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UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERÍA Y CIENCIAS QUÍMICAS

“METODOLOGIA PARA EL CÁLCULO DE CURVAS IPR EN POZOS NO FLUYENTES” TRABAJO RECEPCIONAL EN LA MODALIDAD DE:

TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO PETROLERO PRESENTA:

BRIAN ALEXIS PRIOR HERNÁNDEZ ASESOR: ING. GUSTAVO ESPINOSA BARREDA

POZA RICA, VER.

OCTUBRE 2013

I

II

AGRADECIMIENTOS La presente Tesis es un esfuerzo en el cual, directa o indirectamente, participaron varias personas leyendo, opinando, corrigiendo, teniéndome paciencia, dando ánimo, acompañando en los momentos de crisis y en los momentos de felicidad. Agradezco al Ing. Armando Sandoval Partida por haber confiado en mi persona, por la paciencia y por la dirección de este trabajo, así como a todo el equipo del Grupo de Productividad de Pozos por los consejos, el apoyo y el ánimo que me brindaron. Al Ing. Gustavo Espinosa Barreda por su paciencia, por su atenta lectura de este trabajo y, por sus comentarios en todo el proceso de elaboración de la Tesis. Gracias también a mis queridos compañeros, que me apoyaron y me permitieron entrar en su vida durante estos cuatro años de convivir dentro y fuera del salón de clase. Abel, Óscar, Carlos, Elmer, Samuel, Erick, Mizra y Yeye, gracias. A mi Padres y a mi hermano que me acompañaron de forma incondicional, entendieron mis ausencias y mis malos momentos. A ti Kattia, por tu amor y por qué desde un principio y hasta el día hoy sigues dándome ánimo para terminar esta etapa y seguir adelante.

Gracias a todos.

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INDICE INDICE DE ILUSTRACIONES .............................................................................. VII INDICE DE TABLAS ............................................................................................... X RESUMEN ............................................................................................................. XI INTRODUCCION .................................................................................................. XII CAPITULO I: MARCO TEORICO ........................................................................... 1 1.1. POZOS FLUYENTES Y NO FLUYENTES ................................................... 1 1.1.1 Pozos Fluyentes ...................................................................................... 1 1.1.2 Pozos No Fluyentes ................................................................................. 3 1.2. INDICE DE PRODUCTIVIDAD ..................................................................... 5 1.2.1 Índice de Productividad y el IPR .............................................................. 5 1.2.2. Mecanismos De Producción ................................................................... 9 1.2.2.1. Compresibilidad de la roca y de los fluidos:...................................... 9 1.2.2.2. Empuje por gas en solución ........................................................... 10 1.2.2.3. Segregación Gravitacional.............................................................. 11 1.2.2.4. Empuje por capa de gas ................................................................. 11 1.2.2.5. Empuje Hidráulico .......................................................................... 12 1.3. PREDICCION DEL IPR: CAMPO CON EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN ........................................................................................................................... 13 1.3.1. Método de Vogel ................................................................................... 13 1.3.2. Método LOG-LOG................................................................................. 15 1.3.3. Método De Fetkovich. ........................................................................... 19 1.4. IMPORTANCIA DEL CONOCIMIENTO DE LA CURVA IPR DE UN POZO. ........................................................................................................................... 26 1.4.1. Asegurar la Producción de un Pozo...................................................... 26 1.4.2. Evaluación del Éxito de una Estimulación. ........................................... 27 1.5. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA FORMA DEL IPR ............................. 30 IV

1.5.1. Zona de Permeabilidad Constante ....................................................... 30 1.5.2 Formacion Estratificada ......................................................................... 32 1.5.2.1 Efecto Sobre el IPR ......................................................................... 32 1.5.2.2. Efectos Sobre la RGA..................................................................... 33 1.6 OPERACIONES DE CAMPO NECESARIAS ............................................... 35 1.6.1. Inducción Mecánica por Suabeo con Copas ......................................... 35 1.6.1.1. Descripción de la Operación........................................................... 35 1.6.1.2. Problemas Operativos .................................................................... 36 1.6.1.3. Información Obtenida del Reporte de Suabeo ................................ 37 1.6.2. Registros de Presión De Fondo ............................................................ 38 1.6.2.1. Registro de Presión de Fondo Fluyente ......................................... 38 1.6.2.2. Registro de Restauración de Presión (BUILD UP) ......................... 38 1.6.2.3. Registro de Presión de Fondo Cerrado .......................................... 39 1.6.2.4. Registro de Presión “Flow After Flow” ............................................ 40 1.6.3. Calibración con Bloque de Impresión ................................................... 41 CAPITULO II: IMPLEMENTACIÓN DE CURVAS IPR EN POZOS NO FLUYENTES ......................................................................................................... 43 2.1 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR ........................................................ 43 2.1.1 Metodologia en Pozos Fluyentes ........................................................... 44 Programa Operativo .................................................................................... 44 2.1.2 Metodología en Pozos No Fluyentes ..................................................... 45 Programa Operativo .................................................................................... 46 2.2 EJEMPLO DE LA CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR ........................... 49 CAPÍTULO III: APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA EN CAMPO. ................... 53 3.1. ELECCIÓN DEL POZO CANDIDATO PARA LA PRUEBA ......................... 53 3.1.1. Generalidades del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo ................ 53 3.1.2. Antecedentes y Condiciones Actuales del Pozo. .................................. 54 3.2. DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA ..................................................... 56 V

3.2.1 Cálculos Necesarios .............................................................................. 61 3.3 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR ........................................................ 66 CAPITULO IV: ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO ......................................... 71 CAPITULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................ 73 CONCLUSIONES .............................................................................................. 73 RECOMENDACIONES ...................................................................................... 74 REFERENCIA BIBLIOGRAFICA.......................................................................... 75 ANEXOS/NOMENCLATURA................................................................................ 76 GLOSARIO ........................................................................................................ 76 NOMENCLATURA ............................................................................................. 79

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INDICE DE ILUSTRACIONES Ilustración 1 Grafica de la Tasa de Producción contra el Drawdown: Índice de Productividad Constante ......................................................................................... 7 Ilustración 2 Representación gráfica del IP ............................................................. 7 Ilustración 3 Grafica de la Tasa de Producción contra el Drawdown: Caso general. ................................................................................................................................ 8 Ilustración 4 Relación del comportamiento del flujo a la entrada (IPR). .................. 9 Ilustración 5 Compresibilidad de la Roca y de los Fluidos .................................... 10 Ilustración 6 Mecanismo de Producción: empuje por gas en solución ................. 10 Ilustración 7 Mecanismo de Producción: Segregación Gravitacional .................... 11 Ilustración 8 Mecanismo de Producción: Empuje por Capa de Gas...................... 12 Ilustración 9 Mecanismo de Producción: Empuje Hidráulico ................................. 12 Ilustración 10 Valor inicial del IP............................................................................ 14 Ilustración 11 Curva de IPR futuro ........................................................................ 16 Ilustración 12 Curvas típicas de tasa de producción vs. Presión, obtenidas con la ecuación 17. .......................................................................................................... 17 Ilustración 13 Tasa de producción contra una malla de drawdown. ...................... 18 Ilustración 14 Extrapolación usando una “tasa de producción con un drawdown de referencia”. ............................................................................................................ 19 Ilustración 15 Curva de IPR usando el método de Fetkovich. ............................... 22 Ilustración 16 Curva del IPR futuro, por el método de Fetkovich........................... 24 Ilustración 17 Curvas de IPR futuro obtenidas al trasladar la curva actual a la izquierda. ............................................................................................................... 25 Ilustración 18 IPR muestra que la formación es incapaz de producir la tasa deseada ................................................................................................................ 26

VII

Ilustración 19 IPR muestra que la formación es capaz de producir la tasa deseada .............................................................................................................................. 27 Ilustración 20 Caso en el que la estimulación a la formación ha sido un fracaso a pesar del aumento en la tasa. Pozo A. .................................................................. 28 Ilustración 21 Caso en que la estimulación a la formación tuvo éxito, aun cuando las tasas inicial y final son similares. ..................................................................... 29 Ilustración 22 Curvatura que presenta el IPR para flujo bifásico ........................... 31 Ilustración 23 IPR compuesto para una formación estratificada............................ 32 Ilustración 24 Curva generalizada del IPR para cualquier formación .................... 33 Ilustración 25 Tendencia en el comportamiento del RGA Vs La tasa de producción: el mínimo mostrado puede deberse a la estratificación de la formación. .............. 34 Ilustración 26 Copas de inducción para cargas ligera, media y pesada respectivamente. ................................................................................................... 35 Ilustración 27 Ejemplo de Reporte de Inducción Mecánica por Suabeo con Copas .............................................................................................................................. 37 Ilustración 28 Sensor de presión y temperatura (Memory Gauge). ....................... 38 Ilustración 29 Válvula de cierre en fondo (DHSIT) ................................................ 39 Ilustración 30 Ejemplo de los datos obtenidos de un Registro de Presión ............ 40 Ilustración 31 Ejemplo de block de impresión con huella de válvula de pie .......... 42 Ilustración 32 Ejemplo de block de impresión con huella aparente de objeto metálico desconocido ............................................................................................ 42 Ilustración 33 Representación de un Pozo para el cálculo de la Presión Estática 45 Ilustración 34 Representación de Inducción Mecánica con copas. Paso 1 ........... 46 Ilustración 35 Representación de Inducción Mecánica con copas. Paso 2 ........... 46 Ilustración 36 Representación de Inducción Mecánica con copas. Paso 3 ........... 47 Ilustración 37 Representación de Inducción Mecánica con copas. Paso 4 ........... 47 VIII

Ilustración 38 Representación de inducción Mecánica con Copas. Paso 5 .......... 47 Ilustración 39 Representación de Inducción Mecánica con copas. Paso 6 ........... 48 Ilustración 40 Curva IPR de resultados obtenidos. Ejemplo 1 ............................... 52 Ilustración 41 Municipios que integran la cuenca del ATG. ................................... 54 Ilustración 42 Estado Mecánico del Pozo Prueba IPR 1. ...................................... 55 Ilustración 43 Reporte de la Calibración de TP con bloque de impresión. ............ 56 Ilustración 44 Reporte del Registro de Presión de Fondo Cerrado ....................... 57 Ilustración 45 Representación de Inducción Mecánica Pozo Prueba IPR 1. Paso 1 .............................................................................................................................. 58 Ilustración 46 Representación de Inducción Mecánica Pozo Prueba IPR 1. Paso 2 .............................................................................................................................. 58 Ilustración 47 Representación de Inducción Mecánica Pozo Prueba IPR 1. Paso 3 .............................................................................................................................. 59 Ilustración 48 Representación de Inducción Mecánica Pozo Prueba IPR 1. Paso 4 .............................................................................................................................. 59 Ilustración 49 Reporte de Inducción Mecánica ...................................................... 60 Ilustración 50 Datos Necesarios del Registro de Presión de Fondo Cerrado. ....... 61 Ilustración 51 Representación de un pozo para el cálculo de la Presión de Fondo .............................................................................................................................. 64 Ilustración 52. Curva IPR de resultados obtenidos. Pozo “Prueba IPR 1 .............. 70

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INDICE DE TABLAS Tabla 1 Descripción del Contenido en el Trabajo de Grado ................................... XI Tabla 2 Determinación de la Producción de Aceite para varios supuestos de Pwf 21 Tabla 3 Tasa de producción de un pozo para diferentes valores de Ps y Pwf ...... 23 Tabla 4 Producción de los pozos A y B antes y después de la estimulación. ....... 27 Tabla 5 Calculo de la Curva IPR. Modelo de Vogel. Ejemplo 1............................. 51 Tabla 6 Tiempos Obtenidos de Recuperación ...................................................... 63 Tabla 7 Calculo de la Curva IPR del Pozo “Prueba IPR 1”. .................................. 69 Tabla 8 Tabla Comparativa de los Pozos con Curvas IPR o sin esta. .................. 71

X

RESUMEN El presente trabajo de grado tiene como objetivo principal presentar el procedimiento para el Cálculo de Curvas IPR en Pozos No Fluyentes. La importancia de conocer este dato, es que formaría parte fundamental en un análisis nodal para establecer el mejor escenario en cuanto a la selección de un sistema artificial, que a su vez implicaría el método más eficaz de explotación. El trabajo de grado se dividió principalmente en cinco partes o capítulos, mismos que se enlistan de la Tabla 1. Capitulo N°

Contenido Recopilación y Estudio de las Generalidades tanto de los pozos no fluyentes y su importancia comercial en la industria, como de

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las Curvas de Afluencia (IPR). También se estudian las operaciones de Campo que se necesitarán realizar en la Metodología. Se muestra la metodología para el cálculo de Curvas IPR en

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Pozos Fluyentes, y se desarrolla la metodología propuesta para el cálculo de Curvas IPR en pozos No Fluyentes.

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Se implementa en campo la metodología Propuesta para el Cálculo de Curvas IPR en Pozos No Fluyentes. Se muestran los resultados obtenidos, y se analiza la eficacia

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de la metodología, para establecer las posibilidades de éxito en la industria petrolera Se enlistan aquellos términos poco conocidos o de difícil

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interpretación, y todos aquellos reportes o evidencias que arroja la actividad en campo de la metodología.

TABLA 1 DESCRIPCIÓN DEL CONTENIDO EN EL TRABAJO DE GRADO

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INTRODUCCION En el pasado la industria petrolera había dejado a un lado muchos campos que por su avanzado estado de declinación y el consiguiente bajo índice de productividad por su escasa energía, no se consideraban atractivos para su explotación, a estos campos generalmente se les conoce como campos maduros. El objetivo actual de la industria petrolera no está centrado en dirigir todos los recursos a la búsqueda de grandes yacimientos. En cambio, el comportamiento de la industria ha cambiado ya que las empresas gastan cada vez menos en exploración y han empezado a dirigir sus esfuerzos a proyectos y áreas que antes no les interesaban. Por esto, el objetivo principal en la actualidad está encaminado a incrementar las reservas y la rentabilidad de los campos que ya están en producción. Es allí donde aparecen aquellos campos maduros que, a pesar de encontrarse en su etapa de declinación, tienen un gran potencial si se optimiza su operación con sistemas artificiales de producción diseñados adecuadamente, o se les incorporan algunas tecnologías que tiempo atrás no existían. El retomar estos campos representaría un impacto menor que el asociado en la exploración de nuevos proyectos, dado que ya se cuenta con la información del campo, además de una infraestructura base que puede ser aprovechada. Para obtener el mejor desempeño se debe seleccionar el sistema de levantamiento artificial más adecuado dependiendo de las características de cada pozo. Antes de seleccionar un método de levantamiento artificial para ser implementado en un pozo en particular es necesario comprender y conocer las posibles tasas de flujo y la presión de fondo fluyente, que finalmente serán el factor clave para la elección del sistema de levantamiento. La tasa de producción de un pozo es una de las variables de mayor importancia en la selección del sistema de levantamiento, la cual, no puede ser asignada arbitrariamente dado que depende fundamentalmente de la capacidad de flujo de la formación de interés, más que del sistema de levantamiento artificial instalado. XII

La mejor forma de conocer estas variables, es por medio de la construcción de curvas IPR, en donde afectan el comportamiento y forma de dichas curvas. El problema surge al tratar de retomar a producción pozos no fluyentes, en donde no se conoce ni su presión de fondo fluyente, ni mucho menos las posibles tasas de flujo. Es por esto, que es necesaria una metodología que permita la construcción de una curva IPR en pozos no fluyentes, que permita conocer las características de cada pozo, con el fin de facilitar más adelante la selección del sistema de levantamiento artificial más eficiente para cada pozo. Esta metodología, nos proporcionará información que será entonces de gran utilidad para la exploración de pequeños campos petroleros que no cuenten con gran potencial de producción y que por lo tanto sea necesario la implementación de sistemas de levantamiento artificial de la manera más eficiente posible, a gran escala y que sea a la vez económicamente viable.

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OBJETIVO Plantear y evaluar una metodología efectiva que permita la construcción de una curva IPR en pozos no fluyentes, a través de métodos y correlaciones alternativas partiendo de los conceptos básicos de mecanismos de producción y flujo; con el fin de facilitar más adelante la selección del sistema de levantamiento artificial más eficiente en cada pozo.

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CAPITULO I: MARCO TEORICO 1.1. POZOS FLUYENTES Y NO FLUYENTES Pozo fluyente pude definirse desde el punto de vista de producción como aquel que es capaz de vencer las caídas de presión a través del medio poroso, tuberías verticales y descarga, estrangulador y el separador, con la energía propia del yacimiento. Sin embargo, existen pozos en los cuales no se cumplen estas condiciones, ya que no existe la energía necesaria para vencer dichas caídas de presión, a estos pozos se les conoce generalmente como Pozos No Fluyentes.

1.1.1 Pozos Fluyentes Se debe tener conocimiento de los tipos de yacimiento del cual el pozo está produciendo. Para poder predecir correctamente la vida fluyente de un pozo, deben conocerse factores tales como: porcentaje de agua, relación gas-liquido, declinación de las presiones de fondo, índice de productividad, terminación del pozo, tipos y propiedades de los fluidos producidos entre otros. La energía para mantener fluyendo un pozo, (sin sistema artificial de producción) es la presión propia del yacimiento. Algunos pozos produciendo 98% de agua salada son aun capaces de fluir. Estos pozos producen de yacimiento con un empuje hidráulico muy activo debido a una alta presión de fondo fluyendo. Existen pozos que producen de profundidades mayores a 7000-8000 ft con muy baja presión de fondo (250-500 lb/pulg2). Estos son pozos con altas relaciones gasliquido (por lo menos 250-400 ft3/bl/1000 ft). Generalmente estos son pozos con bajo volumen de aceite que fluyen intermitentemente. Ya que el gas sirve para aligerar el gradiente fluyente del fluido producido y la relación gas-liquido disminuye al incrementarse el porcentaje de agua, resulta evidentemente el por qué un pozo deja de fluir por tales circunstancias. El diámetro de tubería de producción afecta la presión de fondo fluyendo requerida para un conjunto particular de condiciones de un pozo. En general, la presión de

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fondo fluyendo requerida disminuirá al reducirse el gasto de flujo para un diámetro de tubería de producción constante. Sin embargo, la velocidad de flujo deberá ser lo suficientemente grande para que los líquidos no resbalen hacia el fondo de la sarta de producción. Para predecir el gasto máximo posible de un pozo fluyente es necesario utilizar tanto curvas de gradiente de presión en tubería vertical como horizontal (o correlaciones de flujo multifásico). En la mayoría de los casos se debe suponer una presión en la cabeza del pozo (corriente arriba). Sin embargo, en la práctica, la longitud y diámetro de la línea de descarga y la presión de separación controlan dicha presión. Para el estudio del comportamiento de un pozo fluyente es necesario analizarlo como un sistema integral constituido por: 

Comportamiento del flujo de entrada, es decir, el flujo de aceite, agua y gas de la formación hacia el fondo del pozo, se tipifica en cuanto a la producción de líquidos se refiere, por el índice de productividad (IP) el pozo o en términos generales por el IPR.



Comportamiento del flujo a través de la tubería vertical, implica perdidas de presión en esta, debidas al flujo multifasico.



Comportamiento del flujo a través del estrangulador superficial.



Comportamiento del flujo a través de la línea de descarga hasta el separador.

Después de los separadores, desde que las fases se han separado, se presentan únicamente problemas de flujo en una sola fase. Por lo que para pozos fluyentes es necesario considerar el flujo hasta el separador porque es la última restricción posible al flujo que afecta el comportamiento del pozo. Históricamente el primer intento para construir una curva de comportamiento de afluencia de un pozo o IPR (Inflow Performance Relationship), resultó de la suposición de que la IPR era una línea recta. Por lo tanto, bajo esta suposición, el flujo de líquido en un pozo será directamente proporcional a la caída de presión en

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el fondo del mismo. La constante de proporcionalidad con la cual se mide la productividad de un pozo se llama índice de productividad (IP). Sin embargo, posteriormente W. E. Gilbert (1954) realizó diversas observaciones en campos productores de hidrocarburos y se dio cuenta que esto sólo se cumplía cuando la Pwf se encontraba por encima del punto de burbuja o presión de saturación, mientras que para la mayoría de los pozos, los cuales su Pwf estaba por debajo del punto de burbuja, la IPR graficada formaba una curva debido a que la fase gaseosa presente en el aceite tenía un efecto en la producción, como a continuación se ilustra. Este investigador encontró que el índice de productividad variaba con respecto al tiempo. Más adelante se hará una explicación mucho más detallada de la información antes mencionada.

1.1.2 Pozos No Fluyentes Se les conoce como pozos no fluyentes a aquellos, en donde la energía propia del yacimiento no es capaz de vencer las caídas de presión necesarias que permitan la llegada a la Estación de Recolección y Separación. Para que estos pozos se incorporen a producción, es necesario la instalación de sistemas artificiales de producción, que ayuden al pozo a vencer las caídas necesarias para hacerlo producir. Con el fin de obtener el mejor desempeño es necesario seleccionar el sistema artificial de producción más adecuado, dependiendo de las características de cada pozo. Es necesario comprender los factores que afectan el flujo de los fluidos desde la formación hacia el pozo así como las relaciones entre los mismos, para poder predecir las posibles tasas de flujo y la presión de fondo fluyente, que finalmente será el factor clave para la elección del sistema de levantamiento. La mejor manera de manejar las posibles tasa de flujo y la presión de fondo fluyente, es mediante la construcción y el estudio de curvas IPR. Sin embargo, en los pozos no fluyentes, dichos factores no se obtienen de la misma manera que en un pozo 3

fluyente, es por eso que es necesaria una metodología para la obtención de estos factores, que permitan la construcción de curvas IPR. Una vez construida la curva de IPR, será un parte fundamental en la selección de un sistema de levantamiento artificial, pero es necesario enfatizar que se requiere de otro punto de referencia para establecer el comportamiento del pozo, sin este la curva solo establece una condición estática. En el presente capitulo se analizaran las características y el comportamiento de la curva de IPR además de algunos métodos que se han desarrollado para construir estas curvas. Mientras que en el siguiente capítulo se realizara la metodología propuesta para la construcción de la Curva IPR en un pozo no fluyente.

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1.2. INDICE DE PRODUCTIVIDAD Para la selección de un sistema artificial de producción para ser implementado en un campo en particular es necesario antes, comprender los factores que afectan el paso de los fluidos desde la formación hacia el pozo así como las relaciones entre los mismos, y de esta forma conocer en primera instancia las posibles tasa de flujo que se pueden obtener de cada pozo. La tasa de producción de un pozo es una de las variables de mayor importancia en la selección de un sistema de levantamiento artificial, la cual, no puede ser asignada arbitrariamente, dado que depende fundamentalmente de la capacidad de flujo de la formación de interés, más que del sistema de levantamiento artificial instalado. Existen dos características particulares del comportamiento de la formación en relación con la capacidad productiva del pozo, son el IPR de la formación y las curvas de permeabilidad relativa; para este caso específicamente solo se trataran las curvas de IPR. Es importante tener en cuenta que hay dos variables en un pozo cuyos efectos deben ser estudiados por separado: la tasa de producción total durante una etapa particular de la historia del pozo y la producción acumulativa obtenida del mismo. Como se mostrara en mayor detalle, el comportamiento y la forma de las curvas de IPR dependen en gran parte de estas variables.

1.2.1 Índice de Productividad y el IPR La presión de producción en el fondo del pozo, Pwf, se conoce como Presión de Fondo Fluyendo y la diferencia entre esta y la presión estática del pozo Ps se conoce como drawdown. Este se representa en la ecuación 1.

𝑫𝒓𝒂𝒘𝒅𝒐𝒘𝒏 = ∆𝑷 = 𝑷𝑺 − 𝑷𝒘𝒇

Ecuación 1

La relación entre la tasa de producción de un pozo y el drawdown para esta tasa en particular de denomina índice de productividad, IP que se simboliza con la letra J.

𝑱=

𝒒

[

𝒃𝒍/𝒅𝒊𝒂

𝑷𝑺 −𝑷𝒘𝒇 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐

]

Ecuación 2 5

El índice de productividad especifico, Js es el número total de barriles de líquido, a condiciones de almacenamiento producidos por día por cada psi de drawdown y por cada pie de espesor de la formación productora. Es decir:

𝑱𝑺 =

𝑱 𝒉

=

𝒒

[

𝒃𝒍/𝒅𝒊𝒂

𝒉(𝑷𝑺 −𝑷𝒘𝒇 ) 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐

]

Ecuación 3

Donde h es el espesor de la capa productora, medido en pies. Para el flujo radial de un líquido homogéneo de poca compresibilidad dentro de un yacimiento horizontal y uniforme, se tienen las siguientes expresiones:

𝑱=

𝒒 𝑷𝑺 −𝑷𝒘𝒇

=

𝟎.𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖𝟐𝒌𝒉 𝑩𝒐 𝝁𝒐 [𝒍𝒏(𝒓𝒆 /𝒓𝒘 )]

=[

𝒃𝒍/𝒅𝒊𝒂 𝒃𝒍/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐

]

Ecuación 4

Y

𝑱𝑺 =

𝑱 𝒉

=

𝟎.𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖𝟐𝒌 𝑩𝒐 𝝁𝒐 [𝒍𝒏(𝒓𝒆 /𝒓𝒘 )]

=[

𝒃𝒍/𝒅𝒊𝒂 𝒃𝒍/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐

]

Ecuación 5

Si el valor del IP se toma como constante, independientemente de la producción actual del pozo, entonces la ecuación 2 se expresa como:

𝒒 = 𝑱∆𝑷

Ecuación 6

En donde ∆𝑃 es el drawdown. De acuerdo a esta expresión, la relación entre q y ∆𝑃 es una línea recta que pasa por el origen y tiene una pendiente J (Ver Ilustración 1).

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ILUSTRACIÓN 1 GRAFICA DE LA TASA DE PRODUCCIÓN CONTRA EL DRAWDOWN: ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD CONSTANTE Fuente: NIND, T.E.W.Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

Para un momento de la vida del yacimiento, PS tiene un valor específico, por lo que si J es una constante, al graficar Pwf contra q se obtiene una línea recta (Ilustración 2). El ángulo que forma esta línea con el eje de presión es tal que:

𝑻𝒂𝒏 ∝=

𝑶𝑩 𝑶𝑨

=𝑱

Ecuación 7

ILUSTRACIÓN 2 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DEL IP Fuente: NIND, T.E.W.Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

7

El valor de q en el punto B, es decir JPs, se llama potencial del pozo y se representa con el símbolo de q´. cabe resaltar el comportamiento en la Ilustración 2 se refiere al comportamiento de la formación, es decir, a la reacción de la formación a un drawdown de presión en un pozo, de tal manera que al referirse al potencial del pozo, estamos hablando de potencial de la formación, lo que representa cuando la presión de fondo fluyente es cero. En la Ilustración 1 e Ilustración 2 el IP es independiente de la producción, por tal motivo la producción de la formación se comporta como una línea recta; tal resultado estaría de acuerdo con la ecuación 4 de flujo radial. Sin embargo, casi siempre se puede esperar que la línea sea curva. A partir de la definición de la ecuación 2 para IP, la dirección de la curvatura es tal que el valor de J decrece al incrementarse los valores de ΔP, o de q (ver Ilustración 3 e Ilustración 4).

ILUSTRACIÓN 3 GRAFICA DE LA TASA DE PRODUCCIÓN CONTRA EL DRAWDOWN: CASO GENERAL. Fuente: NIND, T.E.W.Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

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Para relacionar los casos, Gilbert1 usa el termino relación del comportamiento de afluencia del pozo (IPR) con el objeto de describir la curva de Pwf graficada contra la producción total (véase la Ilustración 4) para cualquier pozo en particular.

ILUSTRACIÓN 4 RELACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DEL FLUJO A LA ENTRADA (IPR). Fuente: NIND, T.E.W.Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

1.2.2. Mecanismos De Producción Ya que en gran parte la forma de la curva, está definida por el mecanismo de producción del yacimiento, es necesario estudiar las variaciones que existen entre un mecanismo y otro. 1.2.2.1. Compresibilidad de la roca y de los fluidos: Al pozo estar en producción, se incrementa la diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión de poro, lo que ocasiona una reducción del volumen poroso del yacimiento y la expansión o cambio en el volumen de los fluidos presentes (Ilustración 5). 1

Gilbert. W. E. Flowing and Gas lift Well Performance, API Drill. Practicas de Produccion 126 p. 1954.

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ILUSTRACIÓN 5 COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS

Este tipo de mecanismo no importa si la presión del yacimiento se encuentra por encima o por debajo de la presión de burbujeo. Este se ve influenciado principalmente por fuerzas como: fuerzas capilares, fuerzas gravitacionales, y fuerzas viscosas debidas a los diferenciales de presión y a potenciales de flujo.

1.2.2.2. Empuje por gas en solución Es el más común en la mayoría de los yacimiento, cuando los fluidos se encuentran en una o dos fases uniformemente distribuidos. El mecanismo de producción será el tipo de gas disuelto inicialmente en el petróleo (Ilustración 6).

ILUSTRACIÓN 6 MECANISMO DE PRODUCCIÓN: EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN 10

Únicamente presente en los yacimientos cuya presión es menor que la presión de burbuja (Yacimiento Saturado). Iniciando la movilización del gas hacia los pozos productores una vez que la saturación del gas liberado exceda la saturación de gas critica, haciéndose este móvil. Eventualmente, durante la vida productiva del yacimiento se desarrollara la capa o casquete de gas. 1.2.2.3. Segregación Gravitacional Este mecanismo es característico de los yacimientos que presentan un alto buzamiento, por lo que posee una alta permeabilidad vertical, permitiendo así una fácil migración del gas hacia el tope. Esto permite que el flujo en contracorriente mediante el cual el gas migra hacia la parte alta de la estructura y el petróleo hacia la parte baja, por razones de diferencia de densidad, esto en respuesta de que las fuerzas gravitacionales actuantes son mayores que las fuerzas viscosas presentes (Ilustración 7).

ILUSTRACIÓN 7 MECANISMO DE PRODUCCIÓN: SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL

1.2.2.4. Empuje por capa de gas Este mecanismo está presente en yacimientos que se encuentra a presiones inferiores a la presión de burbujeo. En lo que existe una capa de gas, la cual tiende a expandirse debido a la disminución de presión actuando esta como una fuerza de empuje que obliga al petróleo a desplazarse (Ilustración 8). 11

ILUSTRACIÓN 8 MECANISMO DE PRODUCCIÓN: EMPUJE POR CAPA DE GAS

1.2.2.5. Empuje Hidráulico Se presenta cuando existe una porción de roca con alta saturación de agua (Acuífero). Debido a la expansión del agua del acuífero (a medida que se reduce la presión), este invade el yacimiento, reemplazo a los fluidos que ya han sido extraído. Este es uno de los mecanismos de producción más efectivo debido al constate suministro de agua del acuífero, ya que no hay caída de presión en el sistema o cae muy poco (Ilustración 9).

ILUSTRACIÓN 9 MECANISMO DE PRODUCCIÓN: EMPUJE HIDRÁULICO 12

1.3. PREDICCION DEL IPR: CAMPO CON EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN Dado que la mayoría de los campos maduros presentan gas en solución como mecanismo de sostenimiento de presión, en la presente sección se trabajara precisamente sobre este tipo de empuje para explicar los métodos de predicción del IPR para un campo, lo cual, es de gran utilidad para el fin de este trabajo de grado. Existen dos problemas diferentes por resolver. El primero es la forma de la curva de presión contra tasa de flujo en un momento determinado, es decir, en una etapa particular de la extracción. El segundo es la manera en que el IPR decrece a medida que continúa la producción.

1.3.1. Método de Vogel Vogel2 ha desarrollado una ecuación empírica para la forma del IPR de un pozo productor en un yacimiento con empuje por gas disuelto en el cual la presión media del yacimiento es menor que la presión en el punto de burbuja. Esta ecuación es: 𝒒 𝒒,

= 𝟏 − 𝟎, 𝟐 (

𝑷𝒘𝒇 𝑷𝑺

) − 𝟎, 𝟖 (

𝑷𝒘𝒇 𝟐 𝑷𝑺

)

Ecuación 8

Donde 𝑷𝑺 es la presión estática del yacimiento. Si el IPR fuera una línea recta medido a la producción máxima q´, se demuestra que q/q´ será igual a [1-(Pwf/PS)]. Por lo tanto, la diferencia entre el valor de q derivado de la ecuación 8 y el valor de la “línea recta” de q es: 𝑷

𝑷

𝟐

𝑷

𝑷

𝒘𝒇 𝒘𝒇 𝒘𝒇 𝒘𝒇 𝒒´ [𝟏 − 𝟎, 𝟐 ( ̅̅̅̅̅ ) − 𝟎, 𝟖 ( ̅̅̅̅̅ ) − 𝟏 + ( ̅̅̅̅̅ )] = 𝟎, 𝟖𝒒´ ( ̅̅̅̅̅ ) (𝟏 − 𝑷𝑺 𝑷𝑺 𝑷𝑺 𝑷𝑺

𝑷𝒘𝒇 ) ̅̅̅̅ 𝑷 𝑺

Ecuación 9

Este valor nunca llega a ser negativo. Desde luego, la diferencia es siempre cero en los extremos definidos por Pwf = 0 y Pwf = PS, y es positiva para todos los valores intermedios de Pwf, alcanzando el valor máximo cuando Pwf = P/2. Entonces, se 2

Vogel, J. V. Inflow Performance Relationships for Solution – Gas Drive Wells. J. P. T. 1968.

13

concluye que la ecuación de Vogel define realmente un IPR que tiene la forma general de la Ilustración 4. En un análisis posterior, Standing3 reescribió la ecuación 8 como: 𝒒 𝒒´

= (𝟏 −

𝑷𝒘𝒇 𝑷𝑺

) (𝟏 + 𝟎, 𝟖

𝑷𝒘𝒇 𝑷𝑺

)

Ecuación 10

De la ecuación 2 se obtiene:

𝑱=

𝒒´ 𝑷𝑺

(𝟏 + 𝟎, 𝟖

𝑷𝒘𝒇 𝑷𝑺

)

Ecuación 11

Siendo J* el valor inicial de J, es decir, el valor de IP para drawdowns bajos (Ilustración 10), al tender Pwf hacia el valor 𝑷𝑺 , la ecuación 11 se convierte en:

𝑱∗ =

𝟏,𝟖𝒒´

Ecuación 12

𝑷𝑺

ILUSTRACIÓN 10 VALOR INICIAL DEL IP Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

3

Standing, M. B. Concerning the calculation of Inflow Performance of Well Producing from Solution Gas Drive Reservoirs, J. P. T. 1141 p. 1971

14

Las ecuaciones 11 y 12 dan:

𝑱∗ = 𝟏, 𝟖𝑱⁄(𝟏 + 𝟎, 𝟖

𝑷𝒘𝒇 𝑷𝑺

)

Ecuación 13

Que permite calcular J* a partir de un valor medido de J. Alternativamente, J* puede calcularse con la ecuación de flujo radial. Si se usa por ejemplo la ecuación 12 se tiene:

𝑱∗ =

𝟎,𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖𝟐𝒌𝒐 𝒉 𝑩𝒐 𝝁𝒐 [𝒍𝒏(𝒓𝒆 ⁄𝒓𝒘 )−𝟑/𝟒]

Ecuación 14

Donde ko, μo y Bo son tomados a la presión media (y saturación promedio de fluido) en el volumen drenado. Un valor futuro de J*, notado como J*f se puede calcular a partir del valor presente (J*p) con la ecuación 12 para J*f y J*p, y dividiendo después. El resultado es: (𝒌𝒓𝒐 ⁄𝑩𝒐 𝝁𝒐 )𝒇

𝑱∗𝒇 = 𝑱𝒑∗ [(𝒌

𝒓𝒐 ⁄𝑩𝒐 𝝁𝒐 )𝒑

]

Ecuación 15

Finalmente, si q se elimina de las ecuaciones 8 y 12, la curva del IPR futuro se puede trazar utilizando la ecuación 16.

𝒒𝒐 =

𝑱∗𝒇 𝑷𝑺 𝒇 𝟏,𝟖

[𝟏 − 𝟎, 𝟐

𝑷𝒘𝒇 𝑷𝑺 𝒇

− 𝟎, 𝟖 (

𝑷𝒘𝒇 𝑷𝑺 𝒇

𝟐

) ]

Ecuación 16

1.3.2. Método LOG-LOG El segundo método para definir la forma de la curva IPR es modificar la ecuación 6 para obtener:

𝒒𝒐 = 𝑱(∆𝑷)𝒏

Ecuación 17

En la cual el exponente n no es necesariamente igual a la unidad. Bajo esta consideración, el potencial del pozo es JPSn, de tal manera que un IPR en línea recta podría conducir una producción de JPSn [1 - Pwf - PS] a una FBHP de Pwf. Se

15

infiere que la relación entre la producción dada por la ecuación 1 a la producción obtenida con el IPR en línea recta al mismo drawdown es: 𝒏

𝑹𝒆𝒍𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 𝒅𝒆 𝑪𝒂𝒖𝒅𝒂𝒍𝒆𝒔 =

𝑱(𝑷𝑺 −𝑷𝒘𝒇 )

𝑱𝑷𝒏 𝑺 (𝑷𝑺 −𝑷𝒘𝒇 )⁄𝑷𝑺

𝑷𝑺 −𝑷𝒘𝒇 𝒏−𝟏

=(

𝑷𝑺

)

Ecuación 18

Esta relación es siempre menor o igual a 1 si n>1, es la unidad si n=1 y es mayor o igual a 1 si n<1. Nótese de la ecuación 17 que: 𝒅𝒒 𝒅𝑷𝒘𝒇

= −𝑱 𝒏(𝑷𝑺 − 𝑷𝒘𝒇 )

𝒏−𝟏

Ecuación 19

Entonces, para n <1, dq / dPwf tiende a infinito cuando Pwf tiende a PS: es decir, la curva q = J (ΔP)n es horizontal (en la gráfica P – q) a Pwf = PS, q = 0. Además, la diferencia entre la curva q = J (ΔP)n y la línea recta en un valor particular de Pwf es máxima cuando:

ILUSTRACIÓN 11 CURVA DE IPR FUTURO Fuente. NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

16

𝑷𝒘𝒇 = 𝑷𝑺 [𝟏 −

𝟏 𝒏𝟏⁄(𝒏−𝟏)

]

Ecuación 20

Por ejemplo, si n = 1⁄2 la diferencia máxima se representa a Pwf = 3⁄4 PS; cuando n = 2⁄3 ocurre a Pwf = 19⁄27 PS y si n = 2, a Pwf = 1⁄2 Ps. Las curvas típicas para la formula q = J (ΔP)n en una gráfica regular P – q se muestran en la Ilustración 12 y, en el caso de n <1, puede contrastar con la curva más simétrica de Vogel.

ILUSTRACIÓN 12 CURVAS TÍPICAS DE TASA DE PRODUCCIÓN VS. PRESIÓN, OBTENIDAS CON LA ECUACIÓN 17. Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

En vez de esto, se debe recurrir a los datos de campo en un esfuerzo por desarrollar una correlación para J y n. de ser así, entonces se puede establecer una malla en una gráfica Log-Log de q contra ΔP (Ilustración 13); obsérvese aquí que los diferentes valores de n dan las pendientes de las líneas, mientras que los de J son valores de los q correspondientes a un ΔP igual a 1. Con objeto de usar esta malla para tener una extrapolación hacia el futuro, es conveniente usar el procedimiento descrito a continuación. 17

ILUSTRACIÓN 13 TASA DE PRODUCCIÓN CONTRA UNA MALLA DE DRAWDOWN. Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

Cada vez que se mide la tasa de flujo y el drawdown de un pozo fluyente, el resultado se grafica en la malla (punto A). Este punto define la línea del IPR para el pozo en ese tiempo (mostrado por una línea discontinúa). Se selecciona algún drawdown como referencia conveniente, quizá 100 lb/pulg2, y se grafica la producción q100 que correspondería a ese drawdown (punto B de la Ilustración 13). Para cada pozo se hace una gráfica como esta. Para obtener el IPR futuro de un pozo, se pueden extrapolar (lo mejor posible) los puntos de la Ilustración 14 y estimar así la producción para un drawdown de referencia en un tiempo futuro requerido (o acumulativo del pozo).

18

ILUSTRACIÓN 14 EXTRAPOLACIÓN USANDO UNA “TASA DE PRODUCCIÓN CON UN DRAWDOWN DE REFERENCIA”. Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

Grafíquese este valor en la malla (punto C de la Ilustración 13.) y trácese entonces la línea por C que ajuste la malla (línea de punto en la Ilustración 13). Esta línea define J, n y, por lo tanto, el IPR del pozo en un tiempo futuro que se desea. Es evidente que el método Log-Log es relativamente complejo cuando se le compara con el método desarrollado por Vogel y Standing.

1.3.3. Método De Fetkovich. Fetkovich

4

ha desarrollado un método que, de varias formas combina la

aproximación de Vogel con la consideración Log-Log. El método tiene como punto de partida la ecuación de Evinger y Muskat para un flujo bifásico, con un único pozo de radio rW que esta drenando un yacimiento horizontal homogéneo de radio re. Esta ecuación es:

𝒒𝒐 =

4

𝟎,𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖𝟐 𝒌 𝒉 𝑷𝒆 ∫ 𝒇(𝑷)𝒅𝑷 𝒍𝒏(𝒓𝒆 ⁄𝒓𝒘 ) 𝑷𝒘𝒇

Ecuación 21

Fetkovich, M. J. The Isochronal Testing of Oil Wells. Articulo SPE N° 04529. 1973

19

Donde d (P) es una función de la presión. Se pueden usar diferentes expresiones para f(P) según sean los casos, por ejemplo, flujo bajo régimen estable en una sola fase a presión constante Pe en la frontera externa; flujo en una sola fase bajo régimen seudo-estable sin flujo a través de la frontera externa; flujo en dos fases con diferentes consideraciones de frontera externa. El caso más simple con dos fases es el de la presión constante Pe en la frontera externa, con Pe menor que la presión en el punto de burbuja, para que así haya flujo bifásico a lo largo del yacimiento. Bajo estas circunstancias, f (P) toma el valor de kro / μoBo, donde, kro es la permeabilidad relativa del aceite bajo las condiciones de saturación en la formación que corresponde a la presión P. Fetkovich hace la consideración clave de que, con un buen grado de aproximación, la expresión kro / μoBo es una función lineal de P, en la que la línea recta pasa por el origen, en cualquier caso. Si Pi es la presión inicial de la formación, en el caso bajo consideración el valor de Pi es bastante aproximado al de Pe por lo que ambos valores se pueden ser intercambiados; entonces, la consideración de línea recta conduce a la expresión:

𝒌𝒓𝒐 𝝁𝒐 𝑩𝒐

=[

𝒌𝒓𝒐

]

𝑷

Ecuación 22

𝝁𝒐 𝑩𝒐 𝑷𝒊

Al sustituirse la ecuación 22 en la ecuación 21 se obtiene:

𝒒𝒐 =

𝟎.𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖𝟐𝒌 𝒉 𝒌𝒓𝒐 𝟏 [ ] (𝑷𝟐𝒊 ⁄ ) 𝒍𝒏(𝒓𝒆 𝒓𝒘 𝝁𝒐 𝑩𝒐 𝟐𝑷𝒊

− 𝑷𝟐𝒘𝒇 )

Ecuación 23

O bien:

𝒒𝒐 = 𝑱´𝒐𝒊 (𝑷𝟐𝒊 − 𝑷𝟐𝒘𝒇 )

Ecuación 24

Donde:

𝑱´𝒐𝒊 =

𝟎.𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖𝟐𝒌 𝒉 𝒌𝒓𝒐 𝟏 [ ] 𝒍𝒏(𝒓𝒆 ⁄𝒓𝒘 ) 𝝁𝒐 𝑩𝒐 𝟐𝑷𝒊

Ecuación 25 20

Es interesante comparar la ecuación 24 con la ecuación estándar que define el IP, la ecuación 6, y observar que la forma de Fetkovich se aplica al fuljo de gas limpio y seco (se requieren las potencias de 2 en este último caso para explicar la compresibilidad del gas). La ecuación 24 conduce a una gráfica del IPR del tiempo “esperado”, que se ilustra en la Ilustración 4. Se puede apreciar más claramente la derivar la ecuación 24 con respecto a Pwf, obteniendo: 𝒅𝒒𝒐 𝒅𝑷𝒘𝒇

= −𝟐𝑱´𝒐𝒊 𝑷𝒘𝒇

Ecuación 26

Lo anterior implica que la razón de cambio de qo con respecto a Pwf es negativa y el cambio de qo que acompaña un incremento particular en Pwf es menor para los valores bajos de la presión del fluido de entrada. Para dar una aplicación práctica a este método disponemos de la siguiente información. 2 𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑤𝑓 2

2 (𝑃𝑖2 − 𝑃𝑤𝑓 ) 2 2

2 2

𝑞𝑜 (𝑏𝑙 ⁄𝑑í𝑎)

(𝑙𝑏⁄𝑝𝑢𝑙𝑔 )

𝑀𝑀(𝑙𝑏⁄𝑝𝑢𝑙𝑔 )

𝑀𝑀(𝑙𝑏⁄𝑝𝑢𝑙𝑔 )

1500

2.25

1.75

875

1200

1.44

2.56

1280

1000

1.00

3.00

1500

800

0.64

3.36

1680

600

0.36

3.64

1820

400

0.16

3.84

1920

200

0.04

3.96

1980

0

0

4.00

2000

TABLA 2 DETERMINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ACEITE PARA VARIOS SUPUESTOS DE PWF Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

21

Trazar la curva del IPR para un pozo en el que Pi es de 2000 lb/pulg2 y la ecuación 24 se cumple, con un J’oi = 5 x 10-4 (bl / (día) (lb/pulg2)2). El cálculo de la producción de aceite para varias Pwf se muestra en la Tabla 2 y los resultados son graficados en la Ilustración 15.

ILUSTRACIÓN 15 CURVA DE IPR USANDO EL MÉTODO DE FETKOVICH. Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

El siguiente punto es modificar la ecuación 24 para tomar en cuenta el hecho de que, en la práctica, PS no es constante, sino que decrece a medida que la producción acumulativa aumenta. La consideración hecha es que J’oi decrecerá en proporción a la reducción de la presión media del yacimiento (área de drenaje). Entonces, cuando la presión estática es Ps (menor que Pi), la ecuación del IP es:

𝒒𝒐 = 𝑱´𝒐𝒊

𝑷𝑺 𝑷𝒊

(𝑷𝟐𝑺 − 𝑷𝟐𝒘𝒇 )

Ecuación 27

O escribiéndolo de otra forma

𝒒𝒐 = 𝑱´𝒐 (𝑷𝟐𝒔 − 𝑷𝟐𝒘𝒇 )

Ecuación 28

Donde 22

𝑱´𝒐 = 𝑱´𝒐𝒊

𝑷𝒔

Ecuación 29

𝑷𝒊

Estas ecuaciones pueden ser usadas para extrapolar los valores de J´o a futuro. Utilizando las ecuaciones 28 y 29 y los datos del ejemplo anterior, predecir las curvas de IPR del pozo para los valores de presión estática de 1500 y 1000 lb/pulg2. Utilizando la ecuación 29, se calculan los valores de J´o.

𝑱´𝒐 |𝟏𝟓𝟎𝟎 𝒍𝒑/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 = 𝟓 ∗ 𝟏𝟎−𝟒 ∗ 𝟏𝟓𝟎𝟎⁄𝟐𝟎𝟎𝟎 = 𝟑, 𝟕𝟓 ∗ 𝟏𝟎−𝟒 𝒃𝒍/(𝒅𝒊𝒂)(𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 )𝟐 𝑱´𝒐 |𝟏𝟎𝟎𝟎 𝒍𝒑/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 = 𝟓 ∗ 𝟏𝟎−𝟒 ∗ 𝟏𝟎𝟎𝟎⁄𝟐𝟎𝟎𝟎 = 𝟐, 𝟓 ∗ 𝟏𝟎−𝟒 𝒃𝒍/(𝒅𝒊𝒂)(𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 )𝟐 Ahora, mediante la ecuación 28 se calculan los valores de qo, utilizando varios valores de Pwf, para una Ps de 1500 lb/pulg2 y de 1000 lb/pulg2, respectivamente. Los resultados se muestran en la Tabla 3 y se grafican en la Ilustración 16. 2

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑠 = 1500 𝑙𝑏⁄𝑝𝑢𝑙𝑔

(lb/pulg2)

qo (bl/día)

qo (bl/día)

1500

0

-

1200

303,75

-

1000

468,75

0

800

603,75

90

600

708,75

160

400

783,75

210

200

828,75

240

0

843,75

250

𝑃𝑠 = 1000 𝑙𝑏⁄𝑝𝑢𝑙𝑔

2

TABLA 3 TASA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO PARA DIFERENTES VALORES DE PS Y PWF Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

23

ILUSTRACIÓN 16 CURVA DEL IPR FUTURO, POR EL MÉTODO DE FETKOVICH. Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

La forma de las ecuaciones 24 y 28, así como la cercana analogía en la ecuación comparable para yacimientos de gas, lleva en forma natural a considerar las técnicas usadas por mucho tiempo en las pruebas de pozos de gas y el análisis de los resultados de dichas pruebas. Fetkovich ha analizado la aplicabilidad de las pruebas del flujo después del flujo inicial y de las isócronas para pozos de aceite, estudiando en particular la posibilidad de que el fuljo que no sea del tipo Darcy sea un factor importante en muchas situaciones de campo, al quedar este flujo comprendido analíticamente al modificar la ecuación 28.

𝒒𝒐 = 𝑱´𝒊 (𝑷𝟐𝒔 − 𝑷𝟐𝒘𝒇 )

𝒏

Ecuación 30

Donde del valor del exponente n puede ser diferente de la unidad (casi siempre es menor de la unidad si no es igual a ella). Para concluir esta sección en forma relativa a la forma del IPR y al problema de cómo éste podría declinar a medida de que declina la presión de la formación (es decir, a medida de que cambia la saturación del fluido), se debe subrayar que la predicción en esta área sigue siendo un arte incierto). Puede ser que un método sencillo no sea menos confiable que los procedimientos, más bien complejos 24

sugeridos por el método Log-Log y por Vogel, Standing o Fetkovich. Por otra parte, un método sencillo no proporciona la posibilidad de refinamiento lógico y el trabajo delineado anteriormente es muy importante para el desarrollo futuro de predicciones más sensibles y de gran exactitud.

ILUSTRACIÓN 17 CURVAS DE IPR FUTURO OBTENIDAS AL TRASLADAR LA CURVA ACTUAL A LA IZQUIERDA. Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

Una vez que se conoce el IPR actual, con uno de los métodos más sencillos, pero que no es muy sofisticado y se puede utilizar, es mover progresivamente la curva actual a la izquierda, eliminando la parte de la curva aplicable a presiones que exceden la presión media futura del yacimiento (Ver Ilustración 17).

25

1.4. IMPORTANCIA DEL CONOCIMIENTO DE LA CURVA IPR DE UN POZO. Para ilustrar la importancia del conocimiento del IPR de un pozo, se analizaran dos ejemplos:

1.4.1. Asegurar la Producción de un Pozo. Para el primer caso suponga una producción de 50 bl/día de aceite (suponer que el pozo produce sin agua). Para producir la tasa deseada, se ha instalado una bomba en el pozo. Durante los primeros años el pozo ha producido sin dificultad los 50 bl/día. Sin embargo, la producción recientemente ha disminuido por cualquiera de estas dos situaciones: que la formación no sea capaz de producir 50 bl/día, o que existe un defecto mecánico en el equipo de pozo que ocasiona una baja eficiencia de bombeo. Saca la bomba y reemplazarla es una operación costosa y no es aconsejable a menos que el resultado del trabajo y la inversión puedan hacer producir al pozo de nuevo los 50 bl/día. De esta manera, el primer paso a seguir es determinar el IPR del pozo. El resultado puede ser cualquiera de los mostrados en la Ilustración 18 e Ilustración 19.

ILUSTRACIÓN 18 IPR MUESTRA QUE LA FORMACIÓN ES INCAPAZ DE PRODUCIR LA TASA DESEADA Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada)

26

Si el IPR fuera como el que se muestra en la Ilustración 18, el pozo bajo ningún cambio en la bomba daría la producción de 50 bl/día; a menos que se realicen trabajos de estimulación a la formación como fracturamiento o acidificación. Si, por otra parte, el IPR es como se muestra en la Ilustración 19, es seguro que la reparación mecánica en el equipo del pozo hará que la producción alcance la permitida.

ILUSTRACIÓN 19 IPR MUESTRA QUE LA FORMACIÓN ES CAPAZ DE PRODUCIR LA TASA DESEADA Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada)

1.4.2. Evaluación del Éxito de una Estimulación. Como un segundo caso de la importancia del conocimiento del IPR, se supondrá ahora un programa de estimulación de la formación en alguno de sus pozos y para medir el éxito de este programa, se usan las tasas de producción antes y después del tratamiento. La Tabla 4 considera los resultados de dos pozos.

Tasa de producción uniforme, bl/día Pozo

Antes del tratamiento

Una semana después tratamiento

A

60, fluyendo

100, fluyendo

B

35, con bombeo

36, con bombeo

TABLA 4 PRODUCCIÓN DE LOS POZOS A Y B ANTES Y DESPUÉS DE LA ESTIMULACIÓN. Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada)

27

A simple vista el tratamiento ha tenido éxito en el pozo A, pero no en el pozo B, aunque no se tiene evidencia suficiente para sustentar esta conclusión. Los IPR anteriores y posteriores de los pozos se muestran en la Ilustración 20 e Ilustración 21. El tratamiento no ha producido ningún efecto en el pozo A, es decir, el comportamiento del flujo a la entrada de la formación no ha mejorado en forma alguna, el incremento de la producción de 60 a 100 bl/día pudo haberse dado al remover alguna obstrucción que tenía la tubería.

ILUSTRACIÓN 20 CASO EN EL QUE LA ESTIMULACIÓN A LA FORMACIÓN HA SIDO UN FRACASO A PESAR DEL AUMENTO EN LA TASA. POZO

A.

Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada)

Por otra parte, el tratamiento en el pozo B ha aumentado sustancialmente el potencial de la formación y fue un éxito indudable. Entonces, ¿Por qué las tasas antes y después fueron casi idénticas? Hay varias razones posibles: tal vez no se instaló la bomba en forma apropiada después del tratamiento; la bomba se pudo haber dañado cuando se sacó para hacer el tratamiento, el RGA producido de la formación

pudo aumentar como consecuencia del tratamiento, dando como

resultado una reducción en la eficiencia de la bomba. Para complicar aún más este punto, cuando se cierra un pozo para aplicarle el tratamiento, se aprovecha el momento para cambiar la bomba u otro equipo en el pozo y, generalmente, para 28

“limpiar y reactivar” el pozo, de manera que cualquier aumento o disminución en la tasa de producción puede ser el resultado directo del mantenimiento y no tener ninguna relación con el tratamiento para estimular la formación.

ILUSTRACIÓN 21 CASO EN QUE LA ESTIMULACIÓN A LA FORMACIÓN TUVO ÉXITO, AUN CUANDO LAS TASAS INICIAL Y FINAL SON SIMILARES.

Fuente: NIND, T.E.W.Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

Como una conclusión adicional de este análisis se puede decir que la tasa de flujo obtenida de un pozo en particular depende, además del IPR y del sistema de levantamiento artificial implementado, de otros factores tales como el tipo de tubería de revestimiento instalada, los tratamientos aplicados y las propiedades del fluido, entre otras.

29

1.5. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA FORMA DEL IPR5 Como ya se mencionó, son varios factores los que influyen y afectan al IP e IPR. En esta sección se discutirán algunos de estos factores que pueden causar variaciones en la forma y comportamiento de la curva IPR.

1.5.1. Zona de Permeabilidad Constante En una zona donde las permeabilidades Kx, Ky y Kz no varían independientemente del punto donde se quieran determinar, la mayor caída de presión (Pwf) en una formación productora se encuentra en la vecindad del pozo. Si la Pwf del pozo está por debajo del punto de burbuja, a medida que una cantidad de masa de aceite se mueve hacia el pozo, la presión de este cae de manera uniforme, permitiendo que se libere gas. La saturación del gas libre en la vecindad del cuerpo de aceite se incrementa uniformemente, aumentando así la permeabilidad relativa al gas, y disminuyendo la permeabilidad relativa al aceite. Mientras más grande sea la caída de presión, es decir, mientras más baja sea la presión en la cara del pozo, más notorio será este efecto, de manera que sería razonable esperar que el IP (el cual depende de la permeabilidad efectiva del aceite) disminuya y el RGA (el cual está en función de la permeabilidad relativa del gas) se incrementa en la medida que aumente el drawdown. Este argumento lleva a la conclusión de un IPR de forma curvada, como el de la Ilustración 22, siempre que la Pwf esté por debajo de la presión del punto de burbuja (Yacimientos Saturados y Bajo saturados).

5

NIND, T.E.W. Principles of Oil Well Production. 1964

30

ILUSTRACIÓN 22 CURVATURA QUE PRESENTA EL IPR PARA FLUJO BIFÁSICO Fuente: GOLAN, CURTIS. Well Performance. Segunda edición. 1991. Modificada.

El drawdown puede tener un efecto considerable en el RGA, no solo por el incremento de la permeabilidad relativa del gas con una Pwf decreciente, sino también porque todo el aceite en la vecindad del pozo contribuye al incremento del gas libre, además del que entra al contorno del pozo precedente de lugares apartados de la formación, por lo tanto, a mayor drawdown (menor Pwf) mayor será la contribución de gas libre a partir del aceite de las cercanías del pozo. En ciertas circunstancias el RGA producido puede disminuir primero y después aumentar cuando se incremente la producción. Para las presiones cercanas al punto de burbuja (saturaciones de gas menores de la saturación crítica dentro de la formación) y, también, para formaciones de diferente permeabilidad, el efecto de la producción sobre el índice de productividad y el RGA puede considerarse inexistente o muy pequeño, siempre y cuando se mantenga el flujo tipo Darcy. Por último, mientras el valor de Pwf se mantenga sobre la presión de saturación, se asume que no hay gas libre en la formación y el IP se mantiene constante, es decir, la tendencia del IPR aplicable a los valores Pwf mayor que la presión de saturación mantendrá una línea recta. 31

1.5.2 Formación Estratificada Prácticamente, toda formación productora esta estratificada en mayor o menor grado, es decir, contienen capas de permeabilidad diferente. Para ilustrar el efecto que esta estratificación puede tener sobre la forma del IPR y la dependencia del RGA en la producción, se puede considerar por ejemplo, un caso en el cual hay tres zonas diferentes que tienen permeabilidades de 1, 10 y 100 md respectivamente. Se supone que no hay comunicación vertical entre las zonas, excepto a través del mismo pozo. En la Ilustración 23 se muestra gráficamente el efecto que presentan capas de diferente permeabilidad sobre el IPR.

ILUSTRACIÓN 23 IPR COMPUESTO PARA UNA FORMACIÓN ESTRATIFICADA Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de Producción y Mantenimiento de Pozos Petroleros. 1964. Modificada

1.5.2.1 Efecto Sobre el IPR Si se considera que se ha alcanzado una etapa en la cual la presión en la zona de 100 md es de 1000psi y en la de 1md es de 1500psi. El pozo se prueba ahora a varias producciones para establecer el IPR. Si los IPRs individuales de las tres zonas son los que se indican en las líneas punteadas de la Ilustración 23, el IPR compuesto, que es promedio de estas tres curvas, tendrá la forma mostrada (línea continua de la Ilustración 23).

32

Como generalización, se puede concluir que muchos pozos, debido a la estratificación y al agotamiento diferencial subsecuente en las zonas de producción, muestran una curva del IPR compuesto del tipo mostrado en la Ilustración 24, con un IP mejorado con la producción que incrementa para bajas tasas, pero que decae para tasas de producción mayores.

ILUSTRACIÓN 24 CURVA GENERALIZADA DEL IPR PARA CUALQUIER FORMACIÓN Fuente: NIND, T.E.W. Fundamentos de Producción y Mantenimiento de Pozos Petroleros. 1964. Modificada

1.5.2.2. Efectos Sobre el RGA Para cualquier saturación de aceite, es conocido que la relación entre la permeabilidad efectiva del gas y la permeabilidad efectiva del aceite aumenta proporcionalmente con el grado de cementación y consolidación, es decir, para una permeabilidad más baja. Si se ha obtenido suficiente producción de una formación estratificada para asegurar un grado notable de agotamiento diferencial, y si se ha hecho una serie de pruebas de producción en un pozo ya terminado en esta formación, con las tasas variando desde cero hasta el potencial máximo, entonces, para tasas bajas la Pwf será alta y únicamente las capas de alta presión contribuirán a la producción. Estas capas serán las de mayor consolidación y cementación. En otras palabras, los estratos que producen tasas bajas son los que producen un RGA alto. 33

A medida que aumenta gradualmente la producción del pozo, los estratos menos consolidados empezaran a producir uno por uno, con RGA progresivamente menores, entonces, la relación total de la producción disminuirá cuando se incremente la tasa. Sin embargo, si las capas más explotadas producen RGA elevados, debido a las altas saturaciones de gas libre, la relación gas/aceite empezara finalmente a elevarse cuando la tasa de producción se incremente, y este ascenso continuara hasta que la zona más permeable haya entrado en producción, como consecuencia del efecto de “la vecindad del pozo” que se analizó previamente. De acuerdo a esto, se espera que un pozo que produce en una formación estratificada muestre un mínimo en su RGA cuando se incremente la tasa de producción, tal y como se puede observar en la Ilustración 25.

ILUSTRACIÓN 25 TENDENCIA EN EL COMPORTAMIENTO DEL RGA VS LA TASA DE PRODUCCIÓN: EL MÍNIMO MOSTRADO PUEDE DEBERSE A LA ESTRATIFICACIÓN DE LA FORMACIÓN. Fuente: NIND, T.E.W. fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros. 1964. Modificada

34

1.6 OPERACIONES DE CAMPO NECESARIAS Para la construcción de la Curva IPR en Pozos No Fluyentes será necesario realizar las siguientes operaciones de campo: 

Inducción Mecánica por Suabeo con copas



Registros de Presión de Fondo



Calibración con Bloque de Impresión

Para un mejor análisis de las operaciones antes mencionadas, se realiza una explicación más detallada de sus características y funciones.

1.6.1. Inducción Mecánica por Suabeo con Copas Una operación de inducción mecánica o suabeo (acrónimo de la palabra en inglés “Swab” que significa extraer) es una técnica tipo embolo, que consiste en levantar una columna de fluido (aceite, agua, o aceite-agua) a través del interior de la tubería de producción o tubería de revestimiento, desde una profundidad determinada hasta superficie, utilizando un cable de acero enrollado a un tambor de servicios de pozos. 1.6.1.1. Descripción de la Operación El objetivo de la inducción o Suabeo es extraer aceite y/o agua, eliminando partículas de parafina, emulsiones y partículas sólidas adheridas a la pared de la tubería de producción o suspendidas en los líquidos dentro del pozo, mediante el servicio de sondeo e inducción mecánica con copas de hule o neopreno (Véase Ilustración 26).

ILUSTRACIÓN 26 COPAS DE INDUCCIÓN PARA CARGAS LIGERA, MEDIA Y PESADA RESPECTIVAMENTE.

35

La finalidad es reducir la presión hidrostática del pozo y/o eliminar obstrucciones para mejorar las condiciones de flujo prolongando la etapa fluyente de los pozos que producía en forma natural y que han declinado su producción paulatinamente. Existen varios motivos por los que se requiera realizar una Inducción Mecánica. Los principales y más comunes se enumeran a continuación. 1. Evaluar formaciones de un Pozo nuevo o de reacondicionamiento 

Formaciones Disparadas



Suabear para sacar muestras de los fluidos para determinar la gravedad API, viscosidades a diferentes temperaturas, salinidad del agua, etc.



Formaciones Fracturadas.

2. Extraer petróleo con fines de producción. 3. Aligerar la columna de fluido para que el pozo empiece a fluir con su propia energía. 4. Extraer fluidos contaminados con arena de formación. 5. Evaluar pozos de baja energía, que han sido temporalmente abandonados: 

Alta producción de agua



Alta producción de gas



Baja producción de petróleo, que en su época no era rentable y con el transcurrir del tiempo cambio su comportamiento.

El procedimiento de operación varia, dependiendo del motivo por el cual se realiza la inducción. 1.6.1.2. Problemas Operativos 

Tiempo de vida corto del motor (Debido a excesivas cargas de fluido)



Atrapamiento del conjunto del subsuelo (Copas, mandriles, cables, entre otros.)



Condiciones Inseguras / Actos Inseguros.



Deterioro del Cable de Acero

36

1.6.1.3. Información Obtenida del Reporte de Suabeo 1. Armado de unidad 2. Conexiones en la cabeza del pozo. 3. Nivel inicial-final del fluido 4. Profundidad hasta donde se descienden las copas. 5. Profundidad total del fluido 6. Estado final del pozo: 

Pozo queda seco y cerrado



Pozo queda seco y abierto



Pozo fluye intermitentemente



Pozo queda fluyendo

7. Peso de la columna desplazada 8. Número de viajes, consumo de copas, tipo, marca, tamaño. 9. Problemas del Pozo, si es que tuviese. Tal y como se muestra en la Ilustración 27 . Ejemplo de un reporte de Inducción por Suabeo con copas. PETRODATA SERVICES S.A. DE C.V. Nombre y Numero de Pozo Personal de Trabajo

NOMBRE DEL POZO

Macropera

EQUIPO

USW 09

ADRIAN GONZALEZ VILLEGAS

JOSE MARCOS MORENO VALDEZ

xxxxxxxxxxxxxxxxxx

Tamaño de T.P.

2 7/8"

EBER ABRAHAM DE LA HIGUERA GONZALEZ

HUGO ARCÍA CAJIJA

Prof. De Empacador

1041 M

Fecha de Servicio Presion de Cabeza De pozo al Inicio de la Operación

07/03/2013 Cerrado Abierto

2

kg/cm2 kg/cm2

DATOS DE OPERACIÓN: Tiempos

Presion En Peso Sarta Cabeza de Pozo Superficie KG/CM" (lbs)

Nivel Liquido (m)

Prof. Sarta sin Sarta X Viaje carga con carga (m)

(lbs)

(lbs)

Volumen Rec.

Volumen Rec.

Total Acum. En Tanque

pg

(Barriles)

(Barriles)

Viaje No.

Observaciones

REALIZA JUNTA DE SEGURIDAD. ENCUENTRA POZO CERRADO CON UNA PRESION EN CABEZA DE POZO DE 2KG/CM2.

10:30

2

10:40

2

300

INSTALACION DE UNIDAD HIDRAULICA DE INDUCCION Y SONDEO E INSTALACION DE EQUIPO DE CONTROL DE PRESION SOBRE LA VALVULA DE SONDEO Y CONEXIONES DE PRESA METALICA.

11:20

2

300

SE ALINEA POZO A PRESA METALICA, SE DESFOGA, POZO NO FLUYE, CAE PRESION A 0 KG/CM2.

11:30

0

300

730

950

1390

1580

0

0

0

1

12:30

0

300

730

950

820

1790

6

6.12

6.12

2

13:30

4

300

7

7.14

13.26

14:30

5

300

6

6.12

19.38

POZO INCREMENTA PRESIÓN A 5 KG/CM2. APORTA FLUIDO DE CONTROL Y GAS EN EXCESO.

15:30

7

300

6

6.12

25.5

POZO INCREMENTA PRESION A 7 KG/CM2. APORTA FLUIDO DE CONTROL Y GAS EN EXCESO.

16:30

7

300

25.5

POZO QUEDA ALINEADO A BATERIA POR INSTRUCCIONES DE PERSONAL DE PRODUCCION CON UNA PRESION EN CABEZA DE POZO DE 7 KG/CM2. SE DA POR TERMINADO EL SERVICIO.

16:40

REALIZA VIAJE DE CALIBRACION CON BLOCK DE 2 1/4" A 950 M. DETECTANDO NIVEL LIQUIDO A 730 M. SIN RESISTENCIA EN T.P. REALIZA VIAJE DE INDUCCION, NIVEL LIQUIDO SE DETECTA A 730 M. POZO FLUYE AL TERMINO DEL VIAJE CON 2 KG/CM2, APORTANDO FLUIDO DE CONTROL Y GAS. POZO INCREMENTA PRESIÓN A 4 KG/CM2. APORTA FLUIDO DE CONTROL Y GAS EN EXCESO.

SE PROCEDE A DESMANTELAR EQUIPO.

17:10

SE RETIRA PERSONAL DE LOCACION.

Constante de Presa de 10 M3

1.02 Barril / Plg

Volumen Recuperado (bls)

25.5

Muestras Tomadas

JOSE MARCOS MORENO VALDEZ

ADRIAN GONZALEZ VILLEGAS

NOMBRE DEL OPERADOR

NOMBRE DEL SUPERVISOR DE UNIDAD DE INDUCION Y SONDEO

Notas

1 POZO QUEDA ALINEADO A BATERIA POR INSTRUCCIONES DE PERSONAL DE PRODUCCION CON UNA PRESION EN CABEZA DE POZO DE 7 KG/CM2. SE RECUPERA UN TOTAL DE 25.5 BLS DE FLUIDO DE CONTROL. CONTINUA OPERACIÓN CON LA DESCARGA DE FLUIDO ASENTADA CON LA BOLETA DE RECOLECCION No. ANEXA.

ILUSTRACIÓN 27 EJEMPLO DE REPORTE DE INDUCCIÓN MECÁNICA POR SUABEO CON COPAS

37

1.6.2. Registros de Presión De Fondo Al realizar un registro de presiones se tiene como fin conocer el comportamiento del pozo en cuanto a su presión y temperatura desde fondo hasta superficie tanto en pozos fluyendo como en estáticos. Los distintos tipos de pruebas que se realiza con registro de presiones son: 1.6.2.1. Registro de Presión de Fondo Fluyente Es un registro de presión que consiste en introducir un sensor de presión y temperatura (Memory Gauge) haciendo mediciones desde superficie hasta fondo o de fondo a superficie del pozo, cuando el pozo está fluyendo.

ILUSTRACIÓN 28 SENSOR DE PRESIÓN Y TEMPERATURA (MEMORY GAUGE).

Se tienen que realizar estaciones de medición por un tiempo determinado de 5 a 10 min, las profundidades se las define según programa operativo. Las presiones y temperaturas que se lean son correlacionadas con sus profundidades para tener un gradiente de presión y temperatura. 1.6.2.2. Registro de Restauración de Presión (BUILD UP) Es un registro de presión que consiste en introducir a fondo de pozo un válvula de cierre en fondo (DHSIT) y un sensor de presión y temperatura (Memory Gauge), cuando la válvula se cierra en fondo de pozo logra aislar la zona más cercana a los intervalos productores, donde se acumula presión logrando reproducir la presión del reservorio para ese pozo, esta presión es registrada por el sensor.

38

ILUSTRACIÓN 29 VÁLVULA DE CIERRE EN FONDO (DHSIT)

Uno de los principales objetivos de este análisis es determinar la presión estática del yacimiento sin necesidad de esperar semanas o meses para que la presión del yacimiento se estabilice. Cuando se inicia la prueba una vez que cierra la válvula en fondo, el pozo debe estar cerrado en superficie, la prueba dura aproximadamente 24 horas, que es el tiempo que tarda la presión en fondo para estabilizarse. 1.6.2.3. Registro de Presión de Fondo Cerrado Es un registro de presión que se realiza luego de la prueba de BUILD UP, consiste en registrar presiones y temperaturas cuando el pozo está en condiciones estáticas de fondo a superficie o viceversa. Se registra presiones y temperaturas haciendo estaciones a distintas profundidades por un tiempo de 5 a 10 min, las profundidades son calculadas según programa operativo.

39

DIVISION LINEA DE ACERO Fecha:

08-ago.-12

GRADIENTE DESCENDENTE

POZO PRUEBA IPR 1 PROF.

DATO

S E P E C

0.000

C 27.914

o F 82.25

100.000

112.814

7.93

0.0029

28.070

82.53

199.675

116.711

8.21

0.0027

29.532

85.16

297.831

120.716

8.49

0.0029

31.797

89.23

393.554

203.503

14.31

0.0608

35.924

96.66

21.84

0.0797

40.667

105.20

15:37

0

15:43

100

15:59

200 300 400

TEMPERATURA

(Kg/cm²/m) ------

TVD

15:54

GRADIENTE

(Kg/cm 2) 7.65

(mts)

15:49

PRESION (PSI) 108.730

HH:MM

o

16:04

500

487.992

310.594

16:09

600

578.542

411.552

28.94

0.0784

45.283

113.51

35.78

0.0784

49.689

121.44

16:14

700

665.777

508.811

16:19

800

752.379

605.877

42.61

0.0788

53.711

128.68

16:24

900

838.984

700.702

49.28

0.0770

56.945

134.50

16:29

1000

927.256

798.675

56.17

0.0781

60.938

141.69

16:35

1093

1013.829

903.304

63.52

0.0850

64.954

148.92

Presión (Kg/cm²)

ILUSTRACIÓN0 30 EJEMPLO DE LOS DATOS OBTENIDOS DE UN REGISTRO DE PRESIÓN 10 20 30 40 50 60 70 0.000

Estas estaciones se realizan para determinar las fases que compone el pozo (Gas, Petróleo 200.000 y Agua), los niveles de estos fluidos en el pozo. Profundidad (m)

El pozo debe 400.000estar cerrado en superficie, se debe esperar por lo menos 48 horas para que se estabilice la presión en superficie y poder realizar esta prueba. 600.000

1.6.2.4. Registro de Presión “Flow After Flow” 800.000

Es un registro de presión que se realiza cuando el pozo está a prueba, consiste en 1000.000

medir la presión y temperatura en fondo de pozo muy cerca a los intervalos para distintos1200.000 caudales de producción, esto se consigue variando el diámetro del estrangulador del pozo.

INGENIERO DE CAMPO NOMBRE: ANGEL RICARDO RODRIGUEZ CERECEDO FIRMA: Se debe medir la producción del pozo

antes de realizar esta prueba por un tiempo

aproximado de 12 horas, una vez iniciada la prueba se debe dar un tiempo de 8 horas por cada variación del estrangulador para permitir la estabilización del caudal de producción. Una vez realizadas estas pruebas se procede a la interpretación de los datos obtenidos para encontrar: 

Tipo de flujo con el que produce el pozo



Presión de fondo fluyente



Presión del reservorio



Daño a la formación

40



Permeabilidad



Radio de investigación



Tipo de fluido que produce el pozo



Producción del pozo a distintos diámetros del estrangulador

Por otra parte, cuando se realizan registros de presión debemos tener cuidado de los siguientes aspectos: 

Se debe conocer los rios que tiene la tubería de producción hasta donde vamos a medir las presiones. (Intervalos productores).



Las presiones en cabeza deben ser adecuadas de acuerdo al diámetro del estrangulador que manejemos según la prueba.



Debemos conocer los parámetros de producción, pruebas anteriores, trabajos anteriores que se le han realizado al pozo.



Verificar con personal de la empresa de servicio el buen estado de sus equipos, si es posible realizar pruebas antes de bajar herramientas al pozo, esto para evitar contratiempos.

1.6.3. Calibración con Bloque de Impresión Una calibración es una operación en donde la finalidad principal es detectar alguna anormalidad en la tubería, ya sea esta, tubería de perforación o de revestimiento. Esto se realiza antes de introducir en la tubería, alguna herramienta, con el fin de evitar su atrapamiento, y la razón para ocupar un bloque de plomo, es que si existe alguna obstrucción en la tubería se muestre en el bloque de plomo (Ilustración 31 e Ilustración 32 ). Bloque de Impresión Es una pieza de plomo de fondo plano y circular completamente lisa, con acoplamiento para la tubería de perforación o producción y con un orificio de circulación. Su función es tomar impresión aproximada del tope del pescado. Se introduce en el pozo mediante un cable de acero. En caso donde requiera mayor precisión, se introduce con la tubería. Para tomar la impresión es necesario tocar una sola vez el tope del pescado. La forma del tope vendrá impresa en el plomo () 41

y su interpretación quedara a criterio del operador especialista en pesca. (Si está centrado o recostado en la pared) y así se determina la herramienta a emplear para la pesca.

ANTES

DESPUES

ILUSTRACIÓN 31 EJEMPLO DE BLOCK DE IMPRESIÓN CON HUELLA DE VÁLVULA DE PIE

ANTES

DESPUES

ILUSTRACIÓN 32 EJEMPLO DE BLOCK DE IMPRESIÓN CON HUELLA APARENTE DE OBJETO METÁLICO DESCONOCIDO

42

CAPITULO II: IMPLEMENTACIÓN DE CURVAS IPR EN POZOS NO FLUYENTES 2.1 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR Como se mencionó en el capítulo anterior existen varios métodos o modelos de literatura que se han propuesto, en general para complementar, orientados a definir la curva IPR para un pozo en particular de interés, con base en información registrada en pruebas de campo y/o información proveniente de pruebas del yacimiento. Sin embargo en el caso de este trabajo de grado se utilizara la curva de Vogel ya que es la más sencilla y la que menos información requiere para establecer la capacidad de aporte del pozo. Modelo IPR Adimensional de Vogel. La correlación general gráfica o analítica, aún permanece como la metodología preferida para definir la curva IPR para un pozo en particular y se expresa a continuación con la ecuación 31: 𝑷𝒘𝒇

𝒒 𝒒´

= 𝟏 − 𝟎. 𝟐 (

𝑷𝒔

𝑷𝒘𝒇 𝟐

) − 𝟎. 𝟖 (

𝑷𝒔

)

Ecuación 31

Donde, 𝒒´ es la tasa máxima de flujo de la formación y se obtiene cuando la presión fluyente Pwf es igual a cero. Procedimiento para la construcción de la Curva IPR: 1. Información requerida:  Presión Estática (𝑃𝑠 ),  una prueba de flujo ( q1,Pwf1) 2. Resolver para caudal máximo la ecuación 32 con información anterior.

𝒒´ =

𝒒 𝑷𝒘𝒇 𝑷𝒘𝒇 𝟐 𝟏−𝟎.𝟐( 𝑷 )−𝟎.𝟖( 𝑷 ) 𝒔 𝒔

Ecuación 32

43

3. Suponer un valor de presión de fondo fluyente y hallar el correspondiente valor de caudal con ecuación 33.

𝒒=

𝒒´ 𝑷𝒘𝒇 𝑷𝒘𝒇 𝟐 𝟏−𝟎.𝟐( 𝑷 )−𝟎.𝟖( 𝑷 ) 𝒔 𝒔

Ecuación 33

4. Repetir el paso anterior para otros valores de presiones supuestos. 5. Tabular y graficar los resultados obtenidos. Sabiendo lo anterior, solo queda averiguar los datos necesarios, mencionados en el paso 1: 

Presión Estática (𝑃𝑠 ),



Una tasa de flujo, a una respectiva presión de fondo fluyente,( qL1,Pfw1)

Para ello es necesario realizar la siguiente metodología para el caso de pozos fluyentes, y desarrollar una para pozos no fluyentes.

2.1.1 Metodología en Pozos Fluyentes El método busca utilizar en un pozo simultáneamente los trabajos de: Calibración y registro de presión de fondo cerrado y fluyente, todo con flujo a presa metálica. Programa Operativo 1.

Es necesario calibrar el pozo con un bloque de impresión de acuerdo al diámetro de la tubería de producción y verificar que los intervalos productores estén libres. Si no está libre solicitar el método que elimine la obstrucción encontrada.

2.

Instalar presa metálica.

3.

Bajar el sensor de presión hasta el nivel medio de los intervalos productores.

4.

Registrar la presión con pozo cerrado o si está abierto cerrar por 4 horas o hasta que la presión en cabeza se estabilice.

5.

Con el sensor en el fondo, abrir el pozo y registrar la presión de fondo fluyendo después de 4 horas de flujo. Es importante detallar que es necesario medir el gasto que el pozo produce de acuerdo a la presión en el fondo.

44

6.

Subir la sonda con 10 estaciones de 5 minutos cada una distribuidas en toda la longitud de la tubería de producción al término de la medición de flujo.

7.

Retirar línea de acero y equipo.

2.1.2 Metodología en Pozos No Fluyentes A diferencia de un pozo fluyente, en donde se obtienen los datos con una simple medición de flujo, en un pozo no fluyente esto no puede ser posible, simplemente porque no existe un flujo que medir. Sin embargo, se pueden calcular estos valores necesarios de forma indirecta. La presión de fondo estática se puede calcular utilizando el peso de la columna de líquido, agregando la presión en cabeza, en caso de que este se encuentre cerrado. Lo anterior se presenta en la ecuación 77 y se muestra en la Ilustración 33.

ILUSTRACIÓN 33 REPRESENTACIÓN DE UN POZO PARA EL CÁLCULO DE LA PRESIÓN ESTÁTICA

𝑷𝑺 = 𝑷𝑾𝒉 + 𝑷𝒓𝒐𝒇𝒖𝒏𝒅𝒊𝒅𝒂𝒅(𝑮𝒓𝒂𝒅𝒊𝒆𝒏𝒕𝒆)

Ecuación 34

En cambio, para determinar un gasto relacionado a una presión de fondo fluyendo, que es necesario para construir una curva tipo Vogel, se realiza el siguiente procedimiento ocupando la técnica de extraer un volumen de flujo de manera inducida por “Suabeo” o Inducción Mecánica con copas. 45

Programa Operativo 1.

Es necesario calibrar el pozo con un block de impresión de acuerdo al diámetro de la tubería de producción y verificar que los intervalos productores estén libres. Si no se encuentran libres es necesario solicitar el método que elimine la obstrucción encontrada.

2.

Realizar un registro de presión de fondo cerrado (RPFC), asegurándose de bajar el sensor de presión hasta el nivel medio de los intervalos productores y que el pozo se encuentre cerrado por lo menos 4 horas antes del registro o hasta que la presión en la cabeza del pozo se estabilice.

3.

Posteriormente es necesario realizar una Inducción Mecánica con copas, siguiendo el procedimiento a continuación: a) Instalar presa metálica. b) Bajar copas hasta detectar el nivel L1.

ILUSTRACIÓN 34 REPRESENTACIÓN DE INDUCCIÓN MECÁNICA CON COPAS. PASO 1

c) Bajar aún más las copas a un nivel L2 de tal manera que el nivel L2 quede diferenciado por una distancia considerable de L1.

ILUSTRACIÓN 35 REPRESENTACIÓN DE INDUCCIÓN MECÁNICA CON COPAS. PASO 2 46

d) El volumen comprendido entre L2 y L1 se debe de medir y desplazar subiendo las copas hasta L1.

ILUSTRACIÓN 36 REPRESENTACIÓN DE INDUCCIÓN MECÁNICA CON COPAS. PASO 3

e) Al subir la sonda hasta el nivel L1 en donde se supone quedo libre de flujo, se toma el tiempo hasta manifestar un cambio en el peso de la herramienta.

ILUSTRACIÓN 37 REPRESENTACIÓN DE INDUCCIÓN MECÁNICA CON COPAS. PASO 4

f) En caso de no manifestar un cambio en el peso, regresar lentamente al nivel L2 hasta detectar un cambio en el peso y registrar el nivel L3.

ILUSTRACIÓN 38 REPRESENTACIÓN DE INDUCCIÓN MECÁNICA CON COPAS. PASO 5 47

g) Volver a retirar el volumen recuperado desde L2, desplazarlo pero solo hasta el nivel L3 y esperar a que se manifieste un cambio en el peso de la herramienta.

ILUSTRACIÓN 39 REPRESENTACIÓN DE INDUCCIÓN MECÁNICA CON COPAS. PASO 6

h) Repetir el ensayo de tal manera que se registre el ritmo de recuperación del pozo en un intervalo de tiempo. 4.

Anotar los datos de acuerdo a su formato.

Nota: Es importante respetar una secuencia de operaciones de acuerdo al comportamiento del pozo y bajo un criterio establecido, con el objetivo de determinar la recuperación del pozo.

48

2.2 EJEMPLO DE LA CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR Independientemente de la metodología que se emplee para la obtención de los datos necesarios, la construcción de una curva IPR de tipo Vogel se realiza de manera similar. Para facilitar la comprensión de la construcción de una curva IPR, se muestra a continuación un ejemplo: Ejemplo 1. Se tiene un pozo fluyente de un yacimiento con presión estática de 2085-lb/pulg2. Una prueba de flujo registra un caudal de 382 Bls/día para una presión de fondo fluyente de 1765 lb/pulg2. Se requiere hallar la curva IPR por el método de Vogel. Datos: 𝑃𝑆 = 2085 𝑙𝑏/𝑝𝑢𝑙𝑔2 𝑃𝑤𝑓 = 1765 𝑙𝑏/𝑝𝑢𝑙𝑔2 𝑞1 = 382 𝑏𝑙/𝑑𝑖𝑎 1.

Se determina el caudal máximo con la información de la prueba de flujo, sustituyendo los valores en la ecuación 32:

De la ecuación 32 tenemos:

𝒒´ =

𝒒 𝑷𝒘𝒇 𝑷𝒘𝒇 𝟐 𝟏 − 𝟎. 𝟐 ( ) − 𝟎. 𝟖 ( ) 𝑷𝑺 𝑷𝑺

Sustituimos:

𝒒´ =

𝟑𝟖𝟐 𝟏𝟕𝟔𝟓 𝟏𝟕𝟔𝟓 𝟐 𝟏 − 𝟎. 𝟐 ( ) − 𝟎. 𝟖 ( ) 𝟐𝟎𝟖𝟓 𝟐𝟎𝟖𝟓

Resolvemos para obtener el Caudal Máximo (q´):

𝒒´ =

𝟑𝟖𝟐 = 𝟏 𝟒𝟖𝟑 𝒃𝒍/𝒅í𝒂 𝟏 − 𝟎. 𝟐(𝟎. 𝟖𝟒𝟔) − 𝟎. 𝟖(𝟎. 𝟖𝟒𝟔)𝟐 49

2.

Con el caudal máximo conocido se encuentran los caudales, para una serie de posibles presiones fluyentes desde la presión estática hasta llegar a 0, todo esto con el uso de la ecuación 33.

De la ecuación 33 tenemos:

𝑷𝒘𝒇 𝑷𝒘𝒇 𝟐 𝒒 = 𝒒´ [𝟏 − 𝟎. 𝟐 ( ) − 𝟎. 𝟖 ( ) ] 𝑷𝒔 𝑷𝒔 Sustituimos para una presión fluyente de 1800 lb/pulg2:2085

𝟏𝟖𝟎𝟎 𝟏𝟖𝟎𝟎 𝟐 𝒒 = 𝟏𝟒𝟖𝟑 [𝟏 − 𝟎. 𝟐 ( ) − 𝟎. 𝟖 ( ) ] 𝟐𝟎𝟖𝟓 𝟐𝟎𝟖𝟓 Resolvemos para obtener el caudal a una presión fluyente de 1800 lb/pulg2:

𝒒 = 𝟏𝟒𝟖𝟑[𝟏 − 𝟎. 𝟐(𝟎. 𝟖𝟔𝟑) − 𝟎. 𝟖(𝟎. 𝟖𝟔𝟑)𝟐 ] = 𝟑𝟒𝟐 𝒃𝒍/𝒅í𝒂 Y así sucesivamente, realizamos los cálculos para conocer los caudales para una serie de posibles presiones fluyentes desde la presión estática hasta llegar a 0. Nota: En operaciones de diseño y análisis de sistemas de producción es común utilizar el procedimiento de Vogel en dirección inversa, es decir, se requiere encontrar la presión fluyente para un grupo de caudales establecidos; en este caso, la ecuación de Vogel (Ecuación 31) se resuelve para presión y se encuentra la expresión siguiente (Ecuación 35). Para ejemplificarlo, resolveremos la ecuación con los datos del ejemplo anterior. 𝒒

𝑷𝒘𝒇 = 𝑷𝒔 [√𝟏. 𝟐𝟔𝟓𝟔𝟐𝟓 − 𝟏. 𝟐𝟓 ( ) − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓] 𝒒´

Ecuación 35

Datos 𝑃𝑆 = 2085 𝑙𝑏/𝑝𝑢𝑙𝑔2 𝑞´ = 1483 𝑏𝑙/𝑑𝑖𝑎 𝑞1 = 382 𝑏𝑙/𝑑𝑖𝑎

50

De la Ecuación 35 tenemos. 𝒒

𝑷𝒘𝒇 = 𝑷𝒔 [√𝟏. 𝟐𝟔𝟓𝟔𝟐𝟓 − 𝟏. 𝟐𝟓 ( ) − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓] 𝒒´

Ecuación 35

Sustituimos los valores.

𝑷𝒘𝒇 = 𝟐𝟎𝟖𝟓 [√𝟏. 𝟐𝟔𝟓𝟔𝟐𝟓 − 𝟏. 𝟐𝟓 (

𝟑𝟖𝟐 ) − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓] 𝟏𝟒𝟖𝟑

Resolvemos para obtener la presión de fondo fluyente para un gasto de 282 bl/día.

𝑷𝒘𝒇 = 𝟐𝟎𝟖𝟓[𝟎. 𝟗𝟕𝟏𝟖𝟗 − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓] = 𝟏𝟕𝟔𝟓 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 Lo anterior muestra que el cálculo del caudal máximo (q´) se realizó de manera correcta. 3.

Tabular los resultados obtenidos, para un fácil análisis. Presión Fluyente

Caudal

lb/pulg2

bl/día

2,085

0

1,800

342

1,500

655

1,200

919

900

1,133

600

1,299

300

1,415

0

1,483

TABLA 5 CALCULO DE LA CURVA IPR. MODELO DE VOGEL. EJEMPLO 1 51

Graficar los resultados, esto nos proporcionara una curva IPR.

Presion de Fondo Fluyente Pwf, lb/pulg2

4.

Curva IPR 2,500 2,000 1,500

1,000 500 0 0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Tasa de Produccion bl/día

ILUSTRACIÓN 40 CURVA IPR DE RESULTADOS OBTENIDOS. EJEMPLO 1

52

CAPÍTULO III: APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA EN CAMPO. 3.1. ELECCIÓN DEL POZO CANDIDATO PARA LA PRUEBA Para aplicar la metodología, es necesario localizar un pozo que cumpla con las características necesarias: 

libre para Equipos de Reparación



Cuente con Aparejo de Producción Fluyente



Cuente con la infraestructura necesaria para cualquier tipo de Sistema de Levantamiento Artificial

Por ello, se ha seleccionado un pozo del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, que forma parte de los Campos Maduros, y que cuenta con la infraestructura necesaria.

3.1.1. Generalidades del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo El área de los 29 campos del Paleocanal de Chicontepec que integran el Proyecto Aceite Terciario del Golfo, se ubica en la porción Centro-Oeste de México, entre los paralelos 20° 15´ y 21° 13´ de latitud Norte, –96° 58´ y –98° 13´ de longitud Oeste, en una zona que comparten los estados de Veracruz y Puebla, abarcando un total de 14 municipios mostrados en la Ilustración 41. Los rasgos fisiográficos más importantes son: la Sierra Madre Oriental al Poniente del área y los ríos Tecolutla, Cazones, Pantepec y Vinazco, dentro de la Planicie Costera del Golfo. De acuerdo a la clasificación de provincias fisiográficas de México el proyecto se ubica en una porción de la provincia “Planicie Costera del Golfo de México” y en parte de la Provincia “Vertiente de Misantla”.

53

ILUSTRACIÓN 41 MUNICIPIOS QUE INTEGRAN LA CUENCA DEL ATG.

Fuente: Petróleos Mexicanos, PEMEX Exploración y Producción, Región Norte, Julio, 2008. Análisis Costo-beneficio Proyecto Aceite Terciario del Golfo.

3.1.2. Antecedentes y Condiciones Actuales del Pozo. Se inició la perforación del pozo el día 28 de Marzo de 1982, terminando esta, el día 24 de Abril del mismo año. Se cementó una TR 9 5/8”, j-55, 36 lb/ft a una profundidad de 99 m.b.m.r. y una TR 6 5/8”, N-80, 28 lb/ft a 1515.7 m.b.m.r. El día 18 de Junio de 1983 se disparó el intervalo 1075 – 1110 m.b.m.r. con pistolas Scallop 2” (4 cargas por metro). Se efectuó la fractura con base espuma por el espacio anular 6 5/8” – 3 7/8” al intervalo 1075 – 1110 m.b.m.r. en donde se emplearon 13,020 galones de gelatina. Con una profundidad total de 1518 md y 1435 mv, el día 6 de Agosto de 1982 se da por terminado el pozo oficialmente como productor de aceite, con una producción por TP en 4mm, de aceite 8 m3/día y gas 1600 m3/día con una RGA de 200 m3/ m3 teniendo presiones en TP de 24 kg/cm2 y en TR de 84 kg/cm2.

54

ILUSTRACIÓN 42 ESTADO MECÁNICO DEL POZO PRUEBA IPR 1.

55

3.2. DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA El pozo antes mencionado aun siendo del tipo no fluyente cuenta con las características que facilitan la construcción de una curva IPR, misma que a su vez formara parte en la decisión del futuro de la explotación del pozo. Una vez hecho la elección del candidato, se le realizo el procedimiento para un Pozo No Fluyente: 1. Se realizó la calibración con un bloque de impresión de acuerdo al diámetro de la tubería de producción. Los resultados obtenidos fueron: 

Los intervalos productores se encuentran libres.



La profundidad total del interior del pozo es de 1453 m.



El bloque muestra huella leve de arena. DIVISION LINEA DE ACERO Fecha:

08-ago.-12

POZO PRUEBA IPR 1 BLOCK DE IMPRESION 2 ¼" ANTES

DESPUES

INGENIERO DE CAMPO NOMBRE: ANGEL RICARDO RODRIGUEZ CERECEDO FIRMA:

ILUSTRACIÓN 43 REPORTE DE LA CALIBRACIÓN DE TP CON BLOQUE DE IMPRESIÓN. 56

2. Posteriormente se procedió a realizar el registro de presión de fondo cerrado asegurándose de bajar el sensor hasta la profundidad media de los intervalos productores, y como el pozo se encontraba cerrado, la operación se realizó sin contratiempos. En la Ilustración 44 se muestran los resultados, que más adelante se analizaran.

DIVISION LINEA DE ACERO Fecha:

08-ago.-12

GRADIENTE DESCENDENTE

POZO PRUEBA IPR 1 PROF.

DATO

S E P E C

HH:MM

PRESION

GRADIENTE

TEMPERATURA

(Kg/cm²/m) ------

o

C 27.914

o F 82.25

15:37

0

0.000

15:43

100

100.000

112.814

7.93

0.0029

28.070

82.53

15:49

200

199.675

116.711

8.21

0.0027

29.532

85.16

15:54

300

297.831

120.716

8.49

0.0029

31.797

89.23

15:59

400

393.554

203.503

14.31

0.0608

35.924

96.66

16:04

500

487.992

310.594

21.84

0.0797

40.667

105.20

16:09

600

578.542

411.552

28.94

0.0784

45.283

113.51

16:14

700

665.777

508.811

35.78

0.0784

49.689

121.44

16:19

800

752.379

605.877

42.61

0.0788

53.711

128.68

16:24

900

838.984

700.702

49.28

0.0770

56.945

134.50

16:29

1000

927.256

798.675

56.17

0.0781

60.938

141.69

16:35

1093

1013.829

903.304

63.52

0.0850

64.954

148.92

60

70

10

TVD

(Kg/cm 2) 7.65

(PSI) 108.730

0

(mts)

20

Presión (Kg/cm²) 30 40

50

0.000

200.000

Profundidad (m)

400.000

600.000 800.000

1000.000

1200.000 INGENIERO DE CAMPO NOMBRE: ANGEL RICARDO RODRIGUEZ CERECEDO FIRMA:

ILUSTRACIÓN 44 REPORTE DEL REGISTRO DE PRESIÓN DE FONDO CERRADO

57

3. Al terminar el registro de presión de fondo cerrado, se procedió a realizar la inducción mecánica, de acuerdo al siguiente procedimiento: a) Instalar Presa Metálica b) Bajar copas hasta detectar el nivel L1.

ILUSTRACIÓN 45 REPRESENTACIÓN DE INDUCCIÓN MECÁNICA POZO PRUEBA IPR 1. PASO 1

c) Bajar aún más las copas a un nivel L2 de tal manera que el nivel L2 quede diferenciado por una distancia considerable de L1.

ILUSTRACIÓN 46 REPRESENTACIÓN DE INDUCCIÓN MECÁNICA POZO PRUEBA IPR 1. PASO 2

58

d) El volumen comprendido entre L2 y L1 se debe de medir y desplazar subiendo las copas hasta L1.

ILUSTRACIÓN 47 REPRESENTACIÓN DE INDUCCIÓN MECÁNICA POZO PRUEBA IPR 1. PASO 3

e) Al subir la sonda hasta el nivel L1 en donde se supone quedo libre de flujo, se toma el tiempo hasta manifestar un cambio en el peso de la herramienta.

ILUSTRACIÓN 48 REPRESENTACIÓN DE INDUCCIÓN MECÁNICA POZO PRUEBA IPR 1. PASO 4

f) Se repitió el ensayo dos veces más, para registrar el ritmo de recuperación del pozo en un intervalo de tiempo. 59

En la Ilustración 49 se muestran los resultados obtenidos de la Inducción Mecánica con copas, mismos que serán analizados posteriormente. SERVICIOS PETROLEROS ESPECIALIZADOS DEL CENTRO Nombre y Numero de Pozo Personal de Trabajo

POZO PRUEBA IPR 1

EQUIPO

USW 003

MIGUEL MENDOZA PEREZ

Macropera

JOSE JAIR MELGAREJO PEREZ

__

Tamaño de T.P.

2 7/8"

ENRIQUE HERNANDEZ SOTO

JOSE LUIS FERNANDEZ HUIDOBRO

Prof. De Empacador

1041 M

Fecha de Servicio Presion de Cabeza De pozo al Inicio de la Operación

09/08/2012 Cerrado Abierto

kg/cm2 0

kg/cm2

DATOS DE OPERACIÓN: Tiempos

Presion En Peso Sarta Cabeza de Pozo Superficie KG/CM" (lbs)

Nivel Liquido (m)

Prof. Sarta sin Sarta X Viaje carga con carga (m)

(lbs)

(lbs)

Volumen Rec.

Volumen Rec-

Total Acum. En Tanque

pg

(Barriles)

(Barriles)

Viaje No.

Observaciones

LLEGADA A LOCACION,REALIZA JUNTA DE SEGURIDAD, SE ENCUENTRA POZO ABIERTO CON UNA PRESION EN CABEZA DE POZO DE 0 KG/CM2.

08:00

0

08:10

0

331

INSTALACION DE UNIDAD HIDRAULICA DE INDUCCION,EQUIPO DE CONTROL DE PRESION SOBRE VALVULA DE SONDEO Y CONEXIONES DE PRESA METALICA.

08:50

0

331

SE ALINEA POZO A PRESA METALICA CON UNA PRESION DE 0 KG/CM2, SE DESFOGA HASTA ABATIR POR COMPLETO.

09:00

0

331

SE INSTALA BLOCK DE 2 1/4" Y SE REALIZA VIAJE DE CALIBRACION, SIN OBSTRUCCION EN T.P.

11:10

0

331

540

650

710

1060

2

2.07

2.07

1

SE INSTALAN COPAS DE 2 1/2" Y SE REALIZA VIAJE DE INDUCCION PERO SOLO SE DESPLAZA A NIVEL INDICADO POR PERSONAL DE PRODUCCION.

12:30

0

331

550

650

710

1410

1

1.89

3.96

2

SE REPITE VIAJE DE INDUCCION POR INSTRUCCIÓN DE PERSONAL DE PRODUCCION

13:50

0

331

550

650

710

1760

1

1.89

5.85

3

SE REPITE UNA VEZ MAS, VIAJE DE INDUCCION POR INSTRUCCIÓN DE PERSONAL DE PRODUCCION

15:10

1

331

0

0

5.85

SE REALIZA VIAJE DE INDUCCION HASTA SUPERFICIE, SE RECUPERA ACEITE EMULSIONADO Y POZO FLUYE AL TERMINO DEL VIAJE.

15:30

1

331

0

0.35

6.2

AUMENTO DE PRESION EN CABEZA DE POZO Y SE RECUPERA EXCESO DE GAS CON MINIMA PRESENCIA DE ACEITE LIGERO.

15:50

1

331

0

0.05

6.25

DISMINUYE PRESION EN CABEZA DE POZO Y SOLO SE RECUPERA GAS CON LIGERA PRESENCIA DE ACEITE LIGERO.

16:10

1

POZO QUEDA CERRADO POR INSTRUCCIONES DE PERSONAL DE PRODUCCION CON 1 KG/CM2 EN CABEZA DE POZO Y SE DA POR TERMINADO EL SERVICIO. SE PROCEDE A DESMANTELAR EQUIPO Y RETIRAR PERSONAL DE LA LOCACION.

16:20

Constante de Presa de 10 M3

__

Volumen Recuperado (bls)

6.25

Muestras Tomadas

JOSE JAIR MELGAREJO PEREZ

MIGUEL MENDOZA PEREZ

NOMBRE DEL OPERADOR

NOMBRE DEL SUPERVISOR DE UNIDAD DE INDUCION Y SONDEO

Notas

1 SE DEJA POZO CERRADO POR INSTRUCCIONES DE PERSONAL DE PRODUCCION CON 1 KG/CM2 DE PRESION EN CABEZA DE POZO Y RECUPERANDO 6.25 BLS DE ACEITE LIGERO.

ILUSTRACIÓN 49 REPORTE DE INDUCCIÓN MECÁNICA

4. Se anotaron todos los datos obtenidos.

60

3.2.1 Cálculos Necesarios Para continuar con los cálculos pertinentes, es necesario recordar las variables necesarias para la construcción de una Curva IPR. 

Presión Estática (𝑃𝑠 ),



Una tasa de flujo, a una respectiva presión de fondo fluyente, (q1,Pwf1)

1. Sabiendo lo anterior, comenzaremos por conocer cuál es su presión de fondo estática. La presión estática es la presión en la profundidad media de los disparos y como el registro de presión no muestra exactamente esta, es necesario interpolar dos datos del registro realizado al pozo, utilizando la ecuación 36.

𝒀? = 𝒀𝟏 + (𝑿 − 𝑿𝟏 ) [

𝒀𝟏 −𝒀𝟐 𝑿𝟏 −𝑿𝟐

]

Ecuación 36

ILUSTRACIÓN 50 DATOS NECESARIOS DEL REGISTRO DE PRESIÓN DE FONDO CERRADO.

De los datos del Registro de Presión mostrados en la imagen 31 tenemos que: 𝑋1 = 1000 → 𝑌1 = 37.80 𝑋2 = 1092 → 𝑌2 = 45.37 𝑋 = 1092.5 → 𝑌 = ¿ ? Por lo que necesitamos saber: ¿Cuál es la presión Y, siendo X la Profundidad media de los intervalos?

61

De la ecuación 36 tenemos:

𝒀 = 𝒀𝟏 + (𝑿 − 𝑿𝟏 ) [

𝒀𝟏 − 𝒀𝟐 ] 𝑿𝟏 − 𝑿𝟐

Sustituimos los valores:

𝟑𝟕. 𝟖𝟎 − 𝟒𝟓. 𝟑𝟕 𝒀 = 𝟑𝟕. 𝟖𝟎 + (𝟏𝟎𝟗𝟐. 𝟓 − 𝟏𝟎𝟎𝟎) [ ] = 𝟒𝟓. 𝟒𝟏 𝒌𝒈⁄𝒄𝒎𝟐 𝟏𝟎𝟎𝟎 − 𝟏𝟎𝟗𝟐 Resolvemos para obtener Y, siendo esta nuestra Presión de Fondo Estática:

𝑷𝑺 = 𝒀 = 𝟒𝟓. 𝟒𝟏 𝒌𝒈⁄𝒄𝒎𝟐 Es necesario utilizar un factor de conversión de kg/cm2 a lb/pulg2:

𝟏 𝒌𝒈⁄𝒄𝒎𝟐 = 𝟏𝟒. 𝟐𝟐 𝒍𝒃⁄𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐

Ecuación 37

Usamos el factor de conversión mostrado en la Ecuación 65 y obtenemos la Presión Estática en lb/pulg2:

𝟏𝟒. 𝟐𝟐 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 𝑷𝒔 = 𝟒𝟓. 𝟒𝟏 𝒌𝒈⁄𝒄𝒎 ( ) = 𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 𝟐 𝟏 𝒌𝒈/𝒄𝒎 𝟐

2. Para obtener un gasto respecto a una presión de fondo fluyente, es necesario utilizar los datos obtenidos en la inducción mecánica al pozo, mismos que se muestran a continuación. Datos: Nivel L1: 550 m Nivel L2: 650 m Volumen desplazado: 1.89 bls Tiempo Promedio de Recuperación: 68 min

62

N° de Viaje

Tiempo de Recuperación

1

68 min

2

71 min

3

65 min

Tiempo Promedio

68 min

TABLA 6 TIEMPOS OBTENIDOS DE RECUPERACIÓN

Teniendo el promedio del tiempo de recuperación y el gasto correspondiente, se debe obtener el gasto recuperado en una hora. Suponiendo que la recuperación es proporcional al gasto, realizamos una regla de tres simple para obtener este valor (Ecuación 38).

𝒀=

(𝑿)(𝑩)

Ecuación 38

𝑨

Datos: 𝐴 = 68 min → 𝐵 = 1.89 𝑏𝑙𝑠 𝑋 = 60 min → 𝑌 = ¿ ? De la ecuación 65 tenemos:

𝒀=

(𝑿)(𝑩)

Ecuación 38

𝑨

Sustituimos y obtenemos el gasto por hora.

𝑿=

(𝟔𝟎 𝒎𝒊𝒏)(𝟏. 𝟖𝟗 𝒃𝒍𝒔) = 𝟏. 𝟔𝟔 𝒃𝒍𝒔/𝒉𝒓 𝟔𝟖 𝒎𝒊𝒏

Para obtener el gasto por día, es necesario multiplicarlo por las 24 horas de un día

𝑮𝒂𝒔𝒕𝒐 = (𝟏. 𝟔𝟔

𝒃𝒍𝒔 𝟐𝟒 𝒉𝒓𝒔 )( ) = 𝟑𝟗. 𝟖𝟒 𝒃𝒍/𝒅í𝒂 𝒉𝒓 𝟏 𝒅í𝒂 63

Teniendo el caudal, lo único que nos falta es la presión de fondo fluyente, la cual se puede calcular con la suma de la presión fluyente en el cabezal, las pérdidas de presión por fricción y la presión debido al peso de la columna de fluidos, esto cuando el pozo inicia su recuperación (Nivel L2). En este caso no existe una presión en el cabezal, y las caídas de presión por fricción son despreciables, por lo que para calcular la presión de fondo fluyente, solamente es necesario obtener la presión por el peso de la columna y agregarle a esta la presión atmosférica (ya que el pozo se encuentra abierto), tal y como lo muestra la Ilustración 51. Para ello hemos modificado la ecuación 34 y obtenemos la ecuación

necesaria para obtener la Presión de Fondo Fluyente (Ecuación 39).

ILUSTRACIÓN 51 REPRESENTACIÓN DE UN POZO PARA EL CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE FONDO

𝑷𝒘𝒇 = 𝑷𝒐 + 𝑷𝒓𝒐𝒇𝒖𝒏𝒅𝒊𝒅𝒂𝒅(𝑮𝒓𝒂𝒅𝒊𝒆𝒏𝒕𝒆)

Ecuación 39

Donde: Gradiente = 0.08024 kg/cm2/m *Obtenido

del Registro de Presión de Fondo y corroborado por una toma de muestra. 64

Profundidad de la Columna = 442.5 m *Obtenida de la diferencia del Nivel medio de los Intervalos y L2 (1092.5m – 650m). Presión Atmosférica (Po) = 1.033 Kg/cm2

De la ecuación 36 tenemos:

𝑷𝒘𝒇 = 𝑷𝒐 + 𝑷𝒓𝒐𝒇𝒖𝒏𝒅𝒊𝒅𝒂𝒅(𝑮𝒓𝒂𝒅𝒊𝒆𝒏𝒕𝒆)

Ecuación 39

Sustituimos los valores: 𝟐)

𝑷𝒘𝒇 = (𝟏. 𝟎𝟑𝟑 𝑲𝒈/𝒄𝒎

𝒌𝒈⁄𝒄𝒎𝟐 + 𝟒𝟒𝟐. 𝟓 𝒎 (𝟎. 𝟎𝟖𝟎𝟐𝟒 ) 𝒎

Resolvemos para obtener la Presión de Fondo Fluyendo en Kg/cm 2:

𝑷𝒘𝒇 = (𝟏. 𝟎𝟑𝟑 𝑲𝒈/𝒄𝒎𝟐 ) + (𝟑𝟓. 𝟓𝟎𝑲𝒈/𝒄𝒎𝟐 ) 𝑷𝒘𝒇 = 𝟑𝟔. 𝟓𝟑𝟑 𝑲𝒈/𝒄𝒎𝟐 Es necesario utilizar un factor de conversión de kg/cm2 a lb/pulg2:

𝟏 𝒌𝒈⁄𝒄𝒎𝟐 = 𝟏𝟒. 𝟐𝟐 𝒍𝒃⁄𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐

Ecuación 37

Usando el factor de conversión, obtenemos la Presión de Fondo Fluyendo en lb/pulg2.

𝑷𝒘𝒇

𝟏𝟒. 𝟐𝟐 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 = 𝟑𝟔. 𝟓𝟑𝟑 𝑲𝒈/𝒄𝒎 ( ) 𝟏 𝑲𝒈/𝒄𝒎𝟐 𝟐

𝑷𝒘𝒇 = 𝟓𝟏𝟗. 𝟓 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 Una vez que ya obtenemos estos datos, es posible realizar el procedimiento para la construcción de la Curva IPR. En la siguiente sección se realizara dicho procedimiento.

65

3.3 CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR Una vez que hayamos obtenido los valores necesarios, continuamos con la construcción de la Curva IPR. Datos Necesarios: 𝑷𝑺 = 𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓 𝒍𝒃⁄𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 𝒒𝟏 = 𝟑𝟗. 𝟖𝟒 𝒃𝒍𝒔/𝒅í𝒂 𝑷𝒘𝒇 𝟏 = 𝟓𝟏𝟗. 𝟓 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 1.

Se determina el caudal máximo con la información antes obtenida, sustituyendo los valores en la ecuación 32:

De la ecuación 32 tenemos:

𝒒´ =

𝒒

Ecuación 32

𝑷𝒘𝒇 𝑷𝒘𝒇 𝟐 𝟏−𝟎.𝟐( 𝑷 )−𝟎.𝟖( 𝑷 ) 𝒔 𝒔

Sustituimos los valores:

𝒒´ =

𝟑𝟗. 𝟖𝟒 𝟓𝟏𝟗. 𝟓 𝟓𝟏𝟗. 𝟓 𝟐 𝟏 − 𝟎. 𝟐 ( ) − 𝟎. 𝟖 ( ) 𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓 𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓

Resolvemos la ecuación para obtener el Gasto Máximo (q´):

𝒒´ =

𝟑𝟗. 𝟖𝟒 𝟏 − 𝟎. 𝟐(𝟎. 𝟖𝟎𝟒𝟒) − 𝟎. 𝟖(𝟎. 𝟖𝟎𝟒𝟒)𝟐

𝒒´ =

𝟑𝟗. 𝟖𝟒 𝟏 − (𝟎. 𝟏𝟔𝟎𝟖𝟕) − (𝟎. 𝟓𝟏𝟕𝟔)

𝒒´ =

𝟑𝟗. 𝟖𝟒 = 𝟏𝟐𝟑. 𝟗𝟏 𝒃𝒍/𝒅í𝒂 𝟎. 𝟑𝟐𝟏𝟓𝟐 66

2.

Con el caudal máximo conocido se encuentran los caudales, para una serie de posibles presiones fluyentes desde la presión estática hasta llegar a 0, todo esto con el uso de la ecuación 33. Para una presión fluyente de 600 lb/pulg2: De la ecuación 33 tenemos que:

𝒒 = 𝒒´ [𝟏 − 𝟎. 𝟐 (

𝑷𝒘𝒇 𝑷𝒔

𝑷𝒘𝒇 𝟐

) − 𝟎. 𝟖 (

𝑷𝒔

) ]

Ecuación 33

Sustituimos los valores.

𝟔𝟎𝟎 𝟔𝟎𝟎 𝟐 𝒒 = 𝟏𝟐𝟑. 𝟗𝟏 [𝟏 − 𝟎. 𝟐 ( ) − 𝟎. 𝟖 ( ) ] 𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓 𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓 Resolvemos para obtener el caudal a una presión de fondo fluyendo de 600 lb/pulg2

𝒒 = 𝟏𝟐𝟑. 𝟗𝟏[𝟏 − 𝟎. 𝟐(𝟎. 𝟗𝟐𝟗) − 𝟎. 𝟖(𝟎. 𝟗𝟐𝟗)𝟐 ] 𝒒 = 𝟏𝟓. 𝟑𝟑 𝒃𝒍/𝒅í𝒂 Y así sucesivamente, en este caso se realizaran los cálculos para Presiones de Fondo Fluyentes cada 50 lb/pulg2 para definir bien la Curva IPR. Nota: En operaciones de diseño y análisis de sistemas de producción es común utilizar el procedimiento de Vogel en dirección inversa, es decir, se requiere encontrar la presión fluyente para un grupo de caudales establecidos; en este caso, la ecuación de Vogel (Ecuación 31) se resuelve para presión y se encuentra la expresión siguiente. 𝒒

𝑷𝒘𝒇 = 𝑷𝒔 [√𝟏. 𝟐𝟔𝟓𝟔𝟐𝟓 − 𝟏. 𝟐𝟓 ( ) − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓] 𝒒´

Ecuación 34

67

En esta ocasión no se realiza, ya que los resultados serían los mismos. Para demostrarlo se realizara el cálculo expuesto anteriormente, en donde la presión de fondo fluyente resultante debe ser igual a 600 lb/pulg2. Datos 𝒒 = 𝟏𝟓. 𝟑𝟑 𝒃𝒍/𝒅í𝒂 𝑷𝑺 = 𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓 𝒍𝒃⁄𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 𝒒´ = 𝟏𝟐𝟑. 𝟗𝟏 𝒃𝒍/𝒅í𝒂 De la ecuación 34 tenemos: 𝒒

𝑷𝒘𝒇 = 𝑷𝒔 [√𝟏. 𝟐𝟔𝟓𝟔𝟐𝟓 − 𝟏. 𝟐𝟓 ( ) − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓] 𝒒´

Ecuación 34

Sustituimos los valores.

𝑷𝒘𝒇 = 𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓 [√𝟏. 𝟐𝟔𝟓𝟔𝟐𝟓 − 𝟏. 𝟐𝟓 (

𝟏𝟓. 𝟑𝟑 ) − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓] 𝟏𝟐𝟑. 𝟗𝟏

Resolvemos para obtener la presión de fondo fluyente para un gasto de 15.33 bl/día.

𝑷𝒘𝒇 = 𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓[𝟏. 𝟎𝟓𝟒𝟎𝟐 − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓] = 𝟔𝟎𝟎 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐

Lo anterior muestra que el cálculo del caudal máximo (q´) y los cálculos de gastos a determinadas presiones fluyentes, se realizaron de manera correcta.

68

3.

Tabular los resultados obtenidos, para un fácil análisis Presión Fluyente

Caudal

lb/pulg2

bl/día

645.85

0

600

15.33

550

30.92

500

45.31

450

58.52

400

70.54

350

81.37

300

91.01

250

99.46

200

106.73

150

112.83

100

117.72

50

121.41

0

123.91

TABLA 7 CALCULO DE LA CURVA IPR DEL POZO “PRUEBA IPR 1”.

69

4.

Continuamos por graficar los resultados en la Tabla 7, lo que nos proporcionara la Curva IPR que muestra el comportamiento de este Pozo.

ILUSTRACIÓN 52. CURVA IPR DE RESULTADOS OBTENIDOS. POZO “PRUEBA IPR 1

Es así como tenemos como resultado, la Curva IPR para este pozo en particular, que en este caso, formara parte en la selección del Sistema Artificial de Producción más adecuado.

70

CAPITULO IV: ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO Anteriormente, la selección del sistema de levantamiento artificial de un pozo, en este campo, se limitaba mayormente al estudio de la presión estática y el nivel del pozo, mientras que solo unos pocos pozos (fluyentes), se les realizaba una curva IPR, que permitía realizar una mejor selección del sistema artificial de producción. Es importante mencionar que la curva como tal, en la optimización de un pozo puede ayudar a tomar decisiones, pero se requiere de otro punto de referencia para establecer el comportamiento, sin este la curva solo establece una condición estática. Aun así, la curva funciona como primer paso para realizar un análisis nodal, que permita una mejor explotación del pozo. Lo mencionado anteriormente se muestra claramente al intentar comparar el comportamiento de los sistemas de levantamiento artificial entre los pozos a los que se le realizo una Curva IPR y los que no se les realizo (Tabla 8).

Aspecto

Pozos con Curva IPR

Método para la Selección

Curvas IPR, historial

de un Sistema Artificial de

productivo del pozo,

Producción

infraestructura disponible.

Pozos sin Curva IPR Nivel Estático del Pozo. Presión Estática, Historial Productivo del Pozo, Infraestructura disponible

Menor Gasto, por largo

Mayor Gasto en un Corto

Gasto

tiempo

Tiempo

Tiempo sin Intervención.

Tiempo Mayor a 6 Meses

Tiempo de 2 a 6 meses Reacondicionamiento del

Tipos de Intervención

Reacondicionamiento del

Sistema Artificial,

Sistema Artificial

Conversión a algún otro sistema.

TABLA 8 TABLA COMPARATIVA DE LOS POZOS CON CURVAS IPR O SIN ESTA.

71

De acuerdo a lo anterior, la metodología cumplió con las expectativas y se considera un gasto menor, comparado con las ventajas que se pueden obtener al contar con Curva IPR que muestre el comportamiento del Pozo. Es por ello que se ha realizado esta metodología, con el fin de que, en un futuro cercano, a todos los pozos se les realice la Curva IPR, independientemente si son pozos fluyentes o no fluyentes.

72

CAPITULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Dada la necesidad que existe actualmente al querer retomar los campos maduros se escribió la presente metodología, con el fin de hacer más sencilla, pero sobre todo más acertada la selección del modo en que los pozos no fluyentes van a ser explotados, de forma particular, y no generalizada como actualmente se maneja. A continuación se enumeran las conclusiones y recomendaciones a las que se llegó con este trabajo.

CONCLUSIONES 

Se cumplió el objetivo principal, que consistía en “Plantear y evaluar una metodología efectiva que permita la construcción de una curva IPR en pozos no fluyentes, a través de métodos y correlaciones alternativas partiendo de los conceptos básicos de mecanismos de producción y flujo; con el fin de facilitar más adelante la selección del sistema de levantamiento artificial más eficiente en cada pozo”.



La determinación de la Curva IPR de un pozo productor de hidrocarburos es esencial para determinar el método más eficaz para su explotación.



La metodología propuesta resulto eficaz en la construcción de la Curva IPR que muestre el comportamiento del Pozo y fue desarrollada para ser un procedimiento que puede aplicarse a la mayor parte de los pozos.



El método de Vogel resulto, ser la mejor opción, entre la información necesaria para la Construcción de la Curva, y la certeza con la que muestra el comportamiento del Pozo.



Esta metodología pretende ser la base, que podrá ser modificada si es necesario, para determinar el comportamiento de un pozo en particular, de acuerdo a las condiciones de este.



Se detectaron zonas críticas, en donde se debe respetar una secuencia de operaciones, así como la confiabilidad de los datos obtenidos, para asegurar que la Curva IPR muestre efectivamente el comportamiento del Pozo 73

RECOMENDACIONES La construcción de un Curva IPR de un pozo No Fluyente constituye la base de un estudio completo para la selección de la forma de explotación del pozo, por lo tanto se recomienda seguir con el estudio del tema, no muy desarrollado hasta el momento, con el fin de aprovechar las ventajas de esta metodología, y producir nuevos y mejores resultados, que contribuyan a incrementar la producción de los campos maduros. Si bien es cierto, la metodología se realizó con éxito y con baja incertidumbre, es necesario continuar con el estudio, para si es posible, encontrar un método que sea más sencillo y practico, y con una eficiencia igual o mayor. Para obtener resultados y avances más significativos en áreas como la explotación y operación de campos maduros, es imprescindible la combinación de la metodología aplicada, y la experiencia en el campo, ya que solo así se puede asegurar la confiabilidad de los datos, y por lo tanto, un resultado eficaz.

74

REFERENCIA BIBLIOGRAFICA

1) NIND, T.E.W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros (Adaptada).

2) NIND, T.E.W. Principles of Oil Well Production. 1964.

3) GOLAN, CURTIS. Well Performance. Segunda edición. 1991. Modificada

4) KERMIT E. BROWN, The Technology of Artificial Lift Methods. 1978

5) Gómez Cabrera J. Ángel; "Apuntes de Producción de Pozos 1 ", Facultad de Ingeniería, UNAM. México, D.F.

6) Garaicochea

Petrirena

Francisco;

"Apuntes

de

Transporte

de

Hidrocarburos" Facultad de Ingeniería, UNAM., México, D.F.

7) Petróleos Mexicanos, PEMEX Exploración y Producción, Región Norte, Julio, 2008. Análisis Costo-beneficio Proyecto Aceite Terciario del Golfo.

75

ANEXOS/NOMENCLATURA GLOSARIO CALIBRACION DE TP: Es un método de inspección utilizado básicamente para determinar si la tubería presenta o no, ovalizacion o algún otro defecto en su diámetro interior. CAMPO MADURO: Los campos maduros son aquello que se caracterizan porque llevan operando más de 20 años y muestran una declinación en su producción. Estos campos aportan un 70 % de la producción mundial. CURVA IPR: Es la representación gráfica de las presiones fluyentes Pwf, y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. DRAWDOWN: Es una diferencia o caída de presión. En esta ocasión se considera como la diferencia entre la presión de formación (Presión Estática) y la presión de fondo fluyendo. ESTACION DE RECOLECCIÓN Y SEPARACIÓN Como su nombre lo indica, se refiere a la locación donde se recolecta la producción de varios pozos, se mide y se separa, para que posteriormente se canalice a estaciones de bombeo (líquidos) y compresión (gas). ESTIMULACIÓN: Se define como el proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo.

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FLUJO MULTIFASICO: Se define como el movimiento de fluidos, en donde intervienen varios tipos de fases, por lo general aceite, agua y gas. GRADIENTE DE PRESIÓN: El gradiente de presión es el aumento de presión por unidad de profundidad. INDICE DE PRODUCTIVIDAD: El índice de productividad IP es un indicador de la capacidad o habilidad para producir fluido de un pozo. Se expresa como la relación entre el caudal producido por un tanque (Q) y la caída de presión del yacimiento. INDUCCIÓN MECANICA: Es una operación, que consiste en levantar una columna de fluidos (petróleo, agua, o ambos) a través del interior de la tubería de producción o de revestimiento. POZO FLUYENTE: Aquel pozo que es capaz de vencer las caídas de presión a través del medio poroso, tuberías verticales y descargas, estrangulador y el separador, con la propia energía del yacimiento y que produzca hidrocarburos. POZO NO FLUYENTE: A diferencia de un pozo fluyente, uno no fluyente es aquel pozo que es incapaz de vencer las caídas de presión para producir hidrocarburos con la energía propia del yacimiento, en cambio, es necesario instalar un sistema artificial de producción. PRESION ATMOSFERICA: Es el peso que ejerce el aire de la atmósfera como consecuencia de la gravedad sobre la superficie terrestre o sobre una de sus capas de aire.

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PRESION ESTATICA: Es la presión que se mide en el fondo de un pozo a nivel de la zona de disparos cuando el pozo se encuentra cerrado. También se conoce como la presión propia del yacimiento. PRESION DE FONDO FLUYENTE: Es la presión que se mide en el fondo de un pozo a nivel de la zona de disparos, cuando este se encuentra produciendo. También se conoce como la presión necesaria que el pozo debe superar para que fluya. RGA (Relación Gas – Aceite): Relación de la producción de gas del yacimiento a la producción de aceite, medidos a la presión atmosférica. RPFC (Registro de Presión de Fondo Cerrado): Como su nombre lo indica, se refiere a un registro de presión con respecto a la profundidad, para cualquier cálculo que se requiera. SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCION: Cualquiera de las técnicas empleadas para extraer el petróleo de la formación productora a la superficie, cuando la presión del yacimiento es insuficiente para elevar el petróleo en forma natural hasta la superficie. TASA DE FLUJO: También conocido como Gasto o Caudal, es la cantidad de fluido que pasa por un área en una unidad de tiempo.

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NOMENCLATURA ∆𝑃 = 𝐷𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 (𝐷𝑟𝑎𝑤𝑑𝑜𝑤𝑛). 𝑃𝑜 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝐴𝑡𝑚𝑜𝑠𝑓𝑒𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑃ℎ = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝐻𝑖𝑑𝑟𝑜𝑠𝑡𝑎𝑡𝑖𝑐𝑎 𝑃𝑠 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝐸𝑠𝑡𝑎𝑡𝑖𝑐𝑎 𝑃𝑆𝑓 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝐸𝑠𝑡𝑎𝑡𝑖𝑐𝑎 𝐹𝑢𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑃𝑤𝑓 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝐹𝑜𝑛𝑑𝑜 𝐹𝑙𝑢𝑦𝑒𝑛𝑑𝑜 𝑞 = 𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛, 𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜 𝑜 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑞´ = 𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛, 𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜 𝑜 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑜 ℎ = 𝐸𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 𝐸𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜 𝐽 = 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝑑𝑒 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐽 ∗= 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐽 (𝐵𝑎𝑗𝑜𝑠 𝐷𝑟𝑎𝑤𝑑𝑜𝑤𝑠) 𝐽 ∗𝑝 = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝐽 ∗ 𝐽 ∗𝑓 = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝐹𝑢𝑡𝑢𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝐽 ∗ 𝐽𝑠 = 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝑑𝑒 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐸𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐𝑜 𝐾 = 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐾𝑟 = 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑅𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 𝐾𝑜 = 𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐸𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 79

𝜇 = 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝜇𝑜 = 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝐴𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑝 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑔 = 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 𝛽𝑜 = 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝐴𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑟𝑒 = 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝐷𝑟𝑒𝑛𝑎𝑗𝑒 𝑟𝑤 = 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑃𝑜𝑧𝑜 𝑃𝑎 = 𝑃𝑎𝑠𝑐𝑎𝑙

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