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Intervalos a Producir

Estimación de la Tasa de Producción

Optimización de la producción

EscenarioTenemos los registros a hueco Tenemos los registros a hueco

abierto y revestido del pozo abierto y revestido del pozo recireciéén perforadon perforado

•• Que zonas caQue zonas caññonearonear

•• Necesito realizar Necesito realizar squeezesqueeze??

•• Cual caCual cañóñón sern seráá el mas efectivo?el mas efectivo?

•• Cual serCual seráá de produccide produccióón del pozo.n del pozo.

•• Cual es la permeabilidad?Cual es la permeabilidad?

•• El pozo producirEl pozo produciráá a su ma su mááximo ximo potencial?potencial?

•• EstaraEstara dadaññado?ado?

•• La formaciLa formacióón es productora de n es productora de arena y/o finos?arena y/o finos?

EscenarioTenemos los registros a hueco Tenemos los registros a hueco abierto y revestido del pozo reciabierto y revestido del pozo reciéén n perforadoperforado

•• Que zonas caQue zonas caññonearonear

•• Donde estDonde estáá la fuente de agua en el la fuente de agua en el pozo?...y en el yacimiento?pozo?...y en el yacimiento?

•• Necesito realizar Necesito realizar squeezesqueeze??

•• Cual caCual cañóñón que usaremos sern que usaremos seráá el el mas efectivo?mas efectivo?

•• Cual serCual seráá de produccide produccióón del pozo.n del pozo.

•• Cual es la permeabilidad?Cual es la permeabilidad?

•• El pozo producirEl pozo produciráá a su ma su mááximo ximo potencial?potencial?

•• EstarEstaráá dadaññado?ado?

•• La formaciLa formacióón es productora de arena n es productora de arena y/o finos?y/o finos?

EscenarioTenemos los registros a hueco Tenemos los registros a hueco abierto y revestido del pozo reciabierto y revestido del pozo reciéén n perforadoperforado

•• Que zonas caQue zonas caññonearonear

•• Donde estDonde estáá la fuente de agua en el la fuente de agua en el pozo?...y en el yacimiento?pozo?...y en el yacimiento?

•• Necesito realizar Necesito realizar squeezesqueeze??

•• Cual caCual cañóñón que usaremos sern que usaremos seráá el el mas efectivo?mas efectivo?

•• Cual serCual seráá de produccide produccióón del pozo.n del pozo.

•• Cual es la permeabilidad?Cual es la permeabilidad?

•• El pozo producirEl pozo produciráá a su ma su mááximo ximo potencial?potencial?

•• EstarEstaráá dadaññado?ado?

•• La formaciLa formacióón es productora de arena n es productora de arena y/o finos?y/o finos?

Capacidad de ProducciónFlujo de fluido de una sola fase

• Ley de Darcy– El flujo de fluido a través de un medio permeable

esta definido por la ley de Darcy

( )

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−=

qasrrB

pphkq

w

e

wfr

'75.0ln2.141 μ

Datos requeridos

• Permeabilidad (k)• Espesor de la zona productora (h)• Presión promedio del yacimiento

(p)• Viscosidad (µ)• Factor de volumen de formación

(B)• Radio de drenaje (re)• Radio del pozo (rw)• Skin total (S)• Flujo turbulento (aq)

( )

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−=

qasrrB

pphkq

w

e

wfr

'75.0ln2.141 μ

InterpretaciInterpretacióón de pruebas de pozon de pruebas de pozo

AnAnáálisis de nlisis de núúcleoscleos

Registros especiales (MRIL)Registros especiales (MRIL)

NNúúcleos de paredcleos de pared

Permeabilidad (k)Permeabilidad (k)

Calculo de permeabilidad a partir de la porosidad

23

250 ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

wirrSK φ

WyllieWyllie andand RoseRose

635

1.95

38.8

2.39

Permeabilidad MRIL

Espesor de la zona productora (h)Espesor de la zona productora (h)

hp

h

hp

hInterpretaciInterpretacióón de registrosn de registros

PresiPresióón promedio del yacimiento (n promedio del yacimiento (pprr))

Pruebas de Pozo (Pruebas de Pozo (BuildBuild--up)up)

RDT/SFTRDT/SFT

Pozos VecinosPozos Vecinos

rp

Viscosidad (Viscosidad (µµ))

Viscosity Viscosity

••AnAnáálisis PVTlisis PVT

••CorrelacionesCorrelaciones

Factor de volumen de formaciFactor de volumen de formacióón (n (BoBo))

Bo

Gas oi

l rati

o ft3/

bbld

••AnAnáálisis PVTlisis PVT ••CorrelacionesCorrelaciones

Radio de drenaje (re)Radio de drenaje (re)

( )( )sXB

pphkq wfr

+−

−=

75.0ln2.141 μ

X

Radio del Radio del pozopozo ((rrww))

••CaliperCaliper

••TamaTamañño de la brocao de la broca

SkinSkin total (S)total (S)

•• Pruebas de Pruebas de DrawdownDrawdown y y BuildBuildup up

•• AnAnáálisis de la historia de lisis de la historia de producciproduccióón (declinacin (declinacióón, n, IPsIPs))

•• ComparaciComparacióón de la produccin de la produccióón n con pozos vecinoscon pozos vecinos

Flujo turbulento (Flujo turbulento (aqaq))

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ×=

−

wp rhBoa 2

213

41008.9π

ρβ

•• El valor de El valor de aa’’qq se incrementa con el incremento de la se incrementa con el incremento de la permeabilidadpermeabilidad

•• aa’’qq se incrementa cuando decrece el intervalo case incrementa cuando decrece el intervalo caññoneadooneado

•• Para bajas permeabilidades, el efecto del intervalo perforado Para bajas permeabilidades, el efecto del intervalo perforado sobre sobre aa’’qq es pequees pequeññoo

( )

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−=

−

qasrrB

pphkXq

w

e

wfr

'75.0ln

1008.7 3

μ

Índice de productividad (IP)•• Un indicador del comportamiento de un Un indicador del comportamiento de un

yacimiento de liquido es el yacimiento de liquido es el ÍÍndice de ndice de Productividad (IP) Productividad (IP)

–– IP (IP (ÍÍndice de Productividad BPD/ndice de Productividad BPD/psipsi))

( )psiDSTBpp

qIPwfr

//−

=

Cálculo de la tasa

•• Usando el IP, podemos calcular la tasa fUsando el IP, podemos calcular la tasa fáácilmente desde:cilmente desde:

)( wfr ppIPq −=

Índice de Productividad en términos de la ley de Darcy

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

−=

srrB

hkpp

qIP

w

ewfr 75.0ln2.141 μ

Ejercicio #1•• Dado los siguientes Dado los siguientes

parparáámetros de yacimiento:metros de yacimiento:kk =30 =30 mdmdhh =40 =40 ftftμμoo =0.5 =0.5 cpcpBBoo =1.2 RB/STB=1.2 RB/STBrrww =4.25=4.25”” (0.354 (0.354 ftft))rree =1000 =1000 ftftss =0=0

•• Calcular:Calcular:–– q para un q para un drawdowndrawdown ((pprr--ppwfwf) de 750 ) de 750 psipsi

–– q para un q para un drawdowndrawdown de1,000 de1,000 psipsi

–– Si la presiSi la presióón del reservorio es n del reservorio es pprr = 3,000 = 3,000 psiapsia, calcular la , calcular la tasa q cuando el pozo esta sometido al mtasa q cuando el pozo esta sometido al mááximo ximo drawdowndrawdown ((absoluteabsolute openopen flowflow potentialpotential).).

–– IP IP

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−=

SrrB

pphkq

w

eoo

wfro

75.0ln2.141

)(

μ

Ejercicio #1

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

−=

SrrB

khpp

qIP

w

eoo

wfr 75.0ln2.141 μ

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−=

075.0ln2.141

)(

w

eoo

wfr

rrB

ppkhq

μ

ΔP = 750 psiΔP = 1000 psiΔP = 3000 psi

q @ ΔP=750 psi = 1473.5 BPD

q @ ΔP=1000 psi = 1964.6 BPD

q @ ΔP=3000 psi = 5893.8 BPD

IP = 1.9645 BPD/psi

Ejercicio #1

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Q (BPD)

Pwf (

psi)

Flujo de dos fases en el yacimiento•• PresiPresióón de burbuja (n de burbuja (ppbb) () (BubbleBubble PointPoint PressurePressure))

–– PresiPresióón a la cual se libera la primer burbuja de gas desde el n a la cual se libera la primer burbuja de gas desde el HC liquidoHC liquido

TemperatureTemperature

Pres

sure

Pres

sure

Bubble

Point L

ine

DewPoin

t Line

ONE PHASE LIQUIDONE PHASE LIQUID

SINGLE PHASE VAPORSINGLE PHASE VAPOR

Tsep

Psep

RESERVOIR(PR, TR)

SEPARATOR(PSEP, TSEP)

WELLBORE

CRITICAL POINT

TWO PHASE LI

QUID & G

AS

80%

60%

40%

20%

0%

100%

PbPb

Permeabilidad Efectiva y Permeabilidad RelativaLa permeabilidad absoluta es una propiedad de la roca que mide la habilidad de un medio permeable para conducir fluidos si sólo un fluido esta presente en los intersticios

La Permeabilidad Efectiva es la permeabilidad de la fase que fluye la cual no esta saturando 100% la roca. La permeabilidad efectiva es siempre menor que la permeabilidd absoluta.

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

=

SrrB

pphkq

w

eoo

weoo

75.0ln2.141

)(

μ

La Permeabilidad Relativa es la relación de la Permeabilidad Efectiva (a un fluido) y la Permeabilidad Absoluta.

kkk o

ro =kkk w

rw = kk

k grg =

Flujo de dos fases en el yacimiento

o

gsogwwoot B

BRqqBqBqq

)( −++=

ggwwooft CSCSCSCC +++=

g

g

w

wo KKKtμμμ

λ ++=0

Permeabilidad Efectiva y Permeabilidad RelativaLa Permeabilidad Relativa de un fluido es una función de la saturación de fluido Curvas de Permeabilidad Relativa

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0.01.00.80.60.40.20.0

Per

mea

bilid

ad re

lativ

a al

Pet

., K

ro

Kro

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0.0 Per

mea

bilid

ad re

lativ

a al

agu

a, K

rw

Krw

Saturación de agua SwSaturación de agua irreducible

Saturación de Petróleo residual

2

13

Flujo Multifásico•• CombinaciCombinacióón n DarcyDarcy / / VogelVogel

qmax

qO

O

Rate

pwf

pb

Pres

sure

p Constant J

Vogel Behavior

Flujo Multifásico•• Curva IPR Curva IPR -- VogelVogel graficgraficóó los datos usando los datos usando

las siguientes variables las siguientes variables adimencionalesadimencionales

maxqq and

pp wf

• El modelo matemático de la curva IPR de Vogel es:

•• El modelo matemEl modelo matemáático de la curva tico de la curva IPR de IPR de VogelVogel es:es:

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛2

8.02.01p

pp

pq

q wfwf

max

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

q/qmax

p wf/p

r

Ejercicio #2

Datos:Datos:•• PrPr = 2400 = 2400 psipsi•• qoqo=100 b/d=100 b/d•• PwfPwf=1800 =1800 psipsi

CalculateCalculate::•• qoqo maxmax•• Construir la curva IPRConstruir la curva IPR

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛−

=2max

240018008.0

240018002.01

100q

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛2

8.02.01p

pp

pq

q wfwf

max

BPDq 250max =

√√

Hacer una tabla Pwf vs q

1.000.0025000.990.042481000.980.082442000.960.132413000.940.172364000.920.212315000.900.252256000.870.292187000.840.332118000.810.382039000.780.4219410000.740.4618511000.700.5017512000.660.5416413000.610.5815314000.560.6314115000.510.6712816000.460.7111417000.400.7510018000.340.798519000.280.836920000.210.885321000.140.923622000.070.961823000.001.0002400

q/qmaxpwf/prqpwf

Ejercicio #2Vogel IPR

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00

q/qmax

pwf/p

r

Vogel IPR

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 50 100 150 200 250 300

Rate (BPD)

Pw

f (ps

i)

File: IPRsExercise.xls

Efecto Skin

re

PPrr

PPwfiwfi

ZonaZonaVirgenVirgen

ZonaZona de de

PermeabilidadPermeabilidad

AlteradaAlterada

ΔΔPPskinskinPPwfawfa

ΔP 141.2 qS

0=B

KhS0 0μ

S = K h1 4 1 .2 q B

Po o o

SμΔ

•• En un pozo raramente la presiEn un pozo raramente la presióón de fondo fluyente (n de fondo fluyente (PwfPwf) es la ideal) es la ideal

•• La diferencia de presiLa diferencia de presióón entre la presin entre la presióón de fluencia real (n de fluencia real (PPwfawfa) y la presi) y la presióón n de fluencia ideal (de fluencia ideal (PPwfiwfi) representa una ca) representa una caíída de presida de presióón adicional (o n adicional (o ganancia de presiganancia de presióón) debido a dan) debido a dañño de formacio de formacióón, estimulacin, estimulacióón y a n y a cualquier otra restriccicualquier otra restriccióón al flujo en su entrada al pozo.n al flujo en su entrada al pozo.

Eficiencia de Flujo (FE) y Relacion de Daño (DR)

wfar

wfir

ideal

actual

pppp

qqFE

−

−==

•• Es a menudo mEs a menudo máás beneficioso expresar el efecto de das beneficioso expresar el efecto de dañño o o o estimulaciestimulacióón en tn en téérminos de Eficiencia de Flujo (FE), definida rminos de Eficiencia de Flujo (FE), definida como la relacicomo la relacióón entre la produccin entre la produccióón actual a la produccin actual a la produccióón n ideal.ideal.

•• Algunas CompaAlgunas Compañíñías de Servicio reportan las condiciones no as de Servicio reportan las condiciones no ideales de un pozo en tideales de un pozo en téérminos de Relacirminos de Relacióón de Dan de Dañño, que no o, que no es mes máás que la recs que la recííproca de la Eficiencia de Flujo.proca de la Eficiencia de Flujo.

wfir

wfar

actual

ideal

pppp

qq

FEDR

−

−===

1

Componentes del factor skin (S)

DR < 1FE > 1S < 0ΔPS < 0ESTIMULADO

DR = 1FE = 1S = 0ΔPS > 1IDEAL

DR > 1FE < 1S > 0ΔPS > 0DAÑADO

DRFESΔPSPOZO

DaDañño, Estimulacio, Estimulacióón y Condiciones Idealesn y Condiciones Ideales

Skin Total (St)Skin por desviación (Ss slant) (-)Skin por Completación Parcial (Sc)(+)Skin por Daño de Formación/Stim (Sd) (+)(-)Skin en las Perforaciones (Sp) (+) (-)Skin por Turbulencia (Df) (+)Perforation Turbulence (Dp) (+)

St = Ss + Sc + Sd + Sp + Df + Dp

Introducción a Análisis Nodal

Caídas de presión en el sistema pozo-yacimiento

Pr PePwfsPwf

ΔP1 = (Pr - Pwfs)ΔP2 = (Pwfs - Pwf)

ΔP3 = Pwf - Pwh

ΔP4 = (Pwh - Psep)

Psep

Sales lineGas

LiquidStock tank

Adapted from Mach et al, SPE 8025, 1979.

Pwh

ΔP1 = Pr - Pwfs = Caidas en el yacimiento

ΔP2 = Pwfs - Pwf = Caída a través de la completación

ΔP3 = Pwf - Pwh = Caída en la tubería

ΔP4 = Pwh - Psep = Caídas en tuberías de superficie

ΔPT = Pr - Psep = Caída de presión total

Nodo solución en fondo de pozo (pwf)

Pr PePwfsPwf

ΔP1 = (Pr - Pwfs)ΔP2 = (Pwfs - Pwf)

ΔP3 = Pwf - Pwh

ΔP4 = (Pwh - Psep)

Psep

Sales lineGas

LiquidStock tank

Pwh

ΔP1 = Pr - Pwfs = Caidas en el yacimiento

ΔP2 = Pwfs - Pwf = Caída a través de la completación

ΔP3 = Pwf - Pwh = Caída en la tubería

ΔP4 = Pwh - Psep = Caídas en tuberías de superficie

ΔPT = Pr - Psep = Caída de presión total

Inflow Performance Curve

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

Production rate, STB/D

Flow

ing

botto

mho

le p

ress

ure,

psi

Inflow (Reservoir) Curve

Outflow Performance Curve

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

Production rate, STB/D

Flow

ing

botto

mho

le p

ress

ure,

psi

Outflow (Tubing) Curve

Grafico del Sistema – Nodo en fondo de pozo

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

Production rate, STB/D

Flow

ing

botto

mho

le p

ress

ure,

psi

Inflow (Reservoir) CurveOutflow (Tubing) Curve

Q = 2111 STB/D

Pwf = 1957.1 psi

Nodo solución en cabeza de pozo (pwh)

Pr PePwfsPwf

ΔP1 = (Pr - Pwfs)ΔP2 = (Pwfs - Pwf)

ΔP3 = Pwf - Pwh

ΔP4 = (Pwh - Psep)

Psep

Sales lineGas

LiquidStock tank

Adapted from Mach et al, SPE 8025, 1979.

Pwh

ΔP1 = Pr - Pwfs = Caidas en el yacimiento

ΔP2 = Pwfs - Pwf = Caída a través de la completación

ΔP3 = Pwf - Pwh = Caída en la tubería

ΔP4 = Pwh - Psep = Caídas en tuberías de superficie

ΔPT = Pr - Psep = Caída de presión total

Grafico del sistema – Nodo en cabeza de pozo

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

Production rate, STB/D

Flow

ing

wel

lhea

d pr

essu

re, p

si

Inflow CurveOutflow Curve

Q = 2050 STB/D

Pwh = 500 psi

Usos de Análisis Nodal• Estimación de los parámetros de yacimiento:

• Skin

• Permeabilidad

• Presión de yacimiento

Nota : no existe una solución única al menos que se tenga una sola incógnita

• Evaluación del potencial de producción, estimados de resultados de tratamientos estimulación, cañoneos, etc

• A través de la reducción del skin

• Estudio de sensibilidad de parámetros

Análisis Nodal

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

Production rate, STB/D

Flow

ing

botto

mho

le p

ress

ure,

psi

Inflow (Reservoir) CurveOutflow (Tubing) Curve

1.1. Dos componentes: Dos componentes:

InflowInflow & & OutflowOutflow

2.2. A A PPwfwf==PPrr >>> Q=0>>> Q=0

3.3. A A ΔΔPP==PrPr >>> Q=>>> Q=QQmaxmax

4.4. La intersecciLa interseccióón de las n de las curvas de curvas de inflowinflow y y outflowoutflow, es el punto de , es el punto de operacioperacióón del sistema n del sistema totaltotal

• Propiedades del fluido• Oil

– Viscosidad, GOR, Bubble Point– Factor de volumen de formación, Densidad

• Gas– Viscosidad, Z Factor, Compressibility– Densidad

• Correlaciones usadas:. Oil - Darcy, Vogel, Gas - Jones, Darcy• Geometría de pozo: Vertical, desviado u horizontal• Propiedades de la formación

• Presión de yacimiento • Permeabilidad• Skin (Incluye desviación, cañoneo, daño o estimulación)• Espesor de la zona (h)

El Inflow depende de:

Outflow

Flowrate

Pres

sure

atN

ode

5 0 -1 -3

SKIN

Inflow(IPR)

Nota : Log effect

10

Efecto del Skin sobre el IPR

Srr

q

w

eo

+⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛≈

ln

1

Efecto de la depletación sobre el IPR

Outflow

Flowrate

Pres

sure

atN

ode

8 04

Oil Recovery (% STOIIP)

12

Yacimiento sin soporte de presión

Inflow

• Propiedades del fluido• Oil

• Viscosidad, GOR, Bubble Point• Factor de volumen de formación, Densidad

• Gas– Viscosidad, Z Factor, Compressibility– Densidad

• Correlaciones usadas: Oil - Duns & Ross, Gas - Gray• Fricción• Propiedades de la completación

• Tamaño de Tubing• Restricciones en el Tubing• Tubing Roughness

La curva del outflow depende de:

Efecto del tamaño de tubing

Inflow(IPR)

Outflow

Flowrate (stb/d)

Pres

sure

at N

ode

2 3/8”

2 7/8”4 1/2”3 1/2”

Intervalos a producir – Estimado de la tasa de producción

ΔΔP=1100 P=1100 psipsi, , PwfPwf = 2000 = 2000 psipsi

Q Q ≈≈ 2000 BPD2000 BPD

Selección del cañoneo

Completación ParcialΔΔPP=1100 =1100 psipsi, , PwfPwf = 2000 = 2000 psipsi

Q Q ≈≈ 761 BPD761 BPD

ConificaciónCondiciones:Condiciones:

••La arena presenta un WOCLa arena presenta un WOC••Permeabilidad verticalPermeabilidad vertical••Altas tasas de extracciAltas tasas de extraccióónn

El la cuenca AmazEl la cuenca Amazóónica predomina nica predomina petrpetróóleo viscoso de manera que la leo viscoso de manera que la relacirelacióón de movilidad es alta. El agua n de movilidad es alta. El agua es mucho mas mes mucho mas móóvil que el petrvil que el petróóleo leo favoreciendo la favoreciendo la conificaciconificacióónn y entrada y entrada de agua lateralde agua lateral

wrokorwk

o

rokw

rwk

M μμ

μ

μ==

M<1 ==> Desplazamiento estable , no fingeringM>1 ==> Desplazamiento inestable (fingering)

ConificaciónCondiciones:Condiciones:

••La arena presenta un WOCLa arena presenta un WOC••Permeabilidad verticalPermeabilidad vertical••Altas tasas de extracciAltas tasas de extraccióónn

El la cuenca AmazEl la cuenca Amazóónica predomina nica predomina petrpetróóleo viscoso de manera que la leo viscoso de manera que la relacirelacióón de movilidad es alta. El agua n de movilidad es alta. El agua es mucho mas mes mucho mas móóvil que el petrvil que el petróóleo leo favoreciendo la favoreciendo la conificaciconificacióónn y entrada y entrada de agua lateralde agua lateral

ConificaciónCondiciones:Condiciones:

••La arena presenta un WOCLa arena presenta un WOC••Permeabilidad verticalPermeabilidad vertical••Altas tasas de extracciAltas tasas de extraccióónn

Conificación

Conificación

Conificación

Resumen•• Definimos flujo de fluidos en medios porosos (ley de Definimos flujo de fluidos en medios porosos (ley de DarcyDarcy))

•• Efecto de cada uno de los parEfecto de cada uno de los paráámetros en la produccimetros en la produccióónn

•• Definimos IP, flujo de dos fases Curva de Definimos IP, flujo de dos fases Curva de VogelVogel

•• Definimos FE y DRDefinimos FE y DR

•• Principios del AnPrincipios del Anáálisis Nodal, lisis Nodal, InflowInflow y y OutflowOutflow

•• Estimado de tasa de producciEstimado de tasa de produccióónn

•• SelecciSeleccióón del can del caññoneooneo

•• CompletaciCompletacióón parcialn parcial

•• ConificaciConificacióónn

Gracias!!!Gracias!!!

PreguntasPreguntas?