Ingeniería De Producción

República Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular para la Defensa

Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada

Extensión La Candelaria – La Beatriz.

Integrantes:

Zoreiny Díaz C.I 20655532

Leonardo Salas C.I 17266038

Sección 4 Semestre VI

Introducción

La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el hidrocarburo a comercializar, manejando gerencias que permiten organizar y llevar a cabo las buenas técnicas para conseguir el objetivo.

Pero para que esto suceda se necesita de estudios geológicos, los cuales indique que el hidrocarburo en la formación será factible y comerciablemente explotable.

Para poder extraer esos fluidos se necesitan de distintos mecanismos, los cuales pueden variar de acuerdo a la naturaleza y a la fuerza que contenga un pozo determinado. Se pueden observar que existen mecanismos naturales como también artificiales. Para una empresa productora se le es más factible e importante que estos mecanismos sean naturales, por el solo hecho de que estos no requieren gastos para utilizarlo, solo se necesita que la naturaleza de la formación esté a favor.

Tipos de flujos

Flujo Natural

La tasa de producción de un pozo es producto de un perfecto balance entre la oferta de energía del yacimiento y la demanda de energía del pozo, incluyendo sus facilidades de transporte en la superficie.

Flujo Continuo

Consiste en inyectar los fluidos de manera constante hacia la columna de los fluidos producidos por el pozo. Este gas inyectado se une al producido por la formación, reduciendo la densidad de la columna para levantar el fluido hasta la superficie. La profundidad de las válvulas y el volumen de gas va a depender de las características propias de cada pozo.

En la inyección continua de gas o flujo continuo tiene como propósito aligerar una columna de fluido mediante la inyección de gas por un punto de la tubería de producción. Esto causa el aumento gas-liquido por encima del punto de inyección.

Se utiliza en pozos con un índice de productividad alto y con una presión de fondo alta, también se utiliza en pozos con producción de arena y pocos profundos. Este es método de levantamiento más próximo al comportamiento de un pozo en flujo natural, la diferencia radica en poder controlar la relación gas-liquido en la tubería de producción.

Flujo Continuo en tres etapas

Mediante este método el líquido es levantado en forma continua en su primera etapa hasta una altura inferior al cabezal de pozo. Luego por dos procedimientos adicionales el líquido es expulsado hasta la superficie.

Las principales pruebas convencionales empleadas en el análisis de comportamiento de afluencia en pozos de gas son:

• Pruebas de potencial.

• Pruebas Isocronales.

• Pruebas Isocronales modificadas.

El tipo de prueba a seleccionar dependerá del tiempo de estabilización del pozo, el cual es una función de la permeabilidad del yacimiento. Si un pozo se estabiliza medianamente rápido, se podrá efectuar una prueba de potencial. La experiencia en trabajos de campo ha mostrado que para pozos con diámetro reducido o estrecho es conveniente emplear una prueba isocronal. Para pozos con tiempos muy grandes de estabilización una prueba isocronal modificada resulta más práctica.

Prueba de Potencial

Las pruebas de potencial en los pozos de gas se realizan para determinar la capacidad productiva teórica de los mismos, bajo condiciones de flujo abierto. Anteriormente se acostumbraba hacer estas pruebas poniendo el pozo en producción con una presión en la cabeza del pozo igual al atmosférico. Actualmente con el fin de evitar desperdicios y daño a la formación, la capacidad a flujo abierto de los pozos de gas se obtiene extrapolando los resultados de las pruebas hechas a diferentes gastos moderados de producción, en lugar de abrir los pozos a flujo total. En este método, un pozo se pone a producción a un gasto constante seleccionado hasta que la presión de fondo fluyendo se estabiliza. El gasto estabilizado y la presión de fondo son registrados, y a continuación se cambia el gasto (usualmente se incrementa). Así, el pozo está fluyendo a un nuevo gasto hasta alcanzar nuevamente el estado seudo estacionario. La presión puede ser medida con un registrador de fondo (preferentemente) o bien, a partir del cálculo utilizando valores medidos en superficie. Este proceso es repetido, cada vez que se registra la presión y gasto estabilizados. Se recomienda utilizar cuatro gastos diferentes.

Prueba Isocronal

Las pruebas isocronales son desarrolladas también para cortos períodos de tiempo para aquellos pozos que tienen un largo período de tiempo de estabilización. Específicamente las pruebas isocronales son una serie de pruebas a un solo punto desarrolladas para estimar las condiciones de productividad sin llegar a los tiempos necesarios para alcanzar la estabilización del pozo. La prueba isocronal es llevada a cabo por una serie de períodos de flujo y cierre, permitiendo restaurar la presión promedio del yacimiento antes empezar el siguiente período de producción. Las presiones son medidas en el tiempo durante cada período de flujo. El tiempo a la cual la presión es medida debe ser relativamente la misma al comienzo de cada período de flujo. Por ejemplo se puede medir la presión de fondo fluyente cada 0.5, 1.0, 1.5 y 2.0 horas después de empezar cada período de flujo. Debido al menor tiempo requerido para restaurar esencialmente la presión inicial después de un corto período de flujo que se debería alcanzar en condiciones estabilizadas en una prueba de flujo tras flujo, las pruebas isocronales son más prácticas en formaciones de muy baja permeabilidad. Aunque no es requerido para analizar la prueba,

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