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PRODUCCIÓN PETROLERA II

MGR. MARIELA JIMENA ROSAS SIMÓN

CUESTIONARIO – INVESTIGACIÓN

1.- Identificar las Propiedades del sistema roca fluido del reservorio  Porosidad: Elemento principal para un deposito es la roca reservorio, cuya característica esencial es la porosidad, debe tener poros, huecos de determinado tamaño y naturaleza para permitir el almacenamiento del petróleo y gas. Se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca y se la expresa en porcentaje.  Permeabilidad: Se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.  Saturación: Se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido.  Heterogeneidad: La heterogeneidad de un yacimiento es definida como la variación de las propiedades del yacimiento en función del espacio, las propiedades varían en función de la localización espacial.  Mojabilidad: Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o adherirse a una superficie sólida. 2.- Explique en que consiste la Interpretación de las pruebas de presión y daño de Formación

R: Se ha demostrado que la respuesta de la presión del yacimiento ante diferentes cambios en la tasa de flujo, refleja la geometría y las propiedades de flujo del yacimiento. Se basan en crear entonces una disturbancia de presión, mediante cambios de tasa, y medir las variaciones en la presión de fondo (pwf) en

el

Las

pruebas



tiempo,

de

presión

en

se

uno

realizan

o

más

pozos.

con

múltiples

propósitos:

Determinar la capacidad de la formación para producir hidrocarburos (permeabilidad, presión inicial)



Evaluar presencia de daño a la formación



Determinar la naturaleza de los fluidos y posibles contactos



Identificar límites y barreras del yacimiento (fallas sellantes, límites estratigráficos)



Comunicación entre pozos.

TIPOS DE PRUEBAS 

Abatimiento de Presión (Pressure Drawdown Test)



Restauración de Presión (Pressure Buildup Test)



Multitasa



Prueba de Interferencia



Drill Stem Test (DST)



Fall Off



Prueba de Inyectividad.

Los factores que contribuyen al daño de la formación: 

Diferencias de presión muy altos.



Incompatibilidad de los fluidos utilizados en las operaciones (Cantidad de Solidos presentes)



Invasión de partículas.

3.- ¿Qué es el Índice de productividad? Se define como índice de productividad a la relación existente entre la tasa de producción y el diferencial de presión del yacimiento y la presión del fondo fluyente en el pozo. Entre los factores que afectan el índice tenemos:  Mecanismos de producción del yacimiento.  Comportamiento de fase.  Turbulencia en la vecindad del pozo  Comportamiento de permeabilidad relativa.

IP = Q/ (Pr – Pwf)

IP= Índice de productividad

Q= Caudal de fluido de ensayo Pr= Presión estática promedio del yacimiento Pwf= Presión dinámica del yacimiento @ Q conocido 4.- Describa el Estudio y cálculo de presiones de flujo de fluidos en el pozo Para identificar los fluidos del yacimiento se toma en cuenta el coeficiente de comprensibilidad isotérmica. En general, desde este punto de vista, los fluidos se clasifican en tres grupos: 

Fluidos incompresibles



Fluidos ligeramente compresibles



Fluidos compresibles

Como ya se ha explicado, el coeficiente de compresibilidad isotérmica “c”, se describe matemáticamente por las siguientes expresiones: 

En términos del volumen de fluido:



En términos de la densidad del fluido:

Donde V y son el volumen y la densidad del fluido, respectivamente.

5¿Qué es la Presión estática y la presión dinámica de fondo?

La presión estática es la que tiene un fluido, independientemente de la velocidad del mismo, y que se puede medir mediante la utilización de tubos piezométricos. La presión total que ejerce un fluido-bien sea gaseoso o líquido- se define como la suma de la presión estática y la presión dinámica. De esta manera, cualquier presión ejercida por un fluido la cual no es ejercida por el movimiento o velocidad del fluido es llamada presión estática del fluido. La presión Dinámica se puede decir que cuando los fluidos se mueven en un conducto, la inercia del movimiento provoca un incremento adicional de la

presión estática al chocar sobre un área perpendicular al movimiento. La presión dinámica depende de la velocidad y la densidad del fluido. 6¿Qué comportamiento tiene los flujos monofásicos de acuerdo al gradiente de presión?

Para una sola fase líquida o de gas que pasa a través dela sección transversal de la tubería (A) para un promedio de velocidad (V), lavelocidad de flujo volumétrico Q se puede calcular por: Q = AV 7.- ¿Qué comportamiento tiene los flujos bifásicos de acuerdo al gradiente de presión?

Flujo simultáneo de más de una fase fluida a través de un medio poroso. Lamayoría de los pozos de petróleo producen, a la postre, petróleo y gas desdela formación y, con frecuencia, producen agua. Como consecuencia de esto, elflujo multifásico es común en pozos de petróleo. La mayoría de las técnicas deanálisis de la presión transitoria suponen un flujo de una sola fase. El estudio del flujo multifásico en tuberías permite estimar la presiónrequerida en el fondo del pozo para transportar un determinado caudalde producción hasta la estación de flujo en la superficie. El objetivo delpresente del capitulo es determinar, mediante correlaciones de flujomultifásico en tuberías (FMT), la habilidad que tiene un pozo paraextraer fluidos del yacimiento.

8.- Explique en que consiste la Predicción de IPR futuras, curvas IPR para Yacimientos de gas y petróleo.

Es la representación grafica de las presiones fluyentes pwfs, y la taza de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de las dichas presiones. Es decir para cada pwfs existe una taza de producción de líquido que se pude obtener de la definición del índice de productividad 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.

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 que se puede obtener de la definición del índice de productividad. 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.

9.- ¿Cuáles son las Variables del sistema de producción? Exploración Implica la búsqueda de yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de laboratorio con el fin de probar y calcular las posibles reservas que contienen. Explotación o producción del crudo Es la fase que permite obtener el petróleo crudo, es decir, sin procesar. Abarca la operación de los campos localizados, la perforación de los pozos, la preparación de tuberías y centros de acopio y el manejo de oleoductos, entre otros procesos. Refinación Comprende

los

procesos

físico-químicos

que

permiten

obtener

los

productos derivados del petróleo, como la gasolina, el gasoil y el querosén. En Venezuela existen varias refinerías, como el complejo de Paraguaná (Falcón), la de Bajo Grande (Zulia) y la de El Palito (Carabobo). Mercadeo Es la colocación del petróleo en el mercado consumidor, tanto a nivel del mercado interno, para satisfacer la demanda del país en materia petrolera, como en

los mercados internacionales,

que

constituyen

la

base

de

la economía venezolana, ya que 80% de los ingresos provienen de esta actividad. Para ello Venezuela depende de la fijación de precios que realiza la

Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), institución de la cual el país es miembro fundador 10.- ¿Cómo se determina el mejor sistema de terminación para la producción de un pozo? Una vez montado el equipo de terminación, se procede en primer lugar a la limpieza del pozo y al acondicionamiento del fluido de terminación, para luego, mediante los llamados "perfiles a pozo entubado", generalmente radiactivos y acústicos, precisar la posición de los estratos productivos, los que fueron ya identificados por los "perfiles a pozo abierto", como así también la posición de las cuplas de la cañería de entubación y por otra parte la continuidad y adherencia del cemento, tanto a la cañería como

a la formación.

Habiéndose determinado los intervalos de interés, correlacionando los perfiles a pozo abierto y entubado, y comprobando la calidad de la cementación, es necesario poner en contacto cada estrato seleccionado con el interior del pozo mediante el "punzamiento" o perforación del casing y del cemento. Esto se realiza mediante cañones con "cargas moldeadas" unidas por un cordón detonante activado desde la superficie mediante un cable especial. Cada uno de los estratos punzados es ensayado para determinar los volúmenes de fluido que aporta, así como la composición y calidad de los mismos (petróleo, gas, porcentaje de agua). Esto se realiza mediante "pistoneo" por el interior del tubing o "cañería de producción". Se determina así si la presión de la capa o estrato es suficiente para lograr el flujo hacia la superficie en forma natural o si deben

instalarse sistemas artificiales

de

extracción.

Puede suceder que durante los ensayos se verifique que existen capas sin suficiente aislamiento entre sí por fallas en la cementación primaria; en estos casos se realizan cementaciones complementarias, aislando mediante empaquetaduras

(packers)

el

tramo

correspondiente

al

pozo.

Cuando la diferencia de propiedades de las distintas capas así lo justifica, se puede recurrir al tipo de terminación "múltiple", que cuenta con dos columnas de tubing para producir dos intervalos diferentes, quedando también la alternativa de producir por el "espacio anular" entre el casing y los dos tubing un tercer intervalo. También es de norma, aunque muy poco frecuente, la producción triple mediante

tres

cañerías

de

producción.

Para el caso de terminación múltiple con dos o tres cañerías, el equipamiento debe incluir no solamente empaquetadores especiales, sino también cabezales de boca de pozo (en la superficie) de diseño particular, los que permiten el pasaje múltiple de cañerías. Por otra parte, el equipo de intervención del pozo o workover debe contar con herramientas especiales para maniobrar con múltiples cañerías a la vez, por lo que estas maniobras de intervención son mucho más riesgosas y delicadas y se requiere una más cuidadosa programación. Nuevas técnicas en búsqueda de mejor productividad, tales como las descriptas para perforar pozos direccionales, han desarrollado equipos y materiales que permiten realizar la terminación y puesta en producción de pozos multilaterales con el acceso a varias capas de un mismo pozo o el acceso a una capa remota mediante

un

pozo

extendido

horizontalmente.

En caso de baja productividad de la formación, ya sea por la propia naturaleza de la misma o porque ha sido dañada por los fluidos de perforación o por la cementación, o incluso por el fluido de terminación, la formación productiva debe ser estimulada. Los procedimientos más utilizados son: la acidificación y la fracturación

hidráulica.

La acidificación consiste en la inyección a presión de soluciones ácidas que penetran en la formación a través de los punzados, disolviendo los elementos sólidos

que

perturban

el

flujo

de

los

fluidos.

La fracturación hidráulica consiste en inducir la fracturación de la formación mediante el bombeo a gran caudal y presión de un fluido que penetra profundamente en la formación, provocando su ruptura y rellenando simultáneamente la fractura producida con un sólido que actúa como agente de sostén. 11.- ¿Cómo se determina el AOF por medio de correlaciones? Determinar el AOF promedio de tres pozos gasíferos ubicados en un reservorio cuyoplano se adjunta. Herramientas :

12.- ¿Cuál es la definición de nodos y componentes del sistema? Nodo es el punto donde existe un cambio en el régimen o dirección de flujo. Componentes : 1. Separador: Mediante este proceso podemos obtener: alta eficiencia en el proceso de separación de gas-petroleo, mayor incremento en los volúmenes de producción, incremento en la recuperación del líquido,disminución de costos por compresión, estabilización de gas.condensado. 2. Línea de flujo horizontal:es el comunica la cabeza del pozo con el separador y donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones adoptadas para el sistema de producción de pozos. 3. Línea de flujo vertical: es el comunica el fondo del pozo con la superficie, donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones de presión y temperatura, que están de acuerdo a la profundidad. 4. Choque superficial: es el q controla la producción del pozo con el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de producción, siendo este produce una presión diferencial. 5. Cabeza de pozo: 6. es un punto del sistema en el q se produce el cambio de dirección, de flujo vertical a flujo horizontal y donde se toma el dato de la presión de surgencia para conocer la energía de producción del pozo. 7. Válvula de seguridad: es un elemento que se instala en el tubería vertical y que opera en cualquier anormalidad del flujo que puede ocurrir en el transcurso de la producción.

8. Choque de fondo: de acuerdo a la necesidad de elevar la presión o controlar la energía en el flujo de la línea vertical, se procede a la bajada de este tipo de restricción. 9. Presión fluyente:esta presión es medida en el fondo del pozo y tomada en el punto medio del nivel productor. Es muy importante para el sistema ya que de ella depende toda la capacidad de instalación que se desea conectar al reservorio. 10. Completación o perforaciones en el fondo:

este nodo es muy importante en el sistema de producción debido a q comunica el reservorio con el pozo, debido a la disminución del área por donde debe pasar el fluido. Optimización de la tubería de producción: uno de los componentes más importantes en un sistema de producción, es la sarta de producción. Debido a q cerca del 50% de la pérdida total de presión en un pozo de gas puede ocurrir por la movilización de los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie. Efecto de agotamiento del reservorio: mantener la producción en un caudal constante, implicaría una disminución de la presión de fondo fluyente a medida que la presión del reservorio declina. Existen dos formas para lograr esto: la primera es, instalando un compresor para reducir la presión del separador. La segunda es, instalando una línea de flujo y tuberías de mayor diámetro para disminuir la caída de presión en el sistema de tuberías. Análisis del sistema nodo en cabeza de pozo: con la ubicación del nodo de solución en la cabeza del pozo (nodo 5) la línea de flujo horizontal está aislada facilitando el análisis de cambio de diámetro dela misma y de la caída de presión en la línea o conducto.

13.- ¿Cuáles son elementos usados en el sistema de análisis de campo? Para comprender mejor el movimiento lógico de los datos en un negocio, el analista de sistemas traza diagramas de flujo de datos (DFD). Los diagramas de flujo de datos son análisis estructurados y herramientas de diseño que permiten que el analista comprenda visualmente el sistema y subsistemas como un juego de flujos de datos interrelacionados.

14.- ¿Cómo se realiza un Análisis completo de un sistema de producción? Un sistema de producción es aquel que tiene la capacidad de transportar fluido del yacimiento hasta la superficie y separarlo en petróleo, gas y agua. Si es necesario, el petróleo y el gas, son tratados y preparados para la venta o el transporte desde el Campo. Cualquier caudal de agua producido, también es tratado y preparado para su re-inyección en el reservorio. Los elementos mecánicos básicos del sistema de producción son: 

Pozos



Líneas de Conducción



Colector de Producción



Separadores y equipamiento de proceso



Instrumentos de medición



Recipientes de Almacenamiento

Un pozo puede ser definido como un conducto o interfase, entre el petróleo y gas delreservorio y las facilidades de superficie. Esta interfase es necesaria para producir el fluidodel reservorio a la superficie. En la Performance del pozo, el volumen de drenaje delreservorio que fluye hasta el pozo juega un papel muy importante. Un pozo combinado conel drenaje de un reservorio, comúnmente es llamado sistema de producción de petróleo ogas. Un sistema de producción está compuesto por los siguientes componentes: 

Medio Poroso



Completación (Estimulación, Punzado, y Engravado)

 



Conducto vertical u horizontal o inclinado con válvulas de seguridad y placas de choque.



Un sistema de levantamiento Artificial, tal como bombas, válvulas de gas-Lift, etc.



Líneas de Conducción horizontales con placas de choque y otros componentes de cañerías como válvulas, codos, etc

15.-¿Cuál es la Relación de flujo externo? El flujo externo sobre una placa infinita mostrada en la figura es representativo como modelo de aproximación al movimiento de un fluido alrededor de un ala delgada o al de un casco de un barco. El flujo que se acerca al objeto es de velocidad uniforme U8 . Una imagen cualitativa entre dos secciones x1 y x2 sera

analizada para ver la distribucion de velocidades. De acuerdo a la condicion de deslizamiento la velocidad en la pared en x1 y x2 es cero. Debido a que la placa es estacionaria ejerce una fuerza RETARDADORA sobre el flujo cerca de la pared y a distancias y1 e y2 la velocidad en esos puntos sera U8, pues a esas distancias el flujo NO se ve afectado por la superficie de la placa. Entre y = 0 y los puntos y1 e y2, los esfuerzos de corte viscosos se hacen presentes pues existe en esas zonas un GRADIENTE DE VELOCIDAD ( du / dy ? 0 ). De la imagen cualitativa podemos dividir el flujo en dos regiones. La zona donde se presentan los esfuerzos de corte (zona viscosa) recibe el nombre de CAPA LIMITE y fuera de esta zona donde el gradiente de velocidad es cero (no existen esfuerzos de corte viscosos) se puede considerar FLUJO POTENCIAL (fluido ideal). El tamaño de la capa limite dependerá de las propiedades del fluido ( µ ). 16.- ¿Cómo se realiza un Análisis del comportamiento gráfico de un sistema de producción completo? Depende de la presión y el caudal(bpd) que se obtiene como resultado de la aplicación de los datos en la formuló ecuación. Por el resultado dado el el gráfico podemos concluir que a mayor mayor caudal menor presión y a menor caudal mayor presión . Lo

que

nos

da

el

índice

de

profuctividad.

17.- ¿Cuál es el Sistema de líneas de recolección en superficie? La recolección de los hidrocarburos que fluyen de los pozos productores hasta las facilidades de producción se efectúa mediante líneas y un conjunto de válvulas llamadas manifold múltiple de distribución o cabezal, que esencialmente consiste de dos o más líneas paralelas situadas en plano horizontal. Uno o más de estos colectores se utilizan para la producción general y el otro para la medición individual de los pozos. Los diámetros de cada uno de estos son diferentes en cada caso, puesto que su función es directa con los volúmenes de producción a manejar. Las líneas de descarga de los pozos a las facilidades, tiene en su entrada al manifold, válvulas de retención que impiden el retroceso del fluido en caso de existir una caída de presión brusca. Todas estas líneas se conectan transversalmente a los colectores e igualmente llevan en sus conexiones válvulas de compuertas de vástago desplazable, las que permiten realizar los

movimientos necesarios para impedir que los pozos conectados al colector de producción o de grupo, puedan descargar su fluido al colector de medición o viceversa. Estos colectores en su otro extremo están cerrados por medio de una brida ciega. LasLas líneas que llegan hasta el colector de medición cuentan con tantas válvulas de vástago desplazable; como movimiento se requiere para lograr el funcionamiento perfecto de la instalación.

18.- ¿ comportamiento gráfico de un sistema de producción completo? aplicaciones tiene un Análisis Nodal? El análisis NODAL* se utiliza para optimizar el diseño de la terminación con el fin de que se adecue a la capacidad de producción del yacimiento y para identificar las restricciones o límites presentes en el sistema de producción y cualquier mecanismo de mejoramiento de la eficiencia de la producción.

19.- En qué consiste la determinación de condiciones óptimas de producción 

Ausencia de aire



Restos de plantas y animales (sobre todo, plancton marino)



Gran presión de las capas de tierra



Altas temperaturas



Acción de bacterias

20.- Explique la diferencia entre los pozos inyectores de gas y los pozos inyectores de agua Un pozo en el que los fluidos se inyectan en vez de producirse, siendo el objetivo principal mantener la presión de yacimiento. Existen dos tipos principales de inyección: gas y agua. El gas separado proveniente de los pozos de producción o posiblemente el gas importado puede ser reinyectado en la sección superior de gas del yacimiento. Los pozos de inyección de agua son comunes en las áreas marinas, donde el agua de mar filtrada y tratada es inyectada en una sección acuífera inferior del yacimiento.