vogel ipr

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

III

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.

IV

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

V

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

VI

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

VII

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

VIII

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




IX

Ilustración 38 Representación de inducción Mecánica con Copas. Paso 5 .......... 47


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


.............................................................................................................................. 58


.............................................................................................................................. 59


.............................................................................................................................. 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

X

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

XI

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

1

Recopilación y Estudio de las Generalidades tanto de los pozos

no fluyentes y su importancia comercial en la industria, como de

las Curvas de Afluencia (IPR).

También se estudian las operaciones de Campo que se

necesitarán realizar en la Metodología.

2

Se muestra la metodología para el cálculo de Curvas IPR en

Pozos Fluyentes, y se desarrolla la metodología propuesta para

el cálculo de Curvas IPR en pozos No Fluyentes.

3 Se implementa en campo la metodología Propuesta para el

Cálculo de Curvas IPR en Pozos No Fluyentes.

4

Se muestran los resultados obtenidos, y se analiza la eficacia

de la metodología, para establecer las posibilidades de éxito en

la industria petrolera

5

Se enlistan aquellos términos poco conocidos o de difícil

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

XII

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.

XIII

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.

XIV

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.

1

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 gas-

liquido (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

2

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

3

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

4

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.

5

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

𝑷𝑺−𝑷𝒘𝒇[

𝒃𝒍/𝒅𝒊𝒂

𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐] Ecuación 2

6

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

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

𝑩𝒐𝝁𝒐[𝒍𝒏(𝒓𝒆/𝒓𝒘)]= [


𝒃𝒍/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐] Ecuación 4

Y

𝑱𝑺 =𝑱

𝒉=

𝟎.𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖𝟐𝒌

𝑩𝒐𝝁𝒐[𝒍𝒏(𝒓𝒆/𝒓𝒘)]= [


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).

7

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


8

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.


9

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).


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.

10

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

11

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).

12

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

13

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

𝑷𝑺)

𝟐

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:

𝒒´ [𝟏 − 𝟎, 𝟐 (𝑷𝒘𝒇

𝑷𝑺̅̅ ̅̅ ̅ ) − 𝟎, 𝟖 (

𝑷𝒘𝒇

𝑷𝑺̅̅ ̅̅ ̅ )

𝟐

− 𝟏 + (𝑷𝒘𝒇

𝑷𝑺̅̅ ̅̅ ̅ )] = 𝟎, 𝟖𝒒´ (

𝑷𝒘𝒇

𝑷𝑺̅̅ ̅̅ ̅ ) (𝟏 −

𝑷𝒘𝒇

𝑷𝑺̅̅ ̅̅) 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.

14

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´

𝑷𝑺 Ecuación 12

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

15

Las ecuaciones 11 y 12 dan:

𝑱∗ = 𝟏, 𝟖𝑱 (𝟏 + 𝟎, 𝟖𝑷𝒘𝒇

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∗ =𝟎,𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖𝟐𝒌𝒐𝒉

𝑩𝒐𝝁𝒐[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:

𝑱𝒇∗ = 𝑱𝒑

∗ [(𝒌𝒓𝒐 𝑩𝒐𝝁𝒐⁄ )𝒇

(𝒌𝒓𝒐 𝑩𝒐𝝁𝒐⁄ )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 =𝑱𝒇

∗ 𝑷𝑺𝒇

𝟏,𝟖[𝟏 − 𝟎, 𝟐

𝑷𝒘𝒇

𝑷𝑺𝒇

− 𝟎, 𝟖 (𝑷𝒘𝒇

𝑷𝑺𝒇

)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

16

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:

𝑹𝒆𝒍𝒂𝒄𝒊𝒐𝒏 𝒅𝒆 𝑪𝒂𝒖𝒅𝒂𝒍𝒆𝒔 =𝑱(𝑷𝑺−𝑷𝒘𝒇)

𝒏

𝑱𝑷𝑺𝒏(𝑷𝑺−𝑷𝒘𝒇) 𝑷𝑺⁄

= (𝑷𝑺−𝑷𝒘𝒇

𝑷𝑺)

𝒏−𝟏

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).

17

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 = 1927⁄ 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.


(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.

18

ILUSTRACIÓN 13 TASA DE PRODUCCIÓN CONTRA UNA MALLA DE DRAWDOWN.


(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).

19

ILUSTRACIÓN 14 EXTRAPOLACIÓN USANDO UNA “TASA DE PRODUCCIÓN CON UN DRAWDOWN

DE REFERENCIA”.


(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 =𝟎,𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖𝟐 𝒌 𝒉

𝒍𝒏(𝒓𝒆 𝒓𝒘⁄ )∫ 𝒇(𝑷)𝒅𝑷

𝑷𝒆

𝑷𝒘𝒇 Ecuación 21

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

20

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

𝝁𝒐𝑩𝒐= [

𝒌𝒓𝒐

𝝁𝒐𝑩𝒐]

𝑷

𝑷𝒊 Ecuación 22

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

𝒒𝒐 =𝟎.𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖𝟐𝒌 𝒉

𝒍𝒏(𝒓𝒆 𝒓𝒘⁄ )[

𝒌𝒓𝒐

𝝁𝒐𝑩𝒐]

𝟏

𝟐𝑷𝒊(𝑷𝒊

𝟐 − 𝑷𝒘𝒇𝟐 ) Ecuación 23

O bien:

𝒒𝒐 = 𝑱´𝒐𝒊(𝑷𝒊𝟐 − 𝑷𝒘𝒇

𝟐 ) Ecuación 24

Donde:

𝑱´𝒐𝒊 =𝟎.𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖𝟐𝒌 𝒉

𝒍𝒏(𝒓𝒆 𝒓𝒘⁄ )[

𝒌𝒓𝒐

𝝁𝒐𝑩𝒐]

𝟏

𝟐𝑷𝒊 Ecuación 25

21

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´𝒐𝒊𝑷𝒘𝒇 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.

𝑃𝑤𝑓

(𝑙𝑏 𝑝𝑢𝑙𝑔⁄ 2)

𝑃𝑤𝑓2

𝑀𝑀(𝑙𝑏 𝑝𝑢𝑙𝑔⁄ 2)

2

(𝑃𝑖2 − 𝑃𝑤𝑓

2 )

𝑀𝑀(𝑙𝑏 𝑝𝑢𝑙𝑔⁄ 2)

2

𝑞𝑜

(𝑏𝑙 𝑑í𝑎⁄ )

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


(Adaptada).

22

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.


(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´𝒐𝒊𝑷𝑺

𝑷𝒊(𝑷𝑺

𝟐 − 𝑷𝒘𝒇𝟐 ) Ecuación 27

O escribiéndolo de otra forma

𝒒𝒐 = 𝑱´𝒐(𝑷𝒔𝟐 − 𝑷𝒘𝒇

𝟐 ) Ecuación 28

Donde

23

𝑱´𝒐 = 𝑱´𝒐𝒊𝑷𝒔

𝑷𝒊 Ecuación 29

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 ∗ 𝟏𝟎−𝟒𝒃𝒍/(𝒅𝒊𝒂)(𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐)𝟐

𝑱´𝒐|𝟏𝟎𝟎𝟎 𝒍𝒑/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐 = 𝟓 ∗ 𝟏𝟎−𝟒 ∗ 𝟏𝟎𝟎𝟎 𝟐𝟎𝟎𝟎⁄ = 𝟐, 𝟓 ∗ 𝟏𝟎−𝟒𝒃𝒍/(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.

𝑃𝑤𝑓

(lb/pulg2)

𝑃𝑠 = 1500 𝑙𝑏 𝑝𝑢𝑙𝑔⁄ 2

qo (bl/día)

𝑃𝑠 = 1000 𝑙𝑏 𝑝𝑢𝑙𝑔⁄ 2

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

TABLA 3 TASA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO PARA DIFERENTES VALORES DE PS Y PWF


(Adaptada).

24

ILUSTRACIÓN 16 CURVA DEL IPR FUTURO, POR EL MÉTODO DE FETKOVICH.


(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(𝑷𝒔𝟐 − 𝑷𝒘𝒇

𝟐 )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

25

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.


(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).

26

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)

27

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


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.


28

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.


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

29

“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.


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.

30

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

31

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.

32

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).

33

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.

34

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

35

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.

36

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

37

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.

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

PETRODATA SERVICES S.A. DE C.V.

USW 09

2 7/8" Cerrado 2 kg/cm2

1041 M Abierto kg/cm2

Tiempos Nivel Prof. Sarta sin Sarta Volumen Volumen Total Acum.

Liquido X Viaje carga con carga Rec. Rec. En Tanque

(m) (m) (lbs) (lbs) pg (Barriles) (Barriles)

10:30 2

10:40 2 300

11:20 2 300

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

15:30 7 300 6 6.12 25.5

16:30 7 300 25.5

16:40

17:10

25.5 1

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.

DATOS DE OPERACIÓN:

Presion En

Cabeza de Pozo

KG/CM"

SE PROCEDE A DESMANTELAR EQUIPO.

ObservacionesViaje

No.

REALIZA JUNTA DE SEGURIDAD. ENCUENTRA POZO CERRADO CON UNA

PRESION EN CABEZA DE POZO DE 2KG/CM2.

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.

SE ALINEA POZO A PRESA METALICA, SE DESFOGA, POZO NO FLUYE,

CAE PRESION A 0 KG/CM2.

07/03/2013

JOSE MARCOS MORENO VALDEZPresion de Cabeza De pozo

al Inicio de la Operación

Tamaño de T.P.

Prof. De Empacador

Fecha de Servicio

HUGO ARCÍA CAJIJA

EQUIPO

Notas

JOSE MARCOS MORENO VALDEZ

NOMBRE DEL OPERADOR

ADRIAN GONZALEZ VILLEGAS

NOMBRE DEL SUPERVISOR DE UNIDAD DE INDUCION

Y SONDEO

xxxxxxxxxxxxxxxxxxMacropera

ADRIAN GONZALEZ VILLEGAS

NOMBRE DEL POZONombre y Numero de Pozo

Personal

de TrabajoEBER ABRAHAM DE LA HIGUERA GONZALEZ

Constante de Presa de 10 M3 1.02 Barril / PlgVolumen

Recuperado (bls)Muestras Tomadas

Peso Sarta

Superficie

(lbs)

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.

SE RETIRA PERSONAL DE LOCACION.

POZO INCREMENTA PRESIÓN A 4 KG/CM2. APORTA FLUIDO DE CONTROL

Y GAS EN EXCESO.

POZO INCREMENTA PRESIÓN A 5 KG/CM2. APORTA FLUIDO DE CONTROL

Y GAS EN EXCESO.

POZO INCREMENTA PRESION A 7 KG/CM2. APORTA FLUIDO DE CONTROL

Y GAS EN EXCESO.

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.

38

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.

39

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.

40

ILUSTRACIÓN 30 EJEMPLO DE LOS DATOS OBTENIDOS DE UN REGISTRO DE PRESIÓN

Estas estaciones se realizan para determinar las fases que compone el pozo (Gas,

Petróleo y Agua), los niveles de estos fluidos en el pozo.

El pozo debe estar cerrado en superficie, se debe esperar por lo menos 48 horas

para que se estabilice la presión en superficie y poder realizar esta prueba.

1.6.2.4. Registro de Presión “Flow After Flow”

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

medir la presión y temperatura en fondo de pozo muy cerca a los intervalos para

distintos caudales de producción, esto se consigue variando el diámetro del

estrangulador del pozo.

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

Fecha: 08-ago.-12

DATO GRADIENTE

HH:MM (mts) TVD (PSI) (Kg/cm2) (Kg/cm²/m) oC oF

15:37 0 0.000 108.730 7.65 ------ 27.914 82.25

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

INGENIERO DE CAMPO

NOMBRE: ANGEL RICARDO RODRIGUEZ CERECEDO

FIRMA:

PRESION TEMPERATURA

DIVISION LINEA DE ACERO

POZO PRUEBA IPR 1

GRADIENTE DESCENDENTE

PROF.

SEPEC

0.000

200.000

400.000

600.000

800.000

1000.000

1200.000

0 10 20 30 40 50 60 70

Pro

fun

did

ad

(m

)

Presión (Kg/cm²)

41

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 accesorios 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 ()

42

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.

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

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

METÁLICO DESCONOCIDO

ANTES DESPUES

ANTES DESPUES

43

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:

𝒒

𝒒´= 𝟏 − 𝟎. 𝟐 (

𝑷𝒘𝒇

𝑷𝒔) − 𝟎. 𝟖 (

𝑷𝒘𝒇

𝑷𝒔)

𝟐

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

𝟏−𝟎.𝟐(𝑷𝒘𝒇

𝑷𝒔)−𝟎.𝟖(

𝑷𝒘𝒇

𝑷𝒔)

𝟐 Ecuación 32

44

3. Suponer un valor de presión de fondo fluyente y hallar el correspondiente

valor de caudal con ecuación 33.

𝒒 =𝒒´

𝟏−𝟎.𝟐(𝑷𝒘𝒇

𝑷𝒔)−𝟎.𝟖(

𝑷𝒘𝒇

𝑷𝒔)

𝟐 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:


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.

45

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.

46

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.


47

d) El volumen comprendido entre L2 y L1 se debe de medir y desplazar

subiendo las copas hasta L1.


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.


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.


48

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.


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.

49

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

𝟏 − 𝟎. 𝟐 (𝑷𝒘𝒇

𝑷𝑺) − 𝟎. 𝟖 (

𝑷𝒘𝒇

𝑷𝑺)

𝟐

Sustituimos:

𝒒´ =𝟑𝟖𝟐

𝟏 − 𝟎. 𝟐 (𝟏𝟕𝟔𝟓𝟐𝟎𝟖𝟓

) − 𝟎. 𝟖 (𝟏𝟕𝟔𝟓𝟐𝟎𝟖𝟓

)𝟐

Resolvemos para obtener el Caudal Máximo (q´):

𝒒´ =𝟑𝟖𝟐

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

50

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.


𝒒 = 𝒒´ [𝟏 − 𝟎. 𝟐 (𝑷𝒘𝒇

𝑷𝒔) − 𝟎. 𝟖 (

𝑷𝒘𝒇

𝑷𝒔)

𝟐

]

Sustituimos para una presión fluyente de 1800 lb/pulg2:2085

𝒒 = 𝟏𝟒𝟖𝟑 [𝟏 − 𝟎. 𝟐 (𝟏𝟖𝟎𝟎

𝟐𝟎𝟖𝟓) − 𝟎. 𝟖 (

𝟏𝟖𝟎𝟎

𝟐𝟎𝟖𝟓)

𝟐

]

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.

𝑷𝒘𝒇 = 𝑷𝒔 [√𝟏. 𝟐𝟔𝟓𝟔𝟐𝟓 − 𝟏. 𝟐𝟓 (𝒒

𝒒´) − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓] Ecuación 35

Datos

𝑃𝑆 = 2085 𝑙𝑏/𝑝𝑢𝑙𝑔2

𝑞´ = 1483 𝑏𝑙/𝑑𝑖𝑎

𝑞1 = 382 𝑏𝑙/𝑑𝑖𝑎

51

De la Ecuación 35 tenemos.

𝑷𝒘𝒇 = 𝑷𝒔 [√𝟏. 𝟐𝟔𝟓𝟔𝟐𝟓 − 𝟏. 𝟐𝟓 (𝒒

𝒒´) − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓] Ecuación 35

Sustituimos los valores.

𝑷𝒘𝒇 = 𝟐𝟎𝟖𝟓 [√𝟏. 𝟐𝟔𝟓𝟔𝟐𝟓 − 𝟏. 𝟐𝟓 (𝟑𝟖𝟐

𝟏𝟒𝟖𝟑) − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓]

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

lb/pulg2

Caudal

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

52

4. Graficar los resultados, esto nos proporcionara una curva IPR.

ILUSTRACIÓN 40 CURVA IPR DE RESULTADOS OBTENIDOS. EJEMPLO 1

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Pre

sio

n d

e F

on

do

Flu

ye

nte

Pw

f,

lb/p

ulg

2

Tasa de Produccion bl/día

Curva IPR

53

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:

Acceso 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”.

54

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.

55

ILUSTRACIÓN 42 ESTADO MECÁNICO DEL POZO PRUEBA IPR 1.

56

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.

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

Fecha: 08-ago.-12

INGENIERO DE CAMPO


FIRMA:

DESPUES


POZO PRUEBA IPR 1

ANTES

BLOCK DE IMPRESION 2 ¼"

57

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.

ILUSTRACIÓN 44 REPORTE DEL REGISTRO DE PRESIÓN DE FONDO CERRADO

Fecha: 08-ago.-12

DATO GRADIENTE

HH:MM (mts) TVD (PSI) (Kg/cm2) (Kg/cm²/m) oC oF

15:37 0 0.000 108.730 7.65 ------ 27.914 82.25

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

INGENIERO DE CAMPO


FIRMA:

PRESION TEMPERATURA


POZO PRUEBA IPR 1

GRADIENTE DESCENDENTE

PROF.

SEPEC

0.000

200.000

400.000

600.000

800.000

1000.000

1200.000

0 10 20 30 40 50 60 70

Pro

fun

did

ad

(m

)

Presión (Kg/cm²)

58

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.


59

d) El volumen comprendido entre L2 y L1 se debe de medir y desplazar

subiendo las copas hasta L1.


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.


f) Se repitió el ensayo dos veces más, para registrar el ritmo de recuperación

del pozo en un intervalo de tiempo.

60

En la Ilustración 49 se muestran los resultados obtenidos de la Inducción Mecánica

con copas, mismos que serán analizados posteriormente.

ILUSTRACIÓN 49 REPORTE DE INDUCCIÓN MECÁNICA

4. Se anotaron todos los datos obtenidos.

SERVICIOS PETROLEROS ESPECIALIZADOS DEL CENTRO

USW 003

2 7/8" Cerrado kg/cm2

1041 M Abierto 0 kg/cm2

Tiempos Nivel Prof. Sarta sin Sarta Volumen Volumen Total Acum.

Liquido X Viaje carga con carga Rec. Rec- En Tanque

(m) (m) (lbs) (lbs) pg (Barriles) (Barriles)

08:00 0

08:10 0 331

08:50 0 331

09:00 0 331

11:10 0 331 540 650 710 1060 2 2.07 2.07 1

12:30 0 331 550 650 710 1410 1 1.89 3.96 2

13:50 0 331 550 650 710 1760 1 1.89 5.85 3

15:10 1 331 0 0 5.85

15:30 1 331 0 0.35 6.2

15:50 1 331 0 0.05 6.25

16:10 1

16:20

6.25 1

__MacroperaNombre y Numero de Pozo

MIGUEL MENDOZA PEREZ

POZO PRUEBA IPR 1

Personal

de TrabajoENRIQUE HERNANDEZ SOTO

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.

DATOS DE OPERACIÓN:

Presion En

Cabeza de Pozo

KG/CM"

Viaje

No.

Constante de Presa de 10 M3 __Volumen

Recuperado (bls)Muestras Tomadas

Notas

JOSE JAIR MELGAREJO PEREZ

NOMBRE DEL OPERADOR

MIGUEL MENDOZA PEREZ

NOMBRE DEL SUPERVISOR DE UNIDAD DE INDUCION

Y SONDEO

POZO QUEDA CERRADO POR INSTRUCCIONES DE PERSONAL DE

PRODUCCION CON 1 KG/CM2 EN CABEZA DE POZO Y SE DA POR

TERMINADO EL SERVICIO.

Presion de Cabeza De pozo

al Inicio de la Operación

Tamaño de T.P.

Prof. De Empacador

SE PROCEDE A DESMANTELAR EQUIPO Y RETIRAR PERSONAL DE LA

LOCACION.

SE REPITE VIAJE DE INDUCCION POR INSTRUCCIÓN DE PERSONAL DE

PRODUCCION

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

PERSONAL DE PRODUCCION

SE REALIZA VIAJE DE INDUCCION HASTA SUPERFICIE, SE RECUPERA

ACEITE EMULSIONADO Y POZO FLUYE AL TERMINO DEL VIAJE.

AUMENTO DE PRESION EN CABEZA DE POZO Y SE RECUPERA EXCESO

DE GAS CON MINIMA PRESENCIA DE ACEITE LIGERO.

DISMINUYE PRESION EN CABEZA DE POZO Y SOLO SE RECUPERA GAS

CON LIGERA PRESENCIA DE ACEITE LIGERO.

LLEGADA A LOCACION,REALIZA JUNTA DE SEGURIDAD, SE ENCUENTRA

POZO ABIERTO CON UNA PRESION EN CABEZA DE POZO DE 0 KG/CM2.

INSTALACION DE UNIDAD HIDRAULICA DE INDUCCION,EQUIPO DE

CONTROL DE PRESION SOBRE VALVULA DE SONDEO Y CONEXIONES DE

PRESA METALICA.

SE ALINEA POZO A PRESA METALICA CON UNA PRESION DE 0 KG/CM2,

SE DESFOGA HASTA ABATIR POR COMPLETO.

SE INSTALA BLOCK DE 2 1/4" Y SE REALIZA VIAJE DE CALIBRACION, SIN

OBSTRUCCION EN T.P.

SE INSTALAN COPAS DE 2 1/2" Y SE REALIZA VIAJE DE INDUCCION PERO

SOLO SE DESPLAZA A NIVEL INDICADO POR PERSONAL DE

PRODUCCION.

Peso Sarta

Superficie

(lbs)

JOSE LUIS FERNANDEZ HUIDOBRO

EQUIPO Fecha de Servicio

Observaciones

09/08/2012

JOSE JAIR MELGAREJO PEREZ

61

3.2.1 Cálculos Necesarios

Para continuar con los cálculos pertinentes, es necesario recordar las variables

necesarias para la construcción de una Curva IPR.


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?

62


𝒀 = 𝒀𝟏 + (𝑿 − 𝑿𝟏) [𝒀𝟏 − 𝒀𝟐

𝑿𝟏 − 𝑿𝟐]

Sustituimos los valores:

𝒀 = 𝟑𝟕. 𝟖𝟎 + (𝟏𝟎𝟗𝟐. 𝟓 − 𝟏𝟎𝟎𝟎) [𝟑𝟕. 𝟖𝟎 − 𝟒𝟓. 𝟑𝟕

𝟏𝟎𝟎𝟎 − 𝟏𝟎𝟗𝟐] = 𝟒𝟓. 𝟒𝟏 𝒌𝒈 𝒄𝒎𝟐⁄

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:

𝑷𝒔 = 𝟒𝟓. 𝟒𝟏 𝒌𝒈 𝒄𝒎𝟐⁄ (𝟏𝟒. 𝟐𝟐 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐

𝟏 𝒌𝒈/𝒄𝒎𝟐) = 𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐

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

63

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)

𝑨 Ecuación 38

Datos:

𝐴 = 68 min → 𝐵 = 1.89 𝑏𝑙𝑠

𝑋 = 60 min → 𝑌 = ¿ ?


𝒀 =(𝑿)(𝑩)

𝑨 Ecuación 38

Sustituimos y obtenemos el gasto por hora.

𝑿 =(𝟔𝟎 𝒎𝒊𝒏)(𝟏. 𝟖𝟗 𝒃𝒍𝒔)

𝟔𝟖 𝒎𝒊𝒏= 𝟏. 𝟔𝟔 𝒃𝒍𝒔/𝒉𝒓

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

𝑮𝒂𝒔𝒕𝒐 = (𝟏. 𝟔𝟔 𝒃𝒍𝒔

𝒉𝒓) (

𝟐𝟒 𝒉𝒓𝒔

𝟏 𝒅í𝒂) = 𝟑𝟗. 𝟖𝟒 𝒃𝒍/𝒅í𝒂

64

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.

65

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


𝑷𝒘𝒇 = 𝑷𝒐 + 𝑷𝒓𝒐𝒇𝒖𝒏𝒅𝒊𝒅𝒂𝒅(𝑮𝒓𝒂𝒅𝒊𝒆𝒏𝒕𝒆) Ecuación 39


𝑷𝒘𝒇 = (𝟏. 𝟎𝟑𝟑 𝑲𝒈/𝒄𝒎𝟐) + 𝟒𝟒𝟐. 𝟓 𝒎 (𝟎. 𝟎𝟖𝟎𝟐𝟒 𝒌𝒈 𝒄𝒎𝟐⁄

𝒎)

Resolvemos para obtener la Presión de Fondo Fluyendo en Kg/cm2:

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 = 𝟑𝟔. 𝟓𝟑𝟑 𝑲𝒈/𝒄𝒎𝟐 (𝟏𝟒. 𝟐𝟐 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐

𝟏 𝑲𝒈/𝒄𝒎𝟐)

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.

66

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

𝑷𝒘𝒇𝟏 = 𝟓𝟏𝟗. 𝟓 𝒍𝒃/𝒑𝒖𝒍𝒈𝟐

1. Se determina el caudal máximo con la información antes obtenida,

sustituyendo los valores en la ecuación 32:


𝒒´ =𝒒

𝟏−𝟎.𝟐(𝑷𝒘𝒇

𝑷𝒔)−𝟎.𝟖(

𝑷𝒘𝒇

𝑷𝒔)

𝟐 Ecuación 32


𝒒´ =𝟑𝟗. 𝟖𝟒

𝟏 − 𝟎. 𝟐 (𝟓𝟏𝟗. 𝟓

𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓) − 𝟎. 𝟖 (

𝟓𝟏𝟗. 𝟓𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓

)𝟐

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

𝟎. 𝟑𝟐𝟏𝟓𝟐= 𝟏𝟐𝟑. 𝟗𝟏 𝒃𝒍/𝒅í𝒂

67

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) − 𝟎. 𝟖 (

𝑷𝒘𝒇

𝑷𝒔)

𝟐

] Ecuación 33


𝒒 = 𝟏𝟐𝟑. 𝟗𝟏 [𝟏 − 𝟎. 𝟐 (𝟔𝟎𝟎

𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓) − 𝟎. 𝟖 (

𝟔𝟎𝟎

𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓)

𝟐

]

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.

𝑷𝒘𝒇 = 𝑷𝒔 [√𝟏. 𝟐𝟔𝟓𝟔𝟐𝟓 − 𝟏. 𝟐𝟓 (𝒒

𝒒´) − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓] Ecuación 34

68

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


𝑷𝒘𝒇 = 𝑷𝒔 [√𝟏. 𝟐𝟔𝟓𝟔𝟐𝟓 − 𝟏. 𝟐𝟓 (𝒒

𝒒´) − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓] Ecuación 34


𝑷𝒘𝒇 = 𝟔𝟒𝟓. 𝟖𝟓 [√𝟏. 𝟐𝟔𝟓𝟔𝟐𝟓 − 𝟏. 𝟐𝟓 (𝟏𝟓. 𝟑𝟑

𝟏𝟐𝟑. 𝟗𝟏) − 𝟎. 𝟏𝟐𝟓]

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.

69

3. Tabular los resultados obtenidos, para un fácil análisis

Presión Fluyente

lb/pulg2

Caudal

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”.

70

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.

71

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 Pozos sin Curva IPR

Método para la Selección

de un Sistema Artificial de

Producción

Curvas IPR, historial

productivo del pozo,

infraestructura disponible.

Nivel Estático del Pozo.

Presión Estática, Historial

Productivo del Pozo,

Infraestructura disponible

Gasto

Menor Gasto, por largo

tiempo

Mayor Gasto en un Corto

Tiempo

Tiempo sin Intervención. Tiempo Mayor a 6 Meses Tiempo de 2 a 6 meses

Tipos de Intervención Reacondicionamiento del

Sistema Artificial

Reacondicionamiento del

Sistema Artificial,

Conversión a algún otro

sistema.

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

72

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.

73

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

74

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.

75

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.

76

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

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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

vogel ipr

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