-curvas-ipr-

INDICE INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................................... 2 2. OBJETIVO ............................................................................................................................................................ 2 3. DESARROLLO ................................................................................................................................................... 2 3.1 LA CURVA IPR. .............................................................................................................................................. 2 3.2 FACTORES QUE AFECTAN LA CURVA IPR. ............................................................................... 3 3.3 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD................................................................................................................ 4 3.4 CATALOGACIÓN DE LOS POZOS DE ACUERDO AL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ................................................................................................................................................. 4 3.5 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SE ESTIMA: ......................................... 4 3.6 FACTOR DE DAÑO. (S) ............................................................................................................................. 5 3.7COMPORTAMIENTO DE GAFLUENCIA DE 1rTORMACIONES PRODUCTORAS. .. 5 3.8FLUJO NATURAL. .......................................................................................................................................... 5 3.9AREA DE DRENAJE...................................................................................................................................... 5 3.10 FLUJO DE PETROLEO EN EL YACIMIENTO ............................................................................. 6 3.11 ESTADO DE FLUJO. ................................................................................................................................. 6 3.12 FLUJO NO CONTINUO O TRANSITORIO. ................................................................................... 6 3.13 TRANSICION ENTRE ESTADOS DE FLUJO. ............................................................................. 7 3.14 FLUJO CONTINUO O ESTACIONARIO. ........................................................................................ 7 3.15 POTENCIAL DE POZO (Pp) .................................................................................................................. 7 3.16 PÉRDIDAS DE POTENCIAL: ................................................................................................................ 7 3.17 PROCESO CONTINUO DE REVISIÓN DEL POTENCIAL: .................................................. 8 4. METODOS DE PREDICCIÓN DE CURVAS IPR: ............................................................................ 8 4.1 METODO DE DARCY:................................................................................................................................. 8 4.2 METODO DE VOGEL: ................................................................................................................................. 9 4.3 MÉTODO DE STANDING ....................................................................................................................... 11 4.4 MÉTODO DE FETKOVICH .................................................................................................................... 13 5. CONCLUSIONES .......................................................................................................................................... 14 6. BIBLIOGRAFÍA. .............................................................................................................................................. 15

INTRODUCCIÓN. Para planificar el desarrollo y el potencial de producción de un yacimiento con respecto al sistema de producción y a los requerimientos de instalaciones de equipos de levantamiento artificial, así como su evaluación económica será necesario predecir el comportamiento del yacimiento y el comportamiento IPR de sus pozos productores. El cálculo de la productividad de los pozos petroleros pueden ser usada para determinar un método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, de estimulación, tratamiento y de desempeño de producción. La curvas de IPR son usadas también con un método para optimizar los parámetros de producción y para determinar el IPR para un tiempo dado se realizan procedimientos iterativos para calcular primero el estado de agotamiento. Las curvas analiticas de IPR pueden ser desarrolladas para cualquier estado de agotamiento si las permeabilidades relativas y propiedades PVT de los fluidos son conocidas 2. OBJETIVO Poner en conocimiento la importancia para la evaluación de yacimiento de los conceptos de IPR y AOF y revisión del potencial de pozos productores los mismos que servirán de base para obtener una estimación los mas cercana posible del comportamiento del yacimiento 3. DESARROLLO 3.1 LA CURVA IPR. Es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. Es decir para cada Pwfs existe una tasa de producción de líquido q,, que se puede obtener de la definición del indice de productividad: q1= J.(Pws- Pwfs) o también Pwfs = Pws – q1/J

CURVA IPR (Relación comportamiento de la producción y caída de presión)

La curva 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 y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo. 3.2 FACTORES QUE AFECTAN LA CURVA IPR. • 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.

3.3 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD Es la razón de la tasa de producción qo (bls/dia) a la presión diferencial (Pr-Pwr) 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 deun pozo de petróleo. El indice de productividad es una medida de potencial del pozo o en su capacidad de producir fluidos. 3.4 CATALOGACIÓN DE LOS POZOS DE ACUERDO AL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD 𝑱 < 𝟎. 𝟓 Mal productor 𝟎. 𝟓 ≤ 𝑱 ≤ 𝟏. 𝟎 Productividad media 𝟏. 𝟎 ≤ 𝑱 ≤ 𝟐 𝑱<𝟐

Buen productor

Excelente productor

Al inicio de la producción se tienen valores de J muy altos en ese momento no se pueden determinar el J si no cuando está estabilizado. El valor de J es un valor que varia a lo largo de la vida productiva del pozo. 3.5 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SE ESTIMA: • Dado un valor del caudal en superficie se determina Pwífs y Pwf a partir de Pws. •

Luego se tabula y gráfica Pwfí 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.

EFICIENCIA DE FLUJO. (EF) Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el indice de productividad real y el ideal. 𝐸𝐹 =

𝐽(𝑅𝑒𝑎𝑙) 𝐽(𝐼𝑑𝑒𝑎𝑙)

3.6 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.

3.7COMPORTAMIENTO DE GAFLUENCIA DE 1rTORMACIONES PRODUCTORAS. La simulación del flujo de fluidos en el yacimiento debe considerar la composición de los fluidos presentes, y las condiciones de presión y temperatura para establecer si existe flujo simultáneo de petróleo, agua y gas, las heterogeneidades del yacimiento, etc. La capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo se cuantificará a través de modelos matemáticos simplificados. 3.8FLUJO NATURAL. Se dice que un pozo fluye por flujo natural, cuando la energia del yacimiento es suficiente para levantar los barriles de fluidos desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo en la superficie. 3.9AREA 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 constant (h), por lo que en lo sucesivo se habla de área de drenaje del yacimiento.

3.10 FLUJO DE PETROLEO EN EL YACIMIENTO El movimiento de petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece un gradiente de presión en el área de drenaje, el caudal o tasa de fujo dependerá no solo de dicho gradiente sino también de la capacidad de flujo de la formación productora; representada por el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena neta petrolifera (Ko x h) y la resistencia a fluir del fluido representada a través de su viscosidad uo; dado que la distribución de la presión cambia a trawvés del tiempo, es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden representarse en el área de drenaje al abrir la producción de un pozo y en cada uno de ellos describir la ecuación que regirá la relación entre la presión fluyente (Pwrs) y la tasa de producción Qs que será capaz de aportar el yacimiento hacia el pozo. 3.11 ESTADO DE FLUJO. Existen tres estados de flujo dependiendo como es la variación de la presión con el tiempo. 1.- Fhijo no continuo; donde dp/dt ≠0 2.- Flujo continuo; donde dp/dt = 0 3.- Flujo semi-continuo; donde dp/dt = ctte 3.12 FLUJO NO CONTINUO O TRANSITORIO. Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del area de drenaje cambia con el tiempo (dp/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta cuando se abre la producción de un pozo que se encontraba cerrado, la medición de la presión fluyente en el fondo del pozo (Pwf) durante este periodo es de particular importancia para las pruebas de declinación y restauración de presión cuya interpretación permite conocer parametros básicos del medio poroso. Como por ejemplo, la capacidad efectiva del flujo (ko x h) y el factor de daño a la formación (S). dado que el diferencial de presión no se estabiliza no se consideraran ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo.

3.13 TRANSICION ENTRE ESTADOS DE FLUJO. Despues del flujo transitorio ocurre una transición hasta alcanzar una estabilización o pseudoestabilizacion de la distribución de la presión dependiendo de las condiciones existentes en el borde exterior del área de drenaje. 3.14 FLUJO CONTINUO O ESTACIONARIO. Es el tipo de fluido donde la distribución de presión a lo largo del area de drenaje no cambia con el tiempo (dp/dt = 0), se presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento, lo suficientemente grande o asociado a un gran acuífero de tal forma que el borde exterior de dicha área exista un flujo para mantener constante la presión (Pws). En este periodo de flujo el diferencial de presión (dp) a través del área de drenaje es constante y está representado por la diferencia entre la presión en el radio externo del área de drenaje (Pws) a una distancia (re) del centro del pozo y la presión fNluyente en la cara de la arena (Pwífs) a una distancia (rw) o radio del pozo ambas presiones deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones para cada valor de este diferencial (Pws — Pwfs) tradicionalmente conocido como Draw – Down se establecerá un caudal de flujo de yacimiento hacia el pozo. 3.15 POTENCIAL DE POZO (Pp) Es el máximo caudal de producción que, de acuerdo a la curva de afluencia del pozo (IPR) ya la menor presión de fluencia posible a profundidad media de punzados, se podria obtener con las instalaciones de fondo de pozo y de superficie óptimos, disponibles en el yacimiento dentro de contratos de proveedores ya existentes, sin -considerar problemas actuales abastecimiento. El valor de potencial de un pozo, debe ser estudiado y establecido en común acuerdo entre ingeniería de reservorio e ingeniería de producción. 3.16 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.



Producción no económica.



Cualquier otro proceso inherente al reservorio. Bajo ningún aspecto, el cierre de pozos por mercado (demanda), deberá considerase como perdida de potencial.

3.17 PROCESO CONTINUO DE REVISIÓN DEL POTENCIAL: Cada mes, antes del cierre oficial de producción, el ingeniero de producción y el de reservorio de cada área de reserva deben reunirse para estudiar, diagnosticar y asignarel potencial alos pozos. La revisión continua del potencial debe efectuarse en términos prácticos y se sugiere la reunión mensual de pozos como escenario para su discusión y revisión. Todos los pozos individualmente no requeririan ser revisado cada mes para fijar su potencial ya que en aquellos campos con poblaciones de pozos muy grandes, la tarea requeriría recursos voluminosos. El objetivo de la revisión es encontrar el comportamiento más representativo del reservorio en cuanto las variaciones de potencial y en tal sentido se recomienda como minimo 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 deswación a las establecidas.

4. METODOS DE PREDICCIÓN DE CURVAS IPR: 4.1 METODO DE DARCY:  PARA FLUJO CONTINUO DE UN LIQUIDO MONOFÁSICO: En yacimientos petroliferos donde la presión estática 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, por ejemplo un acuífero que mantenga la presión contante en el borde exterior del área de drenaje (r=re) la ley de Darcy para flujo radial continuo (estacionario , dP/dt=0) es la siguiente:

Donde: Ko = Permeabilidad relativa al petróleo, (md) H =espesor de la arena, (pies) Pws= presión estática del yacimiento, (Ipc) Pwfs= presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones, (Ipc),(Pwfs>Pb) q 0= tasa de flujo de petróleo, (bls/dia) re=radio de drenaje, (pies) rw=radio del pozo, (pies) S=factor de daño, adiemensional Aq=factor de turbulencia de flujo. Insignificante para baja permeabilidad y baja tasas de flujo µ=viscosidad a la presion promedio {(Pws+Pwfs)2} Bo=factor volumetrico de la formacion a la presion promedio By/Yn 

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

En el caso anterior no existe una fuente de energia que mantenga la presion constant

en

el

borde

exterior

del

area

de

drenaje

pero

existe

una

pseudoestabilizacion en la presion en todos los puntos del area de drenaje dp/dp=ctte. la ley de darcy para flujo radial semicontinuo:

4.2 METODO DE VOGEL: En 1968 Vogel present un modelo empirico para calcular el comportamiento IPR de pozos productores de petroleo en yacimientos saturados. Hay que considerer que el IPR calculado por la ecuacion de Vogel es independiente del factor de daño (s) y por lo tanto este es aplicado unicamente a pozos que no tienen daño. En el desarrollo de su trabajo, Vogel produjo una “Curvas de Referencia “ que es un promedio de varios casos de agotamiento para un determinado scenario de yacimientos. Vogel reconocio que los escenarios de

liquidos (petroleo), gas (gas seco) y sistemas de gas en solucion tienen distintos comportamiento de tendencia. En la figura siguiente se presenta la grafica de Vogel que ilustra los 3 casos antes mencionado. Las condiciones que se consideran son:  S=0  EF=1  IP=J Dependiendo si el yacimiento es subsaturado o saturado, las ecuaciones a utilizar seran las siguientes:

𝐶𝑎𝑠𝑜#2 (𝑃𝑤𝑓 < 𝑃𝑏)

4.3 MÉTODO DE STANDING El método de Vogel para generación de la Curvas IPR's no considera los efectos de daño en las cercanias 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, en términos de eficiencia de flujo. La Eficiencia de Flujo: no es más que la relación entre la caida de presión que existiria en una formación inalterada; es decir, no dañada ni estimulada, y la caida de presión real. 𝐸𝐹 =

𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓 , 𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓

Donde Pwf es la presión ideal para que no exista daño.

Se tiene: 1.

Si Jreal > Jideal — EF > 1, El Pozo esta Estimulado.

2.

Si Jreal < Jideal — EF < 1. El Pozo esta Dañado.

3.

Si Jreal = Jideal — EF = 1. No hay Daño.

Las condiciones a considerar para la aplicación del Método de Standing son:  EF≠1. Se refiere a la razón de productividad con eficiencia de Flujo, Lo que establece si el pozo se encuentra dañado o estimulado.  S“0. Hay existencia de daño. YACIMIENTO SUBSATURADO (P y>Pb):

4.4 MÉTODO DE FETKOVICH Partiendo de las pruebas isocronales para pozos de gas y basado en cientos de Observaciones de datos de pozos de petróleo, se determino que la IPR para pozos de Petróleo podría ser mejor descrita por la ecuación:

𝑞 = (𝑃 𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 )𝑛 Donde: C = Constante de estabilización. n = Factor de turbulencia que puede variar entre 0.57 y 1. Este factor n es igual a 1/m, donde m es la pendiente del grafico log (Pr2 – Pwf2) vs. log(q). Ambos valores son característicos de cada pozo. El valor de C se encuentra de extrapolar la curva hasta interceptar con el eje de las ordenadas en el punto en que Pr2 – Pwf2 = 1. También es posible calcularlo con la siguiente ecuación, conociendo previamente el valor de n, que se lo determina del grafico log (Pr2 – Pwf2) vs. log qo.

Conocidas estas dos variables se puede tener una tabla con la resolución de la ecuación anterior para diferentes valores de Pwf y se grafica en un plano cartesiano, obteniendo la IPR. El USO del método de Fetkovich es beneficioso debido a que mediante una pequeña modificación de la ecuación se puede determinar la curvas de IPR a

futuro las cuales son muy importantes sobre todo para cuando se va implementar un sistema de levantamiento artificial en el pozo, puesto que con estas curvas podemos proyectar la producción a futuro en los diferentes tipos de levantamiento y comparar, para finalmente decidir que método será más conveniente. Para determinar la IPR futura se debe calcular C’, que es el valor de la constante a futuro.

El valor obtenido es sustituido en la ecuación principal del método de Fetkovich.

5. CONCLUSIONES Las curvas PIR representan la capacidad de aporte del yacimiento a través de un pozo en específico. La potencialidad de un pozo se mide mediante el índice de productividad y no a través de la tasa de producción. El indice de productividad es un valor que varia a lo largo de la vida productiva del pozo. El método de Standing considera que la productividad de un pozo se ve afectada directamente por los daños o cambios que afectan al mismo. Es por ello que este método es uno de los más usados para la elaboración de las curvas IPR, Las curvas IPR tienen muchísima importancia en la industria petrolera, por medio de estas se puede calcular la tasa de producción a una presión de fondo fluyente dado; también pueden asarse para determinar un método de producción optimo, diseño de levantamiento artificial, diseño de estimulación, tratamiento y desempeño de producción. Y permite observar el rendimiento del pozo luego de los cambios realizados. La ley de Darcy debe ser considerada en la predicción de la tasa de flujo desde el yacimiento hasta el borde del pozo.

Para evaluar el comportamiento de las áreas productoras, la ley de Darcy puede darse para flujo continuo, semi-continuo y transitorio, tomando en cuenta flujos monofásicos en pozos horizontales. 6. BIBLIOGRAFÍA. http: / / es.pdfcoke.com/doc/ 17345388/ Proce dimiento-de -Potencial-de Produccion http: / / es.pdfcoke.com / doc/ 22634288/ Comportamiento-de -Pozos http:/ / www.oilproduction.net/cms/files/nota _ tecnica_well_performance_2 010.pdf