exposición-comp_yac_flujo de fluidos hacia el pozo_21nov2013

Universidad Autónoma de TamaulipasUnidad Académica Multidisciplinaria Reynosa-Rodhe

Comportamiento de yacimientos

Flujo de fluidos hacia los pozos

Integrantes del equipo:• Valentina Gutiérrez, Verónica Marissa

Rodríguez Torres• Oscar Salinas Flores, Juan Antonio Balderas

López• Pánfilo Carmona Martínez, Guillermo Valle

Zamorano• Anuar Guadalupe Olivares Rubalcava

Noviembre 2013

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Flujo monofasico en sistemas

homogéneos lineales y radiales

Efecto de penetración parcial

en los pozos

Índice de productividad de los

pozos

Efectos de fractura

hidráulica en la

productividad de los

pozos

Flujo de fluidos en yacimient

os calcáreos

Flujo de fluidos hacia los pozos

Comportamiento de yacimientos, Noviembre 2013

Comportamiento de yacimientos, Noviembre 2013 3

Flujo monofasico en sistemas homogéneos lineales y radiales

Clasificación de Sistemas de flujo en el yacimiento

•Clase de fluido

•Geometría del yacimiento o parte de este

•Rata relativa a la que el flujo se aproxima a una condición de estado continuo después de una perturbación

Movimientos de fluido

•Monofásicos (de una fase)

•Bifásico (de dos fases)

•Trifásico (de tres fases)

•Lineal•Radial•Esférica



Flujo Lineal

•Fluidos incompresibles estado continuo•Gases, estado continuo•Capas lineales en serie•Capas lineales en paralelo

Radial

•La ley de Poiseuille para flujo capilar•Movimiento de fluidos a través de fracturas•Fluidos incompresibles estado continuo•Estado continuo de líquidos compresibles en áreas de drenaje limitadas.



Geometría del yacimiento

Las líneas de flujo

son paralelas y la sección transversal expuesta al flujo es constante





son rectas y

convergen en dos

dimensiones hacia un

centro común





son rectas y

convergen en tres

dimensiones hacia

un centro común



Flujo lineal de fluidos incomprensibles, estado continuo

Represente un flujo lineal a través de un cuerpo poroso de sección transversal constante, donde ambos extremos están expuestos completamente al flujo y donde no ocurre flujos a través de los lados, tope o fondo.

Flujo lineal de gases, estado continuoLa rata del flujo del gas expresada en libras por día o pies cúbicos estándar por día, es la misma en todas las secciones transversales.

Gas se dilata cuando, presión disminuye Velocidad mayor Lado baja presión Gradiente de presión aumenta hacia lado de baja presión

Barriles de gas por día a C.Y.



Capas lineales en paralelo

• Considérese dos o más capas de igual longitud y de diferentes secciones transversales y permeabilidades , por las que pasa el mismo fluido bajo condiciones de flujo lineal y con la misma caída de presión (p1-p2):• El flujo total es la suma de los flujos

individuales,

• Cancelando, • Si todas las capas son del mismo espesor, de manera que sus áreas

son proporcionales a sus espesores,



Ley de PoiseullieAunque los espacios porosos de las rocas no se asemejan a tubos capilares rectos, de paredes suaves y diámetro constante, es práctico e instructivo.

Considera un tubo capilar de L cm de longitud y ro cm de diámetro interior a través del cual avanza un fluido de µ poises de viscosidad de un flujo laminar o viscoso bajo una presión diferencial (p1-p2) dinas por cm2.

Si el flujo humedece las paredes del capilar, la velocidad será cero y aumenta su máximo en el centro.

Donde,

Símbolo

Descripción

µ Fluido poises

A Área cm2

dv/dx Gradiente de velocidad

cm/seg/cm

F Fuerza Dinas

Fuerza viscosa sobre un tubo o cilindro de r cm de radio es:



Sistemas radiales de líquidos compresiblesEl tiempo de readaptación es proporcional al cuadrado del radio del sistema e inversamente proporcional a la constante de difusidad o,

Ejemplo:Para un pozo que produce un petróleo cuya viscosidad es de 1.50 cp y la compresibilidad efectiva es de 15x10-6 lpc-1, de un yacimiento circular de 1000 pies de radio con una permeabilidad de 100 md (o 0.10 darcy) y una porosidad disponible para hidrocarburos del 20%

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Las ratas de flujo, las secciones transversales y las viscosidades (despreciando

los cambios con presión ), son iguales en todas las capas

Capas lineales en serie

Considérese dos o más capas de igual sección transversal pero de diferentes longitudes y permeabilidades donde exista la misma rata de flujo lineal, q, de un fluido considerado incompresible.

Las caídas de presión son aditivas y (p1-p4)= (p1-p2)+(p2-p3)+(p3-p4)

Sustituyendo los equivalentes de estas caídas de presión de la ecuación:



Movimiento de fluidos a través de fracturas

Se puede determinar una ecuación para flujo laminar de fluidos humectantes a través de fracturas suaves y de ancho constante,

Donde,

Símbolo

Descripción

q cm3 por segundo

W Ancho de la fractura cm

A Área de sección transversal

cm

(p1-p2) Extensión lateral de la fractura

dinas cm2

Permeabilidad de una fractura de solo 0.001 pulgada de ancho es de 54 darcys o 54,000 md.



Flujo radial de un fluido incomprensible, estado continuo

Considérese un flujo radial hacia un pozo vertical de radio rw en un estrato horizontal de espesor y permeabilidad uniformes como se muestra en la figura:

Si el fluido es incompresible , el flujo a través de cualquier circunferencia es constante, Símbol

oDescripción

pw Presión mantenida en el pozo cuando a este fluyen q barriles por día a condiciones del yacimiento

pc Presión

re Radio exterior

q es positiva en la dirección positiva de r. Separando variables e integrando entre dos radios cualesquiera, r1 y r3 donde las presiones son p1 y p2p, respectivamente



Flujo radial en estado continuo de líquidos compresibles en áreas de drenaje limitadas

Cuando se pone un solo pozo en producción, se obcaso tiene un radio de drenaje que aumenta con el tiempo.

En caso de yacimientos de empuje hidrostático, el radio de drenaje se extiende en el acuífero hasta alcanzar un limite impermeable.

Si el estado es continuo, el flujo de un líquido de compresibilidad constante y las presiones a través del área deben ser constantes o decrecer con la misma rata dp/dt en todo lugar.

Si la presión disminuye a la misma rata, la rata del flujo en el pozo es:


Efecto de penetración parcial en los pozos

La teoría desarrollada por Kozeny sobre flujo en pozos.

Supone una penetración total del estrato acuífero y la existencia de la posibilidad de que el agua penetre a lo largo del espesor , en la practica debido a las características constructivas del pozo o al diseño de la rejilla instalada, no existe esta en todo el espesor del estrato acuífero, por lo cual se presenta el fenómeno conocido como penetración parcial.



Diagrama Penetración parcial y conificación de agua



Penetración parcial del pozo en la formación para una caída de presión dada el gasto se reduce debido a la mayor resistencia al flujo presentada por esta condición.

Este fenómeno afecta la productividad del pozo la cual ha sido evaluada por Kozeny mediante la siguiente ecuación.

Donde:

La ecuación representa un cociente de índices de productividad del pozo con penetración parcial y penetrado totalmente.

F = es la fracción del espesor de la formación que penetra el pozorw = Es el radio físico del pozo (pies)h = Profundidad en (pies)



Por ejemplo:

Si tuviéramos un f = 0.2 y un rw = 0.33 y h = 50 pies y aplicando la ecuación Kozeny obtendríamos un PR = 0.37, es decir para estas condiciones con una penetración parcial del 20 por ciento de la correspondiente al pozo totalmente penetrado.



La conificación del agua se desarrolla por el predominio del gradiente de presión hacia el fondo del pozo sobre el gradiente gravitacional.

Para un sistema roca-fluidos y una penetración parcial dada, a mayor rapidez de extracción del aceite mayor será el gradiente de presiones, permaneciendo constantes los gradientes gravitacional y de capilaridad, el resultado es que se reduce el tiempo en el cual el agua llega al fondo del pozo o bien en otras palabras, el agua avanzará más rápidamente..

Fenómeno de conificación del agua.


Índice de productividad de los pozos

Que es índice de productividad?

Es una caracterización del comportamiento del yacimiento que ayuda a definir la facilidad con que los fluidos están transportándose del yacimiento al pozo.

Matemáticamente se expresa de la siguiente forma:

IP=J= Índice de productividad.q= Flujo o gasto del pozo.PR= Presión promedio del yacimiento.Pwf= Presión de fondo fluyendo.



LEY DE DARCY

•En un flujo radial de un liquido Homogéneo de poca compresibilidad que esta contenido en un yacimiento horizontal uniforme, en estado pseudo estable, con un factor de daño a la formación ‘’s’’ y cuya presión promedio es mayor a la presión de burbuja se define su IP, con la Ley de Darcy.

•Si la caída de presión de un yacimiento horizontal y circular, con flujo de fluido monofasico (aceite y agua) y composición uniforme no ha llegado a tocar los limites exteriores del yacimiento o que el yacimiento se encuentre en estado transitorio, se define el IP de la siguiente forma:



Factores que afectan a IP

• Efecto de la presión y la fase de los fluidos del yacimiento.

• Efecto de la permeabilidad relativa.

• Efecto de la viscosidad del aceite.

• Efecto del factor volumétrico de formación.

• Efecto del factor de daño.

• Efecto del mecanismo de empuje



Tabla de métodos de IPR


Efectos de fractura hidráulica en la productividad de los pozos

Método de estimulación, que permite aumentar considerablemente la extracción de los fluidos del pozo. Consiste en aplicar Presión a la Formación hasta lograr la ruptura.

75% Pozos Fracturados, incrementan su productividad y sus reservas de Hidrocarburos.

Fracturamiento Hidráulico

El Fluido Fracturante es utilizado para trasmitir la presión hidráulica, penetrar la formación, ampliando y extendiendo la fractura.

El Agente Sustentante se introduce a fin de mantener abierta la fractura y establecer un conducto de alta permeabilidad entre la formación y el pozo



El objeto del fracturamiento hidráulico es causar canales de flujo (fracturas), para luego incrementar la conductividad de la formación y por ende el flujo de fluidos hacia el pozo. La continua inyección del fluido fracturante permite ampliar y extender la fractura, y así aumentar el gas o petróleo colectado.


Incremento de Productividad: Relación entre el índice de productividad del pozo después (J) y antes (Jo) del fracturamiento.Incremento de Productividad= _J__

Jo




Mediante pruebas de laboratorio se simulan las condiciones de fractura en el yacimiento, para garantizar una capacidad de flujo confiable de la fractura.

En todo diseño de un fracturamiento deben distinguirse dos aspectos: el técnico y el económico. Seleccionando el diseño mas óptimo desde el punto de vista económico.


Flujo de fluidos en yacimientos calcáreos

Durante un estudio de análisis de los núcleos en formaciones carbonatadas, se detecto que el aceite estaba en las fracturas, en los canales de disolución y en la matriz más porosa y permeable del yacimiento; la mayor parte del flujo de aceite ocurrió en un extenso sistema interconectado de fracturas y canales de disolución que constituían aproximadamente el 10% del volumen poroso total.

Sin embargo, en otros análisis el aceite ocupa principalmente los espacios porosos de la matriz y solo un pequeño porcentaje está en las fracturas, por lo cual no se pueden obtener conclusiones generales en cuanto a la distribución de fluidos en estas formaciones.

Conclusión:

• Cada caso se debe tratar en particular.

Distribución de los fluidos



El flujo de fluidos en rocas carbonatadas esta generalmente afectado por la presencia de estilolitas conductoras o parcialmente conductoras, canales de disolución, fisuras y fracturas.

Para estimar la permeabilidad en la dirección horizontal, , a través de un sistema de fractura idealizado, se utiliza la siguiente ecuación:

La importancia de las fracturas

𝑘h=𝑘𝑚+5.446 𝑥1010𝑤3𝑐𝑜𝑠2∝/𝐿



Dónde:

• = Permeabilidad de la matriz (mD, miliDarcys).

• = Ancho de la fractura (pulgadas),

• = Angulo de desviación con respecto a la horizontal (grados)

• L= Distancia entre las fracturas (pulgadas)

𝑘h=𝑘𝑚+5.446 𝑥1010𝑤3𝑐𝑜𝑠2∝/𝐿

Si w y L son expresadas en milímetros la ecuación queda:

𝑘h=𝑘𝑚+8.44 𝑥107𝑤3𝑐𝑜𝑠2∝/𝐿

Diagrama de flujo a través de un sistema de fracturas



• El análisis de un núcleo grande da lugar a una mejor evaluación de los efectos de fracturas y canales de disolución, que el análisis de núcleos convencionales. Aunque el análisis de núcleos grandes da mejores resultados, no siempre se obtiene una capacidad que concuerde con estimada de pruebas de variación de presión.

• Sin embargo, los detallados análisis geológicos y la descripción de núcleos grandes, son de suma importancia en el análisis de reservas.

• Esta información de núcleos es una herramienta importante para saber dónde está el aceite en el yacimiento y cómo puede ser recuperado.



Perfil de permeabilidad de calizas

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