Escuela Politécnica Nacional

Ingeniería en Petróleos

Sistemas de Producción

Pablo Joao Zambrano fierro

Tasa Crítica de producción con efectos de Conificación

11-05-2014

Conificación

Los factores que producen la conificación de agua son similares tanto para pozos horizontales como verticales, pero debido a la configuración del pozo, este se desarrolla en forma diferente en el yacimiento, tal como se indica en la siguiente figura. En pozos verticales la caída de presión se concentra alrededor del pozo, hacia un punto común, mientras que en los pozos horizontales las caídas de presión se distribuyen a lo largo de la longitud horizontal del pozo.

Water coning: pozos verticales

Water cresting: pozos horizontales

TASA CRÍTICA EN POZOS VERTICALES

Método de Meyer y Garder (1954)

Determina analíticamente el máximo flujo permitido de petróleo, en un pozo sin una zona conificada de agua, en el intervalo productivo del pozo. Para simplificar el análisis, consideran un reservorio homogéneo y asumen un flujo radial. La ecuación encontrada para calcular la tasa crítica de producción es:

Donde:qc= tasa crítica de producción, BPDρw – ρo= diferencia de densidades entre agua y petróleo, g/cch= espesor de la zona de petróleo, fthp= intervalo perforado, ft. (desde el tope de la aren)k= permeabilidad, md𝜇= viscosidad del petróleo, cp𝜷= factor volumétrico del petróleo, BY/BNre= radio de drenaje, ftrw= radio del pozo, ft

Schol ´s (1972)

Basado en experimentos, Schol´s derivó una fórmula empírica para calcular la tasa crítica de producción, que es la siguiente:

Esta es una buena aproximación entre la tasa crítica calculada por la fórmula empírica de Schol´s y aquella calculada por un modelo numérico.

Método de Chiericci (1964)

La tasa crítica puede ser calculada para un intervalo perforado específico; si solamente existe conificación de agua o gas, el intervalo perforado debe estar ubicado lo más lejos posible del contacto original del fluido. El método hace las siguientes asunciones:

1. El yacimiento es homogéneo pero la permeabilidad vertical (kv) puede ser diferente de la permeabilidad horizontal (kh)

2. El CAP y el CGP son estacionarios excepto para el cono.

3. Los contactos entre los fluidos están al mismo nivel bajo condiciones estáticas.

4. Los fluidos del yacimiento son incompresibles.

5. Se desprecian los efectos de presión capilar.

6. La tasa crítica de producción para conificación de agua se determina con las siguientes ecuaciones:

Donde: qoc= tasa crítica de producción de petróleo, BPDho= espesor de la arena con petróleo, ft∆ρwo= diferencia de densidades agua-petróleo, g/ccKh= permeabilidad horizontal, md𝝁o= viscosidad del petróleo, cp𝜷o= factor volumétrico del petróleo, BY/BNΨ= función adimensional determinado de las cartas de Chiericci.

TASA CRÍTICA EN POZOS HORIZONTALES

Método de Chaperon

Donde:qo= tasa critica, BPDL= longitud horizontal, ftYe= mitad de la longitud de drenaje, ft∆ρ= diferencia de densidades, g/ccKh= permeabilidad horizontal, mdh= espesor de la columna de petróleo, cp𝝁o= viscosidad del petróleo, cp𝜷o= factor volumétrico del petróleo, BY/BNF= función adimensional

Ejemplos Determinación de las tasas críticas:

1. Pozo vertical:

Datos:

Diferencia de densidades: 0,129 g/cm3Permeabilidad, Ko: 1259,5 mdEspesor de la columna del petróleo:

48 ft

Intervalo perforado: 28 ftViscosidad del petróleo: 48,9 cpFactor volumétrico del petróleo:

1,095 By/Bn

Radio de drenaje: 672,4 ftRadio del pozo: 0,2615

Meyer y Garder

qc=1,5351. 10−3∗0,077∗(482−282 )∗1259,5

48,9∗1,095∗ln 672,40,2615

qc=0,5382BPD

2. Pozo horizontal:

Determinar las tasas críticas de producción con los métodos anteriormente mencionados.

Pozo Z-B9HM1Datos

Diferencia de densidades: 0,129 g/cm3Permeabilidad, Ko: 9230 mdEspesor de la columna del petróleo:

72 ft

Intervalo perforado: 28 ftViscosidad del petróleo: 48,9 cpFactor volumétrico del petróleo:

1,098 By/Bn

Radio de drenaje: 944.64 ftRadio del pozo: 0,2615

• Chaperon

BIBLIOGRAFÍA:

MOSQUERA, Henry. Estudio del avance de la conificación de agua en pozos horizontales en la arena productora M-1” . Archivo PDF

ACOSTA, María. Programa computarizado para el cálculo de la tasa crítica de producción por conificación de agua y/o gas. Archivo PDF