Cap. 1.1 Mecanismos de Empuje y Afluencia en Pozos

Ing. Jorge O. Martínez T.

Mecanismos de Empuje para

Surgencia Natural en un

Reservorio

Fases Posibles en un Yacimiento


Expansión monofásica de petróleo o de gas.

Expansión del gas disuelto.

Expansión del casquete de gas, en caso que existiera ese tipo

de yacimiento.

Expansión del agua de la acuífera (empuje de agua)

Por gravedad, que debido a las diferencias de densidades entre

los fluidos se produce la segregación de los mismos.

Mecanismo de Drenaje de los Yacimientos que

Definen su Producción en el Tiempo


Mecanismos de Empuje en un Reservorio

La energía natural del reservorio proviene de la presión de la formación ejercida

sobre los fluidos (PR) y cuando se perfora un pozo, el fondo del pozo representa

la zona de menor presión (Pwf) y los fluidos de la roca reservorio tiende a fluir

hacia el pozo.

Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

z

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Radio de

Migración

(re)

Radio de

Pozo (rw)

PR = Presión de reservorio

Pwf = Presión de fondo de pozo

Pf = Presión de surgencia

Pwh = Presión de cabeza de pozo

Ps = Presión en línea de recolección

PR > Pwf > Pf > Pwh > Ps


Mecanismos de Empuje en un Reservorio

El flujo de fluidos se produce por que actúan distintos mecanismos de empuje

en las rocas reservorio adyacentes a los pozos y condiciona la capacidad de

flujo o producción.

Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

z

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Radio de

Migración

(re)

Radio de

Pozo (rw)

Mecanismo de empuje por gas

disuelto en el petróleo

Mecanismo por gas libre (casquete de

gas)

Mecanismo por empuje de agua

Mecanismo por segregación

gravitacional

Mecanismos de empuje combinado


Mecanismos de Empuje por Gas Disuelto

Petróleo (O)

Agua (W)

z

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Reservorios con empuje por gas disuelto

CARACTERISTICAS TENDENCIAS

1. Presión del reservorio Declina rápidamente

2. GOR Primero baja, luego

sube y finalmente cae

3. Producción de agua Ninguna

4. Comportamiento del pozo Requiere de bombeo

5. Recuperación esperada 5 a 30 % del petróleo


Mecanismos de Empuje por Gas Libre

Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

z

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Radio de

Migración

(re)

Radio de

Pozo (rw)

Reservorios con empuje por gas libre (casquete de gas)


1. Presión del reservorio Cae lenta, pero

continuamente

2. GOR Sube continuamente

3. Producción de agua Ausente o despreciable

4. Comportamiento del pozo Fluyen por mucho tiempo

5. Recuperación esperada 20 a 40% del petróleo.


Mecanismos por Segregación Gravitacional

Petróleo (O)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Reservorios con empuje de agua


1. Presión del reservorio Continúa alta

2. GOR Continúa baja

3. Producción de agua Empieza temprano y se

Incrementa apreciablemente

4. Comportamiento del pozo Flujo de petróleo hasta

producción excesiva de agua

5. Recuperación esperada 35 a 75% del petróleo

ACUIFERA ACTIVA

Tiene a introducirse al reservorio.


Mecanismos de Empuje por Gravedad

Petróleo

(O)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Reservorios con empuje de agua


1. Presión del reservorio Disminuye la declinación

A mayor altura mejor.

2. GOR Se mantiene baja

3. Producción de agua Empieza temprano y se

Incrementa apreciablemente

4. Comportamiento del pozo Flujo de petróleo continuo

5. Recuperación esperada Importante en yacimientos

con empuje de agua

ACUIFERA ACTIVA

Tiene a introducirse al reservorio.

h


Mecanismos de Empuje Combinado

Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Radio de

Migración

(re)

Radio de

Pozo (rw)

Reservorios con empuje por gas libre (casquete de gas)


1. Presión del reservorio Cae lentamente

2. GOR Sube muy lentamente

3. Producción de agua Despreciable

4. Comportamiento del pozo Fluyen por mucho tiempo

5. Recuperación esperada 40 a 80% del petróleo.


0 20 40 60 80 100

100

80

60

40

20

0

RECUPERACIÓN FINAL %

PR

ES

IÓN

OR

IGIN

AL

%

EFICIENCIA DE LOS MECANISMOS DE

PRODUCCIÓN


PR

ES

IÓN

DE

L Y

AC

IMIE

NT

O

FACTOR DE RECOBRO 0

0 1.0

100

ORIGINAL

PRESIÓN DE ABANDONO

40 30 20 GAS RESIDUAL

0.5

MECANISMOS DE PRODUCCION Y EL FACTOR

DE RECUPERACIÓN DEL GAS

Es poco probable que exista un mecanismo que gobierne el drenaje,

generalmente es el resultado de una combinación de varios de ellos con empujes

simultáneos, así es posible indicar:

Si el efecto dominante es el drenaje por expansión monofásica, la

recuperación primaria de petróleo será generalmente muy baja, del

orden del 5%, considerando solamente este factor.

Si existe además una expansión por gas disuelto, la recuperación

puede llegar a un 25%, y en aquellos yacimientos que cuentan con

casquete de gas, la recuperación puede ser del orden del 40% como

máximo.

Los mayores índices de recuperación primaria se obtienen en los

yacimientos cuyo drenaje es por empuje de agua, donde se pueden

obtener valores máximos de 60/65%.

Orden de Magnitud de Recuperación Primaria

Asociada a los Mecanismo de Drenaje

Caracterización, Evaluación y Gestión de Reservorios


Comportamiento de Afluencia

de Pozos


Comportamiento de Afluencia de Pozos

Tipos de Completación o Terminación de Pozos


Por el tipo de Fluido:

Fluidos compresibles

Fluidos ligeramente compresibles

Fluidos incompresibles

Por el régimen de flujo:

Flujo continuo ó regimen permanente (steady state) (dp/dt=0)

Flujo semicontinuo (dp/dt)=Ctte.

Flujo no continuo o transitorio (dp/dt=f(t))

Clasificación del Flujo de Fluidos

Comportamiento de Afluencia en Pozos


Por el ángulo de buzamiento:

Buzamiento arriba

Buzamiento abajo

Por la geometría de flujo:

Flujo lineal

Flujo radial

Flujo esférico y semiesférico

Por las fases fluyentes:

Flujo monofásico

Flujo multifásico

Clasificación del Flujo de Fluidos

Comportamiento de Afluencia en Pozos


Flujo en Régimen

Permanente o Continuo



Flujo Lineal de Fluido Imcompresible (Petróleo Negro)

Gas (G)

qo

Agua (W)

z

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

h LB

PPAkq

oo

wfRcavg

o

)(001127,0

qo = Caudal de producciòn (STB/dia)

PR = Presión de reservorio (Psi)

Pwf = Presión de fondo de pozo (Psi)

kavg = Permeabilidad (mD)

Ac = w*h = Área de flujo (ft2)

Bo = Factor volumétrico del petróleo (RB/STB)

o = Viscosidad del petróleo (cp)

L = Longitud (ft)


Comportamiento de afluencia de Pozos

Flujo Lineal de Fluido Ligeramente

Compresible (Petróleo volátil)

Gas (G)

Qo

Agua (W)

z

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

h

)(1ln001127,0

wfRo

oo

cavg

o PPcLc

Akq

qo = Caudal de producciòn (STB/dia)





co = Compresibilidad del petróleo (psi-1)


L = Longitud (ft)


W. Gonzales M.

Gas(G)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

qg

gsc

wfRcavgsc

gTZLp

PPAkTq

)(003164,0 22

Qg = Caudal de producción de gas (scfd)





Z = Factor de compresibilidad

T = Temperatura del reservorio (oR)

Tsc = Temperatura estándar (oR)

Psc = Presión estándar (Psi)

g = Viscosidad del gas (cp)

L = Longitud (ft)

Flujo Lineal de Fluido Compresible (Gas)



Petróleo (O)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Flujo Radial de Fluido Incompresible (Petróleo Negro)

qo = Caudal de producción de petróleo (STB/dia)




h = Altura de formación (ft)

Bo = Factor volumétrico del petróleo (RB/STB)


re = Radio de drenaje externo (ft)

rw = Radio de pozo (ft)

re

rw

qo

)/ln(

)(00708,0

weoo

wfRavg

orrB

PPhkq


)(

43560)(

AcresA

Aftre


Petróleo (O)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Flujo en Régimen Permanente de Petróleo con Daño

re

rw

qo



Petróleo (O)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Flujo en Régimen Permanente de Petróleo Negro

re

rw

qo


EJEMPLO 2

Un pozo de petróleo que opera en régimen

permanente tiene un área de drenaje de 650

acres, determinar el caudal de producción si la

presión de fondo es de 4500 psi y el factor de

daño es 10. Considerar la misma formación del

ejemplo anterior.

Indique dos alternativas para incrementar la

producción en 50%.


Gas (G)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Flujo Radial de Fluido Compresible (Gas)

)/ln()(

)(03976,0 22

wegsc

wfRavgsc

grrZTP

PPhkTq

re

rw

qg


Qg = Caudal de producción de gas (scfd)



kavg = Permeabilidad promedio (mD)

Z = Factor de compresibilidad del gas


Tsc = Temperatura estándar (oR)

Psc = Presión estándar (Psi)

g = Viscosidad del petróleo (cp)

L = Longitud (ft)

re = Radio externo de migración (ft)

rw = Radio del pozo (ft)


Gas(G)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

qg

Flujo Gas en Régimen Permanente con Daño


q = Caudal de producción de gas (Mscfd)

P = Presión de reservorio (Psi)


k = Permeabilidad (mD)




= Viscosidad del gas (cp)

re = Radio de migración (ft)

S = Factor de daño


Flujo en Régimen Transitorio y

Pseudo-Permanente


Petróleo (O)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Flujo Transitorio de Petróleo Negro

re

rw

qo


=


W. Gonzales M.

Petróleo (O)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps


re

rw

qo


q = Caudal de producción de petróleo (STB/dia)

Pi = Presión de reservorio (Psi)




B = Factor volumétrico del petróleo (RB/STB)

= Viscosidad del petróleo (cp)

= Porosidad de la roca

Ct = Compresibilidad total (1/psi)

rw = Radio de pozo (ft)

T = Tiempo (hr)

Petróleo (O)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps


re

rw

qo


EJEMPLO 1

Determinar la evolución en el tiempo del caudal de

producción si la presión de fondo Pfw es 3500

Psia. Considerar los siguientes datos de campo:


Petróleo (O)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Flujo en Régimen Pseudo-Permanente de Petróleo Negro

re

rw

qo


Tiempo en horas donde inicia el

régimen pseudo-permanente


Comportamiento de afluencia de Pozos

Flujo de Petróleo Volátil ó Bifásico (Relación de Vogel)

Gas (G)

Qo

Agua (W)

z

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

h


Gas(G)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

qg q = Caudal de producción de gas (Mscfd)

P = Presión de reservorio (Psi)






= Viscosidad del gas (cp)

re = Radio de migración (ft)

S = Factor de daño

Flujo Gas en Régimen Pseudo-Permanente



Gas(G)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

qg

Flujo Gas en Régimen Transitorio



Introducción a Sistemas de

Producción


Gas (G)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh Ps

Índice de Productividad (J)

wfR pp

qJ

re

rw

qg


Este índice es la medida del potencial del

pozo o la capacidad de producción del pozo.

Q (STB/dia)

J (BPD/Psi)

pR - pwf


Gas (G)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh

Ps

Nodos en un Sistema de Producción

re

rw

qg

El análisis del flujo se realiza definiendo puntos de

análisis definidos como nodos. En un sistema de

producción los nodos son:

Nodo 1 : Punto en el radio externo de migración del

reservorio. (PR)

Nodo 2 : Punto ubicado en el fondo del pozo. (Pwf)

Nodo 3 : Punto ubicado en la cabeza de pozo. (Pwh)

Nodo 4 : Punto ubicado en superficie, posterior al

arreglo de producción. (Ps)

Nodo 5 : Presión en el separador. (Psep)

1s 1s

2s

3s 4

5 Gas (G)

Líquido (L)


Gas (G)

Agua (W)

PR Pwf

Pf

Pwh

Ps

re

rw

qg 1s 2s

3

s

4 5

Gas (G)

Líquido (L)

Condición de Producción y Análisis Nodal

Pwf

qg

IPR (Inflow performance relation)

VLP (Vertical Lift Performance)


Factor de Recuperación (F)

Representa la fracción de volumen recuperable del fluido

contenido en el volumen poral efectivo de la roca reservorio.

Cap.1 Orígen del Petróleo y Geología Básica Petrolera

YacimientoelenPetróleodeVolumen

cuperablePetróleodeVolumenFRo

Re

YacimientoelenNaturalGasdeVolumen

cuperableNaturalGasdeVolumenFRg

Re

YacimientoelenAguadeVolumen

cuperableAguadeVolumenFRw

Re

Fo = 30 % a 60 %

Fg = 50 % a 90 %

Fw = 20 % a 70 %


PRODUCCION PETROLERA

SURGENCIA NATURAL

Fluyen por los Mecanismos de Empuje

SURGENCIA ARTIFICIAL

Bombeo artificial, gas lift, inyección de agua,

inyección de gas, inyección de vapor, inyección de

surfactantes

CLASIFICACION POR

ENERGIA DE

SURGENCIA

CLASIFICACION POR

FASE DE PRODUCCION

RECUPERACION PRIMARIA

Mecanismos de empuje, inyección de agua y gas, gas lift

RECUPERACION SECUNDARIA

Inyección de agua y gas, bombeo mecánico, estimulación

de pozo, fracturamiento hidraùlico, acidificación,

fracturamiento ácido

RECUPERACION MEJORADA (EOR)

Procesos térmicos, procesos químicos, procesos de

desplazamiento miscible


PRODUCCION PETROLERA

W. Gonzales M.

SISTEMAS DE

PRODUCCION

PETROLERA

ESPACIAMIENTO DE POZOS EN EL

DESARROLLO DEL CAMPO

re

re

Para una mejor explotación el ingeniero de reservorios sugiere la posición de los

pozos de desarrollo del campo. Existen factores geológicos, físicos y

económicos que influyen en el espaciamiento entre pozos.

Se recomienda seguir algún arreglo geométrico, localizando los pozos en hileras

a través de la zona productora y espaciándolos a una distancia mas o menos

uniforme, de modo que todas las porciones de la roca sean igualmente

drenadas.

Arreglo

cuadrangular

Arreglo

triangular


Bombeo Mecánico

El bombeo mecánico es un procedimiento de

succión y transferencia casi continúa del

petróleo hasta la superficie.

El balancín de producción, impulsado por un

motor y sistema de transmisión, 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, a

cierta profundidad del fondo del pozo.

Este sistema es utilizado en campos

marginales o para extraer petróleo muy denso

y viscoso.


Bombeo por Cavidad Progresiva

Es una bomba que operan como un tornillo. La

bomba está en el fondo del pozo, y es

comparable con un tornillo gigante recubierto

por un polímero muy duro.

La fuerza motriz la entrega un motor en la

superficie. La transmisión es realizada por un

eje de varillas, similar al de las bombas

mecánicas, pero en este caso, el movimiento es

rotante lo cual disminuye mucho el desgaste

por rozamiento de las mismas.

Es el método preferido en el caso de no tener

grandes presiones o en caso de tener

intrusiones de arena ya que las bombas pueden

operar sin destruirse en sus partes mecánicas

ni tener un desgaste excesivo.


Bombeo Centrífugo Electrosumergible

Un rotante gira a alta velocidad y expulsa el

fluido hacia la periferie del rotor donde es

ingresado en una tubería que lo descarga.

Este tipo de bombas tienen diferentes

estados de centrifugación. Es decir, no es un

solo rotor sino que son varios colocados en

forma sucesiva uno sobre el otro y

alimentándose entre ellos para ganar mayor

presión.

Su ventaja principal es que realmente no

tiene casi instalaciones de superficie a

excepción de un control de velocidad del

motor. La motorización es eléctrica

exclusivamente y el motor se encuentra en la

bomba misma al fondo del pozo.


Extracción con Gas - Lift

Este sistema tiene como objetivo inyectar

gas mediante válvulas a la columna de

petróleo en el pozo y permite alivianar la

columna de fluido.

Esto permite aprovechar la fuerza de empuje

provocada por la burbuja de gas en medio

del petróleo y que provoca el desplazamiento

de la burbuja hacia la superficie.

La subida de las burbujas de gas a la

superficie permite el arrastre de petróleo

provocando un flujo bifásico gas-petróleo en

forma de pistones (“slug fow”).

El gas de inyección puede ser el misma que

sale de los campos de producción.


Documents

Cap. 1.1 Mecanismos de Empuje y Afluencia en Pozos