DE PRODUCTIVIDAD

13. 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.
INDICE DE PRODUCTIVIDAD

14. Método empírico para determinar el IPR.
Se basó en datos de 21 condiciones de yacimientos:
S Variación de permeabilidades relativas.
S Variación de datos PVT del petróleo.
S Variación del GOR y viscosidades del aceite.
S Desarrollado para yacimientos de crudo saturados,
empuje de gas en solución o producción por debajo
del punto de burbuja.
S No es aplicable para situaciones de crudos pesados y
alto valor de daño (skin).
INDICE DE PRODUCTIVIDAD

15. Otras suposiciones:
S Yacimiento Circular
S Flujo radial uniforme
S Saturación de agua constante
S Segregación gravitacional despreciable
S Flujo bifásico dentro del yacimiento
INDICE DE PRODUCTIVIDAD

16. Pwf/Pr
Q/Qmax
1
0
1
0
.8
.6
.4
.2
.2 .4 .8
.6
2
80
0
20
0
1 














Pr
.
Pr
.
Pwf
Pwf
q
q
max
INDICE DE PRODUCTIVIDAD

17. S Vogel asumió una Eficiencia de Flujo de 1.0 (Pozos sin Daño
o Mejora).
S La Eficiencia de Flujo se define como:
Donde: P’wf=Pwf - Pskin
Sustituyendo:
Pwf
wf
P
al
Drawdown
Ideal
Drawdown
FE




Pr
'
Pr
Re
_
_
Pwf
P
Pwf
FE
skin





Pr
Pr
INDICE DE PRODUCTIVIDAD

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

19. Pozo
Pwf
Pr
dP Skin
Yacimiento
P’wf
Factor de Daño: SKIN
CAIDA DE PRESION
ADICIONAL
GENERADA POR
LOS EFECTOS DEL
DAÑO DE
FORMACION

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

21. K Muestra que no hay linealidad en los
IPR de los pozos productores de
petróleo.
K Se postula que el flujo no Darcy es
la razón para este comportamiento.
K Fetkovitch concluyó que esto es
válido inclusive cuando Pwf > Pb.
METODO DE FETKOVICH

22. F Sobre la base de experimentos de campo
Fetkovitch sugirió que el IPR para un pozo
petrolero es :
Qo = J’(Pr2 - Pwf2)n
Qo = 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