Produccion

Comportamiento de afluencia de formaciones productoras

Flujo de fluidos en el yacimiento. Estados de flujo.

La simulación del flujo de fluidos en el yacimiento debe considerar la composición de los fluidos presentes, y las condiciones de presión y temperatura para establecer si existe flujo simultáneo de petróleo, agua y gas, las heterogeneidades del yacimiento, etc. Para describir el flujo de fluidos en el yacimiento a través del tiempo, se debe utilizar el modelaje matemático de yacimientos y las soluciones numéricas de la ecuación de difusividad obtenidas con los simuladores. La capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo se puede cuantificar también a través de modelos matemáticos simplificados como por ejemplo: la ecuación de Vogel, Fetckovich, Jones Blount & Glace, etc.

Área de drenaje:

Con fines de simplificar la descripción del flujo de fluidos en el yacimiento se considerará el flujo de petróleo negro en la región del yacimiento drenada por el pozo, comúnmente conocida como volumen de drenaje, y adicionalmente, se asumirá homogéneo y de espesor constante (h) por lo que en lo sucesivo se hablará de área de drenaje del yacimiento.

Ejemplo de Área de Drenaje de un Pozo

Figura numero 1.Areas de Drenaje Pozo 6 MX: Pozo productor.

El área rayada es el área de drenaje del pozo 6 MX.

Pozo 11 MX: Pozo no productor (seco de petróleo) fuera del área de yacimiento.

Pozo productor de petróleo

Pozo seco (no produce petróleo)

Cuando los pozos de un yacimiento son puestos a producir, los fluidos fluyen hacia el pozo, cada instante desde más lejos hasta que se establece una “línea” de interferencia entre un pozo y sus vecinos, configurándose así el área de drenaje de un pozo.

Flujo de petróleo en el Yacimiento:

El movimiento del petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece un gradiente de presión en el área de drenaje y el caudal o tasa de flujo dependerá no solo de dicho gradiente, sino también de la capacidad de flujo de la formación productora, representada por el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena neta petrolífera (Ko.h) y de la resistencia a fluir del fluido representada a través de su viscosidad (μo). Dado que la distribución de presión cambia a través del tiempo es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de drenaje al abrir a producción un pozo, y en cada uno de ellos describir la ecuación que regirá la relación entre la presión fluyente Pwfs y la tasa de producción qo que será capaz de aportar el yacimiento hacia el pozo.

En el flujo del yacimiento en esta fase se refiere a la difícil y complicada trayectoria que sigue el petróleo dentro del yacimiento a miles de metros de profundidad- a través de los microcanales de roca porosa y permeable hasta llegar al fondo del pozo. Este recorrido lo hace el petróleo gracias a la presión o energía natural que existe en el yacimiento.

Estados de flujo:

Dependiendo de la variación de la presión con el tiempo, van a existir 3 estados de flujo.

1.Flujo No Continuo: dP/dt ≠ 0

2.Flujo Continuo: dP/dt = 0

3.Flujo Semicontinuo: dP/dt = constante

Flujo No-Continuo o Transitorio: Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo, (dP/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta cuando se abre a producción un pozo que se encontraba cerrado ó viceversa. La medición de la presión fluyente en el fondo del pozo (Pwf) durante este período es de particular importancia para las pruebas de declinación y de restauración de presión, cuya interpretación a través de soluciones de la ecuación de difusividad, permite conocer parámetros básicos del medio poroso, como por ejemplo: la capacidad efectiva de flujo (Ko.h), el factor de daño a la formación (S), etc. La duración de este período normalmente puede ser de horas ó días, dependiendo fundamentalmente de la permeabilidad de la formación productora. Dado que el diferencial de presión no se estabiliza no se considerarán ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo.

Flujo Continuo o Estacionario: Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje no cambia con tiempo, (dP/dt = 0). Se presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande, ó asociado a un gran acuífero, de tal forma que en el borde exterior de dicha área existe flujo para mantener constante la presión (Pws). En este período de flujo el diferencial de presión a través del área de drenaje es constante.

Figura Número 2. Flujo Transitorio y Permanente

Flujo Semi-continuo: Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo pero a una tasa constante, (dP/dt = cte). Se presenta cuando se seudo-estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento finito de tal forma que en el borde exterior de dicha área no existe flujo, bien sea porque los límites del yacimiento constituyen los bordes del área de drenaje o por que existen varios pozos drenando áreas adyacentes entre sí.

Ecuación de Darcy para flujo radial que permite estimar la tasa de producción de petróleo que será capaz de aportar un área de drenaje de forma circular hacia el pozo productor bajo condiciones de flujo continúo.

Ecuación 1.1

Figura Número 3. Diagrama de la ecuación de Darcy para flujo Radial.

Donde:

qo = Tasa de petróleo, bn/d

K = Permeabilidad absoluta promedio horizontal del área de drenaje, md

h = Espesor de la arena neta petrolífera, pies

Pws = Presión del yacimiento a nivel de las perforaciones, a r=re, lpc

Pwfs = Presión de fondo fluyente al nivel de las perforaciones, a r=rw lpc

re = Radio de drenaje, pies

rw = Radio del pozo, pies

S = Factor de daño físico, S>0 pozo con daño,

S<0 pozo estimulado, adim.

a’qo = Factor de turbulencia de flujo (insignificante para alta Ko y bajas qo) este término se incluye para considerar flujo no-darcy alrededor del pozo.

μo = Viscosidad de petróleo a la presión promedio [ (Pws + Pwfs)/2)], cps

Bo = Factor volumétrico de la formación a la presión promedio, by/bn.

Kro = Permeabilidad relativa al petróleo (Kro=Ko/K), adim.

Ko = Permeabilidad efectiva al petróleo (Ko=Kro.K), md.

Ecuación de Darcy para flujo continúo

Ecuacion 1.2

Ecuación de Darcy para flujo semi-continúo

Ecuacion 1.3

Propiedades del Petróleo

Estado físico :Líquido

•Color: Varía desde el amarillo pardo hasta el negro.

•Solubilidad: Insoluble en agua

•Densidad:0,75 y 0,95 g/mL, por lo tanto, es menos denso que el agua(densidad 1 g/mL).

•En los yacimientos, esta sustancia puede estar en estado líquido o gaseoso.

•En el primer caso, es un aceite y se le llama “crudo” o “petróleo crudo”.

•En el segundo se le conoce como “gas natural”.

Las propiedades del petróleo y μo Bo se deben calcular con base al análisis PVT, en caso de no estar disponible, se deben utilizar correlaciones empíricas apropiadas, estas correlaciones se pueden utilizar para el calculo de la solubilidad del gas en el petróleo (Rs), factor volumétrico del petróleo (Bo), la viscosidad (μo) y densidad del petróleo (μo) para presiones tanto por encima como por debajo de la presión de burbuja

Tabla Numero 1. Propiedades del petróleo

Índice de Productividad: Se define índice de productividad (J) a la relación existente entre la tasa de producción, qo, y el diferencial entre la presión del yacimiento y la presión fluyente en el fondo del pozo, (Pws- Pwf). Para el caso de completaciones a hoyo desnudo, la Pwf es igual a Pwfs, luego (Pws- Pwf)= (Pws- Pwfs) De las ecuaciones 1.2 y 1.3 se puede obtener el índice de productividad, despejando la relación que define al J, es decir:

Para flujo continuo (Yac. Sub Saturado):

Ecuación 1.4

Para flujo semi-continuo (Yac. Sub Saturado):

Ecuación 1.5

En las relaciones anteriores la tasa es de petróleo, qo, ya que se había asumido flujo solo de petróleo, pero en general, la tasa que se debe utilizar es la de líquido, ql, conocida también como tasa bruta ya que incluye el agua producida.

Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/lpc:

Baja productividad: J < 0,5

Productividad media: 0,5 <

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