Upload
joseluiscace
View
1.265
Download
11
Embed Size (px)
Citation preview
“For External Distribution. © 2005 Halliburton. All
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
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?