producción clase 1

PRODUCCIÓN I-II

ING. GUSTAVO VALLE

INSTITUTO NACIONAL DEL PETROLEO

PETROFÍSICA• Es el estudio de las

propiedades de la roca y su relación con los hidrocarburos.

PorosidadPermeabilidadSaturaciónDistribución de los fluidos

Porosidad• La porosidad se define como la relación entre el volumen

poroso y el volumen total de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). Matemáticamente:

Clasificación de la porosidad• Clasificación geológica de la porosidad: • Original o primaria.• Inducida o secundaria.

• Clasificiación de ingeniería de la porosidad:• Efectiva• Absoluta

Muy baja Menor al 5%

Baja 5-10%

Promedio 10-20%

Buena 20-30%

Exelente Mayor al 30%

Factores que afectan la porosidad

Arreglo de los granos

Cementación

Presencia de grietas y cavidades

Consolidación

Métodos para determinar la porosidad

• Laboratorio: 1. Porosímetro de Boyle2. Método de saturación de liquido3. Técnicas de vacío

4. Picnómetro5. Balanza de Westman6. Método de inmersión

7. Registros electricos• Gamma• Sónico• Neutrón

Volumen de grano

Volumen total

Saturación• Es el porcentaje de un fluido ocupado en un espacio poroso.

Entonces tenemos que:

• Métodos para determinar la saturación:o Retorta.o Extracción con solventes.o Registros de pozos.

Permeabilidad• Es la capacidad del medio poroso para dejar desplazar los

fluidos a través de el. Este se puede determinar por la Ley de Darcy la cual se expresa en la siguiente ecuación:

L

qq

𝜇

K = Permeabilidad (Darcys) = Viscosidad en la dirección del fluido (cps)L = Distancia que recorre el fluidoA = sección transversal ()= Diferencia de presión (atm) ()q = Tasa de producción ()

Condiciones para determinar la permeabilidad: Formación homogéneaNO existe interacción entre el fluido y la roca100% saturada con una sola fase Fluido newtoniano Flujo comprensible, laminar y continuoTemperatura constante

¿Qué es un Darcy?• Se dice que una roca tiene una permeabilidad de un darcy

cuando un fluido monofásico con una viscosidad de un centipoise (cps) y una densidad de 1 gr/cc que llena completamente (100% de saturación) el medio poroso avanza a una velocidad de 1 cm/seg) bajo un gradiente de presión de presión de 1 atm. Debido a que las permeabilidades de la roca son relativamente pequeñas estas se expresan en milidarcys.

Permeabilidad Efectiva

• Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturación de este es menor al 100%.

Donde el subíndice f indica el tipo de fluido.

• Es la relación entre la permeabilidad efectiva a la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad Relativa

Compresibilidad• La compresibilidad es el cambio en volumen por cambio

unitario de presión.

• A partir de esta ecuación se puede determinar la compresilidad del medio poroso, de la matriz, total y la efectiva.

Tensión superficial e Interfacial• En las regiones limitrofes entre dos fluidos inmiscibles siempre

existirá un balance de fuerzas moleculares en la iterfase, cuyo resultado neto es una tendecia a reducir el area de contacto. Se expresa en dinas/cm.

Tensión superficial: Gas-Liquido

Tensión interfacial: Liquido-Liquido

Todas estas tensiones se determinan a través del laboratorio con diferentes métodos y/o equipos:

Método de ascenso capilar

Método de la gota pendiente

Método sesil

Tensiómetro de Du Nouy

Humectabilidad o Mojabilidad• Se conoce con el nombre de humectabilidad, la tendencia de

un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia de otro fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible.

• Es una propiedad importante, ya que afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocas yacimiento, pues debido a las fuerzas de atracción, la fase humectante tiende a ocupar los poros más pequeños de la roca y la fase no humectante los poros más grandes.

Presión Capilar• Las fuerzas capilares presentes en un yacimiento de petróleo

son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficiales e interfaciales que se originan entre la roca y los fluidos que coexisten en dicho medio poroso. También va a depender de la geometría y tamaño de los poros y de las caracteristicas humectantes del sistema.

Donde: Pc = Presión capilar = presión del aceite= presión del agua

Número de ReynoldsEste número se usa para saber bajo que régimen está fluyendo un fluido (ya sea laminar o turbulento) y depende de cuatro variables a saber: diámetro interno de la tubería, viscosidad, velocidad media del fluido y densidad. Su valor es independiente del sistema de unidades.Generalmente para números de Reynolds menores o iguales a 2100, se considera que el fluido fluye en régimen laminar. Para números de Reynolds comprendidos entre 2100 y 4000, se considera que el fluido presenta un estado de transición entre régimen laminar y/o turbulento. Finalmente para números mayores a 4000, se considera que el fluido avanza en régimen turbulento, condición indispensable en la operación de mezclado de fluidos.

Ecuación : Demostración matemática del número de Reynolds.

Donde: µ es la viscosidad dinámica del fluido = [masa (M)/ longitud (L) tiempo (t) ]δ densidad del fluido = [(masa (M)/ volumen (L3)Vs es la velocidad a la cual fluye el fluido = [(longitud (L)/ tiempo (t) ]D es el diámetro interno de la tubería por donde fluye fluido = longitud (L)

Regimen de Flujo

F. Laminar

F. Turbulento

Presión Capilar

• SON AQUELLAS QUE SE REALIZAN CON EL FIN DE DETERMINAR LA HABILIDAD DE LA FORMACION PARA PRODUCIR FLUIDOS

• ESTAS PRUEBAS SE REALIZAN DURANTE VARIAS ETAPAS DE LA VIDA DE UN POZO

PERFORACIONCOMPLETAMIENTO DIVERSOS PROPOSITOSPRODUCCION

PRUEBAS DE POZO

• DETERMINAR LA NATURALEZA EXACTA DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS • DETERMINAR LA PRODUCTIVIDAD DEL POZO • EVALUAR LAS CARACTERISTICAS DE LA

FORMACION PRODUCTIVA• EVALUAR EL DAÑO DE LA FORMACION

OBJETIVOS

• AREA DE DRENAJE • PRESION DEL YACIMIENTO (P)• PERMEABILIDAD DEL YACIMIENTO (K)• DAÑO O ESTIMULACIÓN DE LA

FORMACION (S)• LIMITES DE YACIMIENTO, VOLUMEN DEL

YACIMIENTO

PARAMETROS CALCULABLES

PRUEBAS DE POZO

CLASIFICACION

PRUEBAS PERIODICAS DE PRODUCCION

PRUEBA DE PRODUCTIVIDAD

PRUEBA DE PRESION DE FONDO

• CONTROLAN Y VERIFICAN LAS CONDICIONES NORMALES DE FLUJO EN POZOS DE CUALQUIER ETAPA DE PRODUCCION

PRUEBA PERIODICA DE PRODUCCION

• OBTENER INFORMACION QUE PERMITE EVALUAR LAS FORMACIONES PRODUCTORAS Y LAS CONDICIONES MECANICAS DEL POZO MEDIANTE HERRAMIENTAS ESPECIALES DENTRO DEL POZO

PRUEBA DE PRODUCTIVIDAD

• SON TECNICAS DE EVALUACION DE FORMACIONES, LAS CUALES CONSITE EN MEDIR LA RESPUESTA DE LA FORMACION EN UN CAMBIO DE LAS CONDICIONES DE PRODUCCION

PRUEBA DE PRESION

• ESTIMAR PARAMETROS DEL YACIMIETO • CALCULAR LA PRESION PROMEDIO DEL

AREA DE DRENAJE • HALLAR EL GRADO DE COMUNICACIÓN

ENTRE ZONAS DEL YACIMIENTO • DETERMINAR LA CONDICION DE UN

POZO (DAÑO)• ESTIMAR EL VOLUMEN POROSO DEL

YACIMIENTO

OBJETIVOS

• OBTENER PROPIEDADES Y CARACTERISTICAS DEL YACIENTO COMO: PERMEABILIDAD Y PRESION ESTATICA DEL YACIMIENTO

• PRECIDIR PARAMETROS DELFLUJO

COMO:LIMITES DEL YACIMIENTO DAÑO DE LAFORMACION COMUNICACIÓN ENTRE POZOS

FUNCIONES

• CONSISTE EN UN ANALISIS DE FLUJO DE LOS FLUIDOS QUE SE UTILIZA PARA DETERMINAR ALGUNAS CARACTERISTICAS DEL YACIMIENTO DE MANERA INDIRECTA

• SE CAUSA UNA PERTURBACION EN EL YACIMIENTO, SE MIDEN LAS RESPUESTAS Y SE ANALIZAN LOS DATOS QUE CONTITUYEN EL PERIODO DE FLUJO TRANSITORIO

• UNA PRUEBA DE PRESION ES LA UNICA MANERA DE OBTENER INFORMACION SOBRE EL COMPORTAMIENTO DIINAMICO DEL YACIMIENTO

FINALIDAD

• DURANTE LA PERFORACIONDST «prueba de producción con

taladro en sitio»RFT «probador de presiones de

formación»

TIPOS DE PRUEBA

• COMPLEMENTO TEMPORAL DE UN INTERVALO DADO EN UN POZO, EL CUAL PERMITE SUMINISTRAR INFORMACION SOBRE LAS CARACTERISTICAS DEL POZO

PRUEBA D.S.T (prueba de producción con taladro en sitio)

HUECO ABIERTO Y REVESTIDO

VENTAJAS DESVENTAJAS

Costos reducidos en comparación con una prueba de hueco revestido

Crea un efecto de pistón al bajar la sarta

menor daño de formación

No se pueden probar las zonas selectivamente

Se puede probar todo el intervalo deseado

La prueba debe tener una duración máxima de 30 horas

La prueba se desarrolla de abajo hacia arriba

HUECO REVESTIDO

VENTAJAS DESVENTAJAS

Mayor control sobre el pozo

Mayor daño en la formación

Se pueden probar las zonas selectivamente

Costos elevados

La prueba puede tener una duración ilimitada

Se pueden repetir las pruebas

INFORMACION EVALUADA

PERMEABILIDAD

AGOTAMIENTO

RADIO DE INVESTIGACION

DAÑO

PRESION DEL YACIMIENTO

INDICACIONES DE BARRERA

• PERIODO DE PRIMER FLUJO• PERIODO DE PRIMER

CIERRE • PERIODO DE SEGUNDO

FLUJO• PERIODO DE CIERRE FINAL

PROCEDIMIENTOS PARA LA PRUEBA DE FORMACION

• UNA INTERPRETACION ADECUADA DEL DST PUEDE DAR, IN-SUTI, QUE INDICA LOS PARAMETROS IMPORTANTES DE UN YACIMIENTO COMO, PERMEABILIDAD, PRODUCTIVIDAD, PRESION Y DAÑO.

• ADEMAS ES POSIBLE DETERMINAR OTRAS CARACTERISTCAS DEL YACIMIENTO COMO EL AGOTAMIENTOSUPERCARGA, ANOMALIAS DE LA PERMEABILIDAD Y ZONAS MULTIPLES.

ANALISIS PRELIMINAR

HERRAMIENTAS AUXILIARES• VALVULA «BY PASS» • JUNTA DE SEGURIDAD

• MARTILLO• VALVULA DE CIRCULACION

INVERSA

HERRAMIENTAS UTILIZADAS

• CAPTURA DEL AGUA DENTRO DE LA SARTA • BAJANDO LA HERRAMIENTA • MAXIMA PRESION HIDROSTATICA • SE CREA EXTAR PRESION PARA FIJAR EL EMPAQUE • SE ABRE LA VALVULA DE PRUEBA • PERIODO DEL FLUJO DE LA FORMACION A LA

SARTA • SE CIERRA LA VALVULA DE PRUEBA Y DA LUGAR A

UNA PRUEBA DE RESTAURACION DE PRESION • SE ABRE LA VALVULA IGUALADORA PARA

EQUILIBRAR PRESIONES BAJO EL EMPAQUE • SE LIBERA EMPAQUE• SE SACA HERRAMIENTA

DST CONVENCIONAL

• PRODUCTIVIDAD (Kh)• PERMEABILIDAD (K)• PRESION (P)• DAÑO (S)

PARAMETROS DEL YACIMIENTO

MECANISMOS NATURALES DE

PRODUCCIÓN DELYACIMIENTO

ENERGÍA DEL YACIMIENTO

ENERGÍAS DEL YACIMIENTO

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO

Empuje por agua

Empuje por gas en solución

Comprensibilidad de la roca y los fluidos

Empuje por capa de gasDrenaje por gravedad

Si la presión original de un yacimiento se encuentra por debajo de la presión de burbujeo, entonces existe la presencia de una capa de gas original. Al iniciarse la extracción de petróleo del yacimiento, dado que la compresibilidad del gas es menor que la del petróleo, el casquete de gas aumentará su volumen, mientras no sea producido. Por otro lado, a medida que la presión disminuye, el gas disuelto en el petróleo se liberará formando parte de la capa de gas y contribuyendo con su expansión. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 20 al 40% del POES

EMPUJE POR CAPA DE GAS

EMPUJE POR AGUA O HIDRÁULICO

El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción del petróleo. Su presencia y actuación efectiva puede lograr que se produzca hasta 60 % y quizás más del petróleo en sitio.Mantener una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El frente o contacto agua petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Se debe mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas.

EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN

En este tipo de mecanismos no existe capa o casquete de gas. Todo el gas disuelto en el petróleo y el petróleo mismo forman una sola fase, a presión y temperatura originalmente altas en el yacimiento.

Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creado hace que el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento hacia los pozos durante cierta parte de la vida productiva del yacimiento.

Eventualmente, a medida que se extrae petróleo, se manifiesta la presión de burbujeo en el yacimiento y comienza a desarrollarse el casquete o capa de gas en el yacimiento, inducida por la mecánica de flujo.

EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN

COMPRENSIBILIDAD DE LA ROCA Y LOS FLUIDOS

La producción de fluidos de un reservorio, incrementa la diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión del poro, lo que origina una reducción del volumen poroso del reservorio y posiblemente cause subsidencia de la superficie.

La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es significante sólo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos reservorios que tienen un significante empuje por compactación son someros y pobremente consolidados.

El peso de sobrecarga es soportado por los granos de la roca y el resto es soportado por el fluido dentro del espacio poroso. La porción de la sobrecarga sostenida por los granos de la roca es denominada presión de la matriz o del grano. La presión del grano incrementa normalmente con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0.54 a 0.56 psi por pie

DRENAJE POR GRAVEDAD

•Este mecanismo de empuje se produce cuando existe suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. •Generalmente no poseen capa de gas, pero la recuperación será mayor si existe alguna. •La presión tiende a mantenerse. •La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 25 al 80% del POES.•Es el mecanismo de empuje primario más eficiente

DRENAJE POR GRAVEDAD

Energía del Yacimiento

Métodos de Levantamiento Artificial

Levantamiento Artificial por Gas

Opera mediante la inyección continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción (Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose así un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente. El gas también puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (Flujo intermitente).

Bombeo Mecánico

.El yacimiento que ha de producir por bombeo mecánico tiene cierta presión, suficiente para que el petróleo alcance un cierto nivel en el pozo. Por tanto, el bombeo mecánico no es más que un procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo hasta la superficie.

El balancín imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del pozo

Bombeo Mecánico

Bombeo Electrosumergible (BES)

Bombeo Electrosumergible (BES)

Debe ser una muestra representativa, tomada de la zona de interés o tan cercana como sea posible.

Esto quiere decir:

Un fluido presurizado a condiciones de yacimiento.

Aceite con todo el gas en solución.Gas con los componentes pesados en la fase de

vapor.

La muestra.

1. MUESTREO DE FONDO:

El crudo se debe extraer de la parte más profunda de las perforaciones, pero lejos del contacto agua-aceite

Obtener una porción de fluido a las condiciones de presión y temperatura a esa profundidad.

Tipos de muestreo.

MUESTREO DE FONDO:

-Fugas en la cámara de muestreo

-El volumen de la muestra es pequeño.

-Riesgo de quedarse atascado en el pozo.

-La muestra puede contaminarse

-Presión total sobre la muestra.

-No se requiere de la medición de tasas de flujo de gas y líquido. -No es afectado por problemas de separación gas – petróleo en el separador.

2. Muestreo de superficie:

Pozo

Separador

Gas

Aceite

Agua

Herramientas para el muestreo de superficie:

1.Botella de muestreo convencional2.Bomba Manual ENERPAC3.Válvula superior de muestreo4.Válvula de muestreo de fondo5.Cilindro medidor6.Pistón Flotante CSB7.Anillo de Agitación8.Collar de botella9.Línea Flexible

Muestreo de aceite:

Herramientas para el muestreo de superficie:

1. Botella de muestreo de gas

2. Válvula de gas doble3. Válvula de gas sencillo4. Línea Flexible5. Bomba de vacío

Muestreo de gas :

-Operación sencilla y rápida.

-Facilidad y grandes volúmenes de muestra.

-El costo.

-Tiempo.

-Los resultados PVT dependen totalmente de la GOR medida en el separador.

-Existe alto riesgo de contaminación.

-Algunas veces no se tiene o es muy difícil lograr la estabilidad de flujo.

-La caída de presión debe ser mínima

Muestreo de superficie.

Analisis de laboratorio

Propiedades medibles

Densidad Contenido de Agua BSW Viscosidad Salinidad Entre otros.

ESTIMACIÓN DE RESERVAS