UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADORFACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

ESCUELA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN III

PROFESOR: Ing. Ángel Ushiña

NOMBRE: Verónica Caiza Arellano

CURSO: Noveno

TEMA:

Ejercicio de aplicación de la ecuación de Darcy para cálculo de IP de un pozo

OBJETIVO GENERAL:

Aplicar la ecuación de Darcy para analizar el comportamiento del yacimiento.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS:

Investigar datos petrofísicos y PVT de un campo petrolero para reemplazarlos en la ecuación de Darcy.

Calcular el IP del petróleo, agua y fluido total. Calcular el IP del petróleo cuando el daño es S=0 y S=-5 Realizar la gráfica del IP donde se pueda observar el cambio de IP por la variación del daño

MARCO TEÓRICO:

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD A CONDICIONES DE FONDO

IPoil=qo∗¿ β o

PR−Pwf¿

IPwater=qw

PR−Pwf

IPtotal=qo∗¿ βo+ qw

PR−Pwf¿

Dónde:

q: caudal (bls/día)

qo = caudal de petróleo qw = caudal de agua qt = caudal de fluido total

Pr: Presión de reservorio (PSI)

Pwf: Presión de fondo (PSI)

ECUACIÓN DE DARCY

qo=(7.08∗10−3 )∗k o∗h∗¿¿

Dónde:

qo: tasa de flujo (bls/día)

h: espesor efectivo de la arena (ft)

Pr: presión del yacimiento (PSI)

re: radio de drenaje (ft)

Bo: factor volumétrico (bls yacimiento/bls estándar)

Dqo: skin debido a la turbulencia

Ko: permeabilidad efectiva (mD)

Uo: viscosidad promedio (cP)

Pwf: presión de fondo fluyente (PSI)

rw: radio del pozo (ft)

St: skin total

EJERCICIO:

Considerando los siguientes datos a condiciones de reservorio:

Pr = 2300 PSI

Pwf = 1200 PSI @ qo = 1150 bppd

SKIN = +10

BSW = 20%

Calcular el IP del petróleo, IP del agua y el IP del fluido total

DESARROLLO

CÁLCULO DE IP DEL PETRÓLEO

IPpetróleo=qo∗BoPR−Pwf

IPpetróleo=1150 bppd

2300PSI−1200 PSI

IPpetróleo=1.045blsPSI

CÁLCULO DEL CAUDAL DE AGUA

BSW= qwqo+qw

(0.20∗qo )+ (0.20∗qw )=qw

(0.20∗qo )=0.80∗qw

qw=0.25∗qo

qw=0.25∗1150bppd

qw=287.5bapd

CÁLCULO DEL IP DEL AGUA

IPagua=qw

PR−Pwf

IPagua=287.5bapd

2300 PSI−1200 PSI

IPagua=0.261blsPSI

CÁLCULO DEL IP DEL FLUIDO TOTAL

IPtotal=qo∗βO+qaPR−Pwf

IPtotal=1150 bppd+287.5bapd

2300 PSI−1200 PSI

IPtotal=1.307blsPSI

TABLA DE RESULTADOS:

IP OIL = 1.045 IP AGUA = 0.261 IP FLUIDO = 1.306Pwf Qo Qw Qt2300 0 0 01200 1150 287.5 1437.5

0 2403.5 600.3 3006.1

GRÁFICA:

EJERCICIO:

Considerando que los datos del ejemplo anterior tienen un skin = +10 y utilizando los siguientes datos PVT calcular el IP cuando S = 0 y el IP cuando S = -5

DESARROLLO

A partir de los datos proporcionados se puede definir un nuevo IP:

qo=(7.08×10 -3 ) ∙ ko ∙ h ∙ (P r - Pwf)

μo ∙ βo ∙[( lnre

rw)- 0.75 + S ]

qo . βo

(Pr - Pwf)=

(7.08× 10-3 ) ∙ ko ∙ h

μo ∙[( lnre

rw)- 0.75 + S]

IP = (7.08× 10-3 ) ∙ ko∙ h

μo ∙[( ln re

r w)- 0.75 + S]

Considerando un daño de formación S=0:

IP (S=0 ) = (7.08×10 -3 ) ∙ ko ∙ h

μo . [(ln re

rw)- 0.75 ]

IP (S=0 ) = ( 7.08×10-3 ) (433 ) (9 )

(2.5 )[( ln 14763.780.3542 )- 0.75]

IP (S=0 ) = 1.116 blsPSI

Considerando una estimulación del pozo de S= -5:

IP = (7.08×10-3 ) ∙ ko ∙ h

μo ∙βo .[(ln re

rw)- 0.75 + S ]

IP = (7.08×10 -3 ) (433 ) (9 )

(2.5 ) [(ln 14763.780.3542 )- 0.75 + (-5 )]

IP = 2.258 blsPSI

TABLA DE RESULTADOS:

IP (S = +10) = 1.045 IP (S=0) = 1.116 IP (S = -5) = 2.258Pwf Qo Qo Qo2300 0 0 01200 1150 1227.6 2483.8

0 2403.5 2566.8 5193.4

GRÁFICA:

CONCLUSIONES:

Los IP del petróleo, agua y fluido han sido calculados a condiciones de reservorio. Se puede observar que a medida que disminuye el daño, aumenta el caudal de producción

y el caudal máximo. A medida que el caudal máximo aumenta el IP aumenta también. Como el daño inicial aparentemente es bastante grande se recomienda remover todo el

daño existente para tener S=0 con lo cual se podría aumentar la producción de petróleo

de 1150 BPPD a 1228 BPPD.

Si después del tratamiento se logra estimular el reservorio, S= -5, la producción de

petróleo podría incrementarse de 1150 BPPD a 2484 BPPD.