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PRODUCCION I<br />PRINCIPIOS DE PRODUCCION:<br />CAIDAS DE PRESION<br />IPR<br />
SISTEMAS DE PRODUCCION<br />El yacimiento aporta la energía (potencia) para que los fluidos salgan del fondo, asciendan ha...
P6<br />P5<br />P1<br />P4<br />P2<br />P3<br />P7<br />P4<br />P5<br />P3<br />P6<br />P7<br />P8<br />PR<br />P1<br />SI...
FUENTES DE ENERGIA DE UN YACIMIENTO<br /><ul><li>Compresibilidad de roca y    fluidos.
Empuje de gas en solución.
Empuje  por expansión de capa de gas.
Empuje activo de agua</li></li></ul><li>Punto de Burbuja y Punto de Rocío<br /><ul><li>Punto de Burbuja
Lugar del punto donde, a temperatura constante, una reducción en la presión producirá una burbuja de gas saliendo de la so...
Punto de Rocío
Punto en que, a temperatura constante, un incremento de la presión causará condensación de vapor formando la primera gota ...
INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />Para realizar un adecuado diseño de levantamiento artificial, es necesario conocer el mecanis...
Empuje activo de agua
Empuje por capa de gas</li></ul>TIPOS DE<br />YACIMIENTOS<br />
INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />EMPUJE POR GAS EN SOLUCION<br /><ul><li>Este es el caso de un yacimiento saturado en el cual ...
El factor de recobro de este tipo de empuje es de aproximadamente 20%.</li></li></ul><li>INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />EMPU...
Flujo bifásico.
El gas liberado permanece en la fase de Aceite.
La producción de aceite es el resultado de la expansión volumétrica del gas en solución y la expulsión volumétrica del ace...
El aceite es desplazado por el agua.
Este yacimiento puede tener una fase de gas, teniendo como resultado un mecanismo de empuje combinado.
La declinación de la presión es muy pequeña.</li></li></ul><li>INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />EMPUJE POR EXPANSION DE CAPA D...
 Gas fluyendo hacia la capa de gas
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Principios De Produccion Caida De Presion Ipr

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Principios De Produccion Caida De Presion Ipr

  1. 1. PRODUCCION I<br />PRINCIPIOS DE PRODUCCION:<br />CAIDAS DE PRESION<br />IPR<br />
  2. 2. SISTEMAS DE PRODUCCION<br />El yacimiento aporta la energía (potencia) para que los fluidos salgan del fondo, asciendan hasta superficie y lleguen hasta la estación de producción.<br />Cabeza de Pozo<br />Choke<br />Manifold<br />TK-101<br />Línea de Flujo<br />Separador<br />Pozo Productor<br />YACIMIENTO<br />
  3. 3. P6<br />P5<br />P1<br />P4<br />P2<br />P3<br />P7<br />P4<br />P5<br />P3<br />P6<br />P7<br />P8<br />PR<br />P1<br />SISTEMAS DE PRODUCCION<br />Qg<br />P8<br />QLiq<br />Tanque<br />de<br />Almacenamiento<br />Pwh<br />PSEP<br />PDSC<br />Choke<br />Separador<br />Pérdida en el medio poroso = PR-Pwf<br />PDsv<br />Pérdida a través del completamiento = Pwfs-Pwf <br />PDsv<br />Pérdida a través de restricción = PUR- PDR <br />Pérdida a través de válvula de seguridad = PUSV- PDSV <br />PDR<br />Pérdida a través de choke de superficie = Pwh- PDSC <br />Restricción en el pozo<br />PUR<br />Pérdida en la línea de flujo = PDSC- PSEP <br />Pérdida total en el tubing = PWF- PWH <br />Pérdida total en la línea de flujo = PWH- PSEP <br />P*<br />Pwf<br />Pwfs<br />P2<br />
  4. 4. FUENTES DE ENERGIA DE UN YACIMIENTO<br /><ul><li>Compresibilidad de roca y fluidos.
  5. 5. Empuje de gas en solución.
  6. 6. Empuje por expansión de capa de gas.
  7. 7. Empuje activo de agua</li></li></ul><li>Punto de Burbuja y Punto de Rocío<br /><ul><li>Punto de Burbuja
  8. 8. Lugar del punto donde, a temperatura constante, una reducción en la presión producirá una burbuja de gas saliendo de la solución.
  9. 9. Punto de Rocío
  10. 10. Punto en que, a temperatura constante, un incremento de la presión causará condensación de vapor formando la primera gota de líquido.</li></li></ul><li>INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />Es una relación que modela el comportamiento del influjo del pozo, es decir la capacidad que posee un pozo para aportar fluidos<br />Qo + Qw<br />J =<br />Pr - Pwf<br />Qo: Tasa de Producción de aceite (BPD)<br />Qw: Tasa de Producción de agua (BPD)<br />Pr: Presión estática del Yacimiento (PSI)<br />Pwf: Presión de fondo fluyendo (PSI)<br />
  11. 11. INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />Para realizar un adecuado diseño de levantamiento artificial, es necesario conocer el mecanismo de producción del yacimiento<br />El tipo de yacimiento influye directamente en la tasa de producción y en el tipo de instalación de levantamiento artificial<br /><ul><li>Empuje por gas en solución
  12. 12. Empuje activo de agua
  13. 13. Empuje por capa de gas</li></ul>TIPOS DE<br />YACIMIENTOS<br />
  14. 14. INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />EMPUJE POR GAS EN SOLUCION<br /><ul><li>Este es el caso de un yacimiento saturado en el cual la presión del yacimiento se encuentra a un valor igual o menor a la presión de burbuja del fluido, de forma que al producirlo continuamente se libera y expande gas.
  15. 15. El factor de recobro de este tipo de empuje es de aproximadamente 20%.</li></li></ul><li>INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />EMPUJE POR GAS EN SOLUCION<br /><ul><li>Volumen constante: No hay cambio en el tamaño inicial del yacimiento.
  16. 16. Flujo bifásico.
  17. 17. El gas liberado permanece en la fase de Aceite.
  18. 18. La producción de aceite es el resultado de la expansión volumétrica del gas en solución y la expulsión volumétrica del aceite.</li></li></ul><li>INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />EMPUJE ACTIVO DE AGUA<br /><ul><li> El volumen del yacimiento para el aceite no permanece constante.
  19. 19. El aceite es desplazado por el agua.
  20. 20. Este yacimiento puede tener una fase de gas, teniendo como resultado un mecanismo de empuje combinado.
  21. 21. La declinación de la presión es muy pequeña.</li></li></ul><li>INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />EMPUJE POR EXPANSION DE CAPA DE GAS<br /><ul><li> Segregación o drenaje gravitacional
  22. 22. Gas fluyendo hacia la capa de gas
  23. 23. A medida que se produce, la capa de gas se expande
  24. 24. La permeabilidad de la formación determina si puede o no haber contraflujo (K>100 md)</li></li></ul><li>INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />El comportamiento del Indice de Productividad de un pozo, esta dado a cambiar con el tiempo y la producción acumulada.<br />-dQ<br />J = <br />dPwf<br />Pwf<br />Q<br />
  25. 25. INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />En yacimientos con empuje activo de agua, se presenta un IP constante, pero en algunos casos cambia debido a cambios en la permeabilidad del aceite y del agua y cuando la presión de flujo está por debajo del punto de burbuja.<br />La mayoría de los cambios en el IP son causados por un incremento en la saturación de gas libre alrededor de la cara del pozo, lo cual incrementa la permeabilidad del gas y disminuye la permeabilidad del aceite.<br />
  26. 26. INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />Método de Vogel<br />Método empírico para determinar el IPR.<br />Se basó en datos de 21 condiciones de yacimientos:<br /><ul><li>Variación de permeabilidades relativas.
  27. 27. Variación de datos PVT del petróleo.
  28. 28. Variación del GOR y viscosidades del aceite.
  29. 29. Desarrollado para yacimientos de crudo saturados, empuje de gas en solución o producción por debajo del punto de burbuja.
  30. 30. No es aplicable para situaciones de crudos pesados y alto valor de daño (skin).</li></li></ul><li> INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />Método de Vogel<br />Otras suposiciones:<br /><ul><li>Yacimiento Circular
  31. 31. Flujo radial uniforme
  32. 32. Saturación de agua constante
  33. 33. Segregación gravitacional despreciable
  34. 34. Flujo bifásico dentro del yacimiento</li></li></ul><li>INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />IPR de Vogel<br />1<br />.8<br />.6<br />Pwf/Pr<br />.4<br />.2<br />0<br />.8<br />.6<br />0<br />.2<br />.4<br />1<br />Q/Qmax<br />
  35. 35. INDICE DE PRODUCTIVIDAD<br />Método de Standing<br /><ul><li>Vogel asumió una Eficiencia de Flujo de 1.0 (Pozos sin Daño o Mejora).
  36. 36. La Eficiencia de Flujo se define como:</li></ul>Donde: P’wf=Pwf - Pskin<br />Sustituyendo:<br />
  37. 37. Factor de Daño: SKIN<br /><ul><li>Se define como una diferencia de presión adicional causada por desviaciones del comportamiento ideal del flujo radial. </li></li></ul><li>Factor de Daño: SKIN<br />SKIN<br />Pozo<br />Yacimiento<br />Pr<br />P’wf<br />CAIDA DE PRESION ADICIONAL GENERADA POR LOS EFECTOS DEL DAÑO DE FORMACION<br />dP Skin<br />Pwf<br />
  38. 38. Principales orígenes del Skin<br /><ul><li>Daño de formación.
  39. 39. Perforaciones.
  40. 40. Completamiento parcial.
  41. 41. Empaquetamientos con grava.
  42. 42. Flujo no Darcy.
  43. 43. Flujo Multifásico.
  44. 44. Fracturas naturales.
  45. 45. Fracturas hidráulicas.
  46. 46. Pozos desviados u horizontales.</li></li></ul><li>METODO DE FETKOVICH<br /><ul><li>Muestra que no hay linealidad en los IPR de los pozos productores de petróleo.
  47. 47. Se postula que el flujo no Darcy es la razón para este comportamiento.
  48. 48. Fetkovitch concluyó que esto es válido inclusive cuando Pwf > Pb.</li></li></ul><li>METODO DE FETKOVICH<br /><ul><li>Sobre la base de experimentos de campo Fetkovitch sugirió que el IPR para un pozo petrolero es :</li></ul>Qo = J’(Pr2 - Pwf2)n<br />* n es un componente empírico en el rango de 0.568 &lt; n &lt; 1.0<br />* La no linealidad del IPR se puede deber al flujo no Darcy (turbulencia) o a los efectos del flujo en dos fases ( permeabilidades relativas)<br />

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