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.