El cálculo de la productividad de los pozos de petróleo

INTRODUCCIÓN.

Para planificar el desarrollo y el potencial de producción de un yacimiento con respecto al sistema de producción y a los requerimientos de instalaciones de equipos de levantamiento artificial, así como su evaluación económica será necesario predecir el comportamiento del yacimiento y el comportamiento IPR de sus pozos productores.

El cálculo de la productividad de los pozos petroleros pueden ser usada para determinar un método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, de estimulación, tratamiento y de desempeño de producción. La curvas de IPR son usadas también con un método para optimizar los parámetros de producción y para determinar el IPR para un tiempo dado se realizan procedimientos iterativos para calcular primero el estado de agotamiento. Las curvas analíticas de IPR pueden ser desarrolladas para cualquier estado de agotamiento si las permeabilidades relativas y propiedades PVT de los fluidos son conocidas.

LA CURVA IPR.

Es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. Es decir para cada Pwfs existe una tasa de producción de líquido q_l, que se puede obtener de la definición del índice de productividad:

q_l= J.(Pws- Pwfs) o también Pwfs = Pws - q_l/J

CURVA IPR

(Relación comportamiento de la producción y caída de presión)

La curva IPR representa una foto instantánea de la capacidad del aporte del yacimiento hacia un pozo en particular en un momento dado de su vida productiva y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo.

FACTORES QUE AFECTAN LA CURVA IPR.

Mecanismos de Producción del yacimiento.

Reducción de la permeabilidad relativa al petróleo (Kro) al incrementar la saturación de agua.

Incremento de la viscosidad del petróleo por la disminución de la presión y del gas en solución.

Encogimiento del petróleo debido al gas en solución cuando la presión disminuye.

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

Es la razón de la tasa de producción q0 (bls/dia) a la presión diferencial (PR-Pwf) en el punto medio del intervalo productor es el inverso de la pendiente de la curva IPR es además una aproximación, para describir el comportamiento de influjo de un pozo de petróleo. El índice de productividad es una medida de potencial del pozo o en su capacidad de producir fluidos.

CATALOGACIÓN DE LOS POZOS DE ACUERDO AL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

J < 0,5 Mal productor

0,5 ≤ J ≤ 1,0 Productividad media

1,0 ≤ J < 2 Buen productor

J ≥ 2 Excelente productor

Al inicio de la producción se tienen valores de J muy altos en ese momento no se pueden determinar el J si no cuando está estabilizado.

El valor de J es un valor que varia a lo largo de la vida productiva del pozo.

CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SE ESTIMA:

Dado un valor del caudal en superficie se determina Pwfs y Pwf a partir de Pws.

Luego se tabula y gráfica Pwf vs QO.

Se repite el paso anterior para otros valores asumidos y se contruye una curva de oferta de energia del sistema o curva IPR.

EFICIENCIA DE FLUJO. (EF)

Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal.

EF=(J (Real))/(J(Ideal))

FACTOR DE DAÑO. (S)

Se define como daño de formación (S), como cualquier restricción al flujo de fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo.

Esta reducción (S) puede ser causada por las diferentes fases de un pozo desde su perforación hasta su vida productiva:

Durante la Perforación.

Durante la Cementación.

Durante la Completación.

Durante el Cañoneo.

Durante una estimulación matricial

Durante un fracturamiento hidráulico.

Durante el Proceso de Producción del pozo.

COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FORMACIONES PRODUCTORAS.

La simulación del flujo de fluidos en el yacimiento debe considerar la composición de los fluidos presentes, y las condiciones de presión y temperatura para establecer si existe flujo simultáneo de petróleo, agua y gas, las heterogeneidades del yacimiento, etc. La capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo se cuantificará a través de modelos matemáticos simplificados.

FLUJO NATURAL.

Se dice que un pozo fluye por flujo natural, cuando la energía del yacimiento es suficiente para levantar los barriles de fluidos desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo en la superficie.

AREA DE DRENAJE

qo

rw,Pwf

ko, h, µo, βo, S

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

FLUJO DE PETROLEO EN EL YACIMIENTO

El movimiento de petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece un gradiente de presión en el área de drenaje, el caudal o tasa de 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 x h) y la resistencia a fluir del fluido representada a través de su viscosidad µo; dado que la distribución de la presión cambia a través del tiempo, es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden representarse en el área de drenaje al abrir la producción de un pozo y en cada uno de ellos describir la ecuación que regirá la relación entre la presión fluyente (Pwfs) y la tasa de producción Qo que será capaz de aportar el yacimiento hacia el pozo.

ESTADO DE FLUJO.

Existen tres estados de flujo dependiendo como es la variación de la presión con el tiempo.

1.- Flujo no continuo; donde dp/dt ≠ 0

2.- Flujo continuo; donde dp/dt = 0

3.- Flujo semi-continuo; donde dp/dt = ctte

FLUJO NO CONTINUO O TRANSITORIO.

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del area de drenaje cambia con el tiempo (dp/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta cuando se abre la producción de un pozo que se encontraba cerrado, la medición de la presión fluyente en el fondo del pozo (Pwf) durante este periodo es de particular importancia para las pruebas de declinación y restauración de presión cuya interpretación permite conocer parámetros básicos del medio poroso. Como por ejemplo, la capacidad efectiva del flujo (ko x h) y el factor de daño a la formación (S). dado que el diferencial de presión no se estabiliza no se consideraran ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo.

TRANSICION ENTRE ESTADOS DE FLUJO.

Después del flujo transitorio ocurre una transición hasta alcanzar una estabilización o pseudoestabilizacion de la distribución de la presión dependiendo de las condiciones existentes en el borde exterior del área de drenaje.

FLUJO CONTINUO O ESTACIONARIO.

Es el tipo de fluido donde la distribución de presión a lo largo del area de drenaje no cambia con el tiempo (dp/dt = 0), se presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento, lo suficientemente grande o asociado a un gran acuífero de tal forma que el borde exterior de dicha área exista un flujo para mantener constante la presión (Pws). En este periodo de flujo el diferencial de presión (dp) a través del área de drenaje es constante y está representado por la diferencia entre la presión en el radio externo del área de drenaje (Pws) a una distancia (re) del centro del pozo y la presión fluyente en la cara de la arena (Pwfs) a una distancia (rw) o radio del pozo ambas presiones deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones para cada valor de este diferencial (Pws – Pwfs) tradicionalmente conocido como Draw – Down se establecerá un caudal de flujo de yacimiento hacia el pozo.

POTENCIAL DE POZO (Pp)

Es el máximo caudal de producción que, de acuerdo a la curva de afluencia del pozo (IPR) y a la menor presión de fluencia posible a profundidad media de punzados, se podría obtener con las instalaciones de fondo de pozo y de superficie óptimos, disponibles en el yacimiento dentro de contratos de proveedores ya existentes, sin considerar problemas actuales abastecimiento. El valor de potencial de un

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