MECANISMOS DE EMPUJE DE MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS YACIMIENTOSLOS YACIMIENTOS

Determinar : Presión fluyente Pwf ; Presión estática Pe ; Permeabilidad K; daño ó estimulación de

formación de cada Zona S (+) ó (-). IPa ; IPi ; EF ; Q máx. Limite del yacimiento re

Fase de EvaluaciónPRUEBAS DE PRESIONPRUEBAS DE PRESION

Desgloce de Formula delcálculo de Reservas

Significado del Bo

Factor de recobro

FR = NP / N %

NP : Producción de petróleo acumulada, BlsN : Volumen de Petróleo original en sitio , Bls

Fase de Evaluación

Factor de Recobro de acuerdo al Mecanismo de Empuje de los

Yacimientos

Cálculo Anual de Reservas por Campo y por Yacimiento

Y Factor de Recobro

Reservas Probadas Reservas Probables Reservas Totales Factor de recobro

DESCRIPCION Y DESCRIPCION Y CLASIFICACION DE CLASIFICACION DE

YACIMIENTOS YACIMIENTOS HIDROCARBURIFEROSHIDROCARBURIFEROS

Los yacimientos pueden clasificarse de acuerdo a los siguientes criterios :

1. Geologicamente2. Según el Estado de los Fuidos

presentes3. De acuerdo al Mecanismo de Empuje natural 4. Según el Tipo de Fluidos

Clasificación de Yacimientos:

1. Geologicamente Estratigráficos (Cambios de permeabilidad)

Yacimientos• Estructurales

2) Según el Estado de los Fluidos

  Saturados Py < Pb

Sub saturados Py > Pb

Condensado retrógrado entre Pc y Pcct

Gas (seco y/ó húmedo) a Ty > Tc

Diagrama de Fases

3. Según el Mecanismo de Empuje del yacimiento

Empuje por Expansión de Roca y Fluido Empuje por Gas en Solución

o Napo Uo Napo To Basal Tenao M-1

Empuje por Capa de Gaso Hollin - Campo Bermejo

Empuje Hidráulicoo Hollin

Empuje por Gravedad Empuje Combinado

4. Según el Tipo de Fluidos presentes en el yacimiento

Petróleo negro (Black oil) Petróleo volátil (Volatile oil) Gas retrógrado Gas húmedo (wet gas) Gas seco (Dry gas)

Petróleo negro (Black oil)

Características (Petróleo negro )

• RGP inicial igual ó mayor a 2.000 pcn/Bl RGP incrementa bajo la Pb Color obscuro (presencia de hidrocarburos pesados) Gravedad específica < 45° API

Petróleo volatil (volatile oil)

Características (Petróleo volatil )

• RGP incial entre 2000 – 3300 pcn/Bl Contienen pocas moléculas pesadas muchas intermedias como: etano hasta exano . Punto CCT mas alto en la envolvente Petróleos de alto encogimiento

Gas retrogrado

Características (Gas Retrógrado )

• Inicialmente gas en el reservorio , luego llega a la P de rocio , y en (3) se forma liquido libre . RGP mayor a 3300 pcn/Bl . Regla de mano : Cuando la RGP es mayor 50.000 la cantidad de líquido en el reservorio es muy pequeña y el fluido puede tratarse como gas húmedo. La gravedad API del stock tank está entre 40 y 60° .

Gas humedo (Wet Gas)

Características (Gas húmedo )

• Inicialmente gas en el reservorio , luego llega a la P de rocio , y en (3) se forma liquido libre y condensado en superficie a P sep.

RGP mayor a 50.000 pcn/Bl se considera yacimiento de condensado .

Gas seco ( Dry Gas)

Características (Gas seco )

• No contiene suficientes moleculas pesadas para formar hidrocarburos líquidos en superficie.

Yacimientos con > 95% de CH4 .

Distribución de los fluidos en el medio poroso de un Yacimiento

Mecanismos de Producción Natural de los

Yacimientos Existen básicamente cinco mecanismos de empuje natural que proveen la energía necesaria a los yacimientos para la recuperación de petróleo en superficie:

1. Expansión de Roca y fluido 2. Empuje por Gas en Solución 3. Empuje por capa de Gas 4. Empuje hidráulico 5. Empuje por Drenaje por Gravedad y Empuje combinado

1. Mecanismo de Empuje por Expansión de Roca y Fluido

Se presenta en yacimientos que tienen una presión Py mayor que su presión de Burbujeo Pb (Yacimientos Subsaturados).

A una presión de yacimiento Py mayor que su presión de Burbujeo Pb , el petróleo crudo , el agua connata y la roca son los únicos materiales presentes.

Cuando la presión del yacimiento Py declina debido a la producción de los pozos, se produce

una expansión de la roca y de los fluidos componentes del reservorio de acuerdo a sus compresibilidades individuales.

La compresibilidad de la roca del reservorio es el resultado de dos factores :

a) Expansión de los granos de roca individuales y

b) Compactación del yacimiento por efecto de las

formaciones superiores.

Estos dos factores son el resultado de la reducción de presión del fluido dentro del espacio poroso , y ambos tienden a reducir el volumen poroso y en consecuencia su porosidad .

Los dos efectos anteriores obligan al petróleo y al agua de formación a salirdel espacio poroso hacia la boca del pozo , debido a que los líquidos y las rocas son ligeramente compresibles . Los reservorios de petróleo que tienen este mecanismo de empuje , presentan una RGP (GOR) constante .

2. Mecanismo de Empuje por Gas en Solución

Es el mecanismo de producción más común y generalmente contribuye a la producción de la gran mayoría de los yacimientos. Cuando los fluidos del yacimiento se encuentran en una sola fase ó en dos fases uniformemente distribuidas .A medida que se produce dicho yacimiento , ocurre una disminución de presión (DP) que origina una expansión de los fluidos , liberándose los hidrocarburos livianos ( gas ) disueltos en el petróleo y ocupando el lugar del fluido producido .

Empuje por Gas en solución

Comportamiento de yacimiento con

Gas en Solución

3. Mecanismo de Empuje por Capa de Gas

Ocurre en yacimientos Saturados , cuyos fluidos (petróleo y gas) no están uniformemente distribuidos y la presión del yacimiento (Py) es menor que la presión de burbujeo (Pb) .

Bajo estas condiciones , existirá una capa de gas encima de la zona de petróleo , la cual se expandirá desplazando el petróleo hacia los pozos productores.

4. Mecanismo de Empuje Hidráulico

Este tipo de mecanismo de empuje se presenta cuando una disminución de la Presión del yacimiento (Py) debido a la producción de petróleo , origina la expansión del acuífero adyacente al mismo .

El empuje del acuífero puede ser activo ó parcial , según sea el reemplazo volumétrico del fluidos del acuífero al yacimiento ; y lateral ó de fondo según la posición del acuífero en la estructura del yacimiento .

Empuje Hidráulico

Comportamiento de Yacimiento con Empuje Hidráulico

Empuje hidráulico de Fondo

5. Empuje por Drenaje por Gravedad

Ocurre únicamente bajo condiciones especiales , en las cuales el yacimiento tiene alto buzamiento y favorece la segregación por gravedad del petróleo y el gas .

Esta segregación es un flujo contracorriente donde el gas migra hacia la parte alta de la estructura , separándose del líquido por diferencia de densidad .

  Con el tiempo y dependiendo del volumen de reservorio , es

posible que se forme una capa de gas secundaria en el tope de la estructura que ayude al drenaje total del yacimiento.

Empuje : Drenaje por Gravedad

Mecanismo de Empuje Combinado

Ocurre cuando en un yacimiento actúan dos ó más mecanismos de empuje natural simultaneamente .

Los mecanismos combinados que se presentan más comúnmente son el de Gas en solución con el empuje hidráulico .

Factor de Recobro de acuerdo al Mecanismo de Empuje de los

Yacimientos

49

CARACTERISTICAS

MECANISMOS DE PRODUCCION NATURAL DE LOS YACIMIENTOS

MECANISMO PRESION GOR PRODUCCION EFICIENCIA OTROS ____________ YACIMIENTO _________ DE AGUA DE RECOBRO

1. Expansión de Roca y Fluido Declina rápido y Permanece bajo y Ninguna (excepto en 1 – 10 % Continuamente constante . yacimientos con alta Sw) prom : 3 % Pi > Pb

2. Gas en Solución Declina rápido y Primero es bajo , luego Ninguna (excepto en 5 – 35 % Requiere levantamiento Continuamente yacimientos con alta Sw) prom : 20 % artificial muy pronto.

3. Capa de Gas Cae despacio y Aumenta continuamente Ausente ó despreciable 20 – 40 % Presencia alta de gas en

Continuamente en pozos buzamiento arriba prom : 25 % pozo buzamiento arriba Refleja este mecanismo

4. Empuje Hidráulico Permanece alta . La Permanece bajo , si la Incrementa pronto en pozos 35 – 80 % Presión es sensible a presión se mantiene alta buzamiento abajo . prom : 50 % 5. Drenaje por Gravedad Declina rápido y Permanece baja en pozos Ausente ó despreciable 40 – 80 % Cuando K > 200 md Continuamente . buzamiento abajo y alta prom : 60 % Buzam. de formación > 10° En pozos buzamiento arriba y Uo baja (< 5 cps)

RESUMEN MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

TIPOS DE PRUEBAS DE POZOS

Bombeo Hidráulico

RESTAURACION DE PRESION

(BUILDUP TEST)

La Restauración de presión es una de las pruebas más importantes que se aplican rutinariamente durante la explotación de un Campo Petrolífero , en pozos de producción para la determinación de parámetros fundamentales como :

 

a) La presión estática del yacimiento (Pe), para el monitoreo de su declinación de presión y cálculos de ingenieria que permitirán predecir su comportamiento.

b) La presencia y cuantificación de daño de formación (S ) , para su inmediata limpieza y/ó reparación.

c) El cálculo de la presión fluyente del pozo (Pwf) , dato fundamental para el diseño de bombas y sistemas de levantamiento artificial de los pozos.

Buildup Test

d) La permeabilidad de la formación (K), que es un indicativo de la buena ó mala capacidad de movimiento de los fluidos y del estado de la formación que puede verse afectada si existe algun daño.

 e) Los indices de productividad del pozo (IP) y su máximo

potencial (Qmáx) y  f) Adicionalmente esta prueba de restauración de presión nos

proporciona mucha información de tipo geológico , respecto de la presencia de barreras cercanas ; actividad de un acuífero ; presencia de fallas conocidos como los efectos de límite de un yacimiento etc.

Buildup Test

El procedimiento operativo de una prueba de restauración de presión se presenta gráficamente a continuación :

PRUEBA BUILDUP CONVENCIONAL (pozos de desarrollo)

Buildup Test

PRUEBA DST (pozos exploratorios)

Buildup Test

EQUIPO DE SUBSUELO PARA REGISTRO DE PRESION

Rope socket (1´)

Barras (8´)

Martillos hidráulicos (3´)

Martillos mecánicos (5´)

Pulling tool (1.5´)

Standing valve (2.2´)

Shock adsorvers (0.75´)

Cross over (0.66´)

Memory gauge 1 (2.87´)

Memory gauge 2 (2.87´)

Buildup Test

Memory Gauge

Memory Gauge con tarjeta

electrónica y sensor

Programación de una prueba de

presión

Buildup Test

Zona Crítica

2hrs 3 hrs 1 Pto c/3 min. 1 Pto c/10 seg. 1 Pto c/3 min.

4 hrs 8 hrs 24 hrs

200 Ptos + 1800 Ptos+ 420 Ptos = 2420 Ptos

20 ptos / hr * 10 hrs 6 ptos * min. 20 ptos / hr * 10 hrs

Etapas de una prueba de Restauración

de Presión

A: tiempo de produccion tp

B: tiempo de cierre ó tiempo de restauración, tc

A

B

Pwf

Pe

Buildup Test

Fallof Test

POZO VERTICAL Etapas de una Prueba de

Restauración

Zona efectos

de limite

Zona flujo del

reservorio

Zona efecto de llenado ó almacenaje

I I I I I I

POZO HORIZONTAL Etapas de una Prueba de

Restauración

INTERPRETACION DE PRUEBA DE PRESION

(REPORTE TIPO )

PRUEBA BUILDUP

Buildup Test

PRUEBA FALLOF TEST

Este tipo de pruebas de pozos se realiza con el objeto de conocer ó determinar parámetros similares que una prueba de restauración pero en pozos de Inyección; por ejemplo en pozos donde se inyecta el agua de formación como desecho ó en pozos especiales para reinyección de agua en proyectos de Recuperación secundaria ó mantenimiento de presión de un yacimiento .

Fallof Test

Fallof Test

Fallof Test

Fallof Test

PRUEBA DE DECLINACIÓN ( DRAWDOWN TEST )

La prueba más simple de una Prueba de Pozos es la prueba de flujo. Inicialmente el pozo está cerrado y la presión se iguala en todo el yacimiento , después de un cierto tiempo el pozo se opone a producir a una tasa de producción y se miden las presiones en el pozo productor.

DrawDown Test

DrawDown Test

DrawDown Test

PRUEBAS DE INTERFERENCIA

Este tipo de pruebas de pozos se realiza con el objeto de conocer:

Si la producción de un pozo está afectando la producción de otro pozo vecino. Si existe comunicación entre dos yacimientos de un mismo pozo . Tambien esta prueba podría utilizarse para comprobar si un yacimiento de un campo de una Empresa está comunicado con el mismo yacimiento de otra Empresa cuyos campos son colindantes, para efectos de repartición de la producción y las reservas . Etc.

Prueba de Interferencia

Prueba de Interferencia

PRUEBAS DE TASA MÚLTIPLE

Este tipo de pruebas de pozos se realiza con el objeto de conocer el comportamiento del pozo bajo diferentes valores de tasas de producción (Q1 ;Q2 ;Q3…etc) para mejorar los diseños de los sistemas de levantamiento artificial; la precisión de la curva IPR (se tienen varios puntos ) y realizar un análisis NODAL.

Pruebas de Tasa Múltiple

Pruebas de Tasa Múltiple

Pruebas de Tasa Múltiple

PRUEBA ESTATICA DE PRESION

Este tipo de pruebas de pozos se realiza con el objeto de :Determinar las profundidades de los niveles a las cuales se encuentran los diferentes fluidos (agua, petróleo y gas ) en la tubería de producción ,sus gradientes , para efectos de diseño de sistemas de levantamiento artificial .

Prueba estática de

presión

Prueba estática de

presión

PROBLEMA 2

PRUEBA DE RESTAURACION DE PRESION

BUP N° 1

Descripción del problema

Se conocen los siguientes parámetros de los fluidos y del yacimiento :tp = 40 hrstc = 7.0 hrsPorosidad (O) = 18 % viscosidad Uo = 1.5 cps. Bo = 1.06 By/Bn Qo = 519 Bn/Dia Espesor de arena (h) = 25 piesCompresibilidad total Ct = 13 x 10-6

Calcular :1) La presión fluyente Pwf 2) La Presión estática del yacimiento Pe3) La permeabilidad del yacimiento K ; 4) Daño de la formación S

Ecuaciones básicas

Aplicar las siguientes ecuaciones:

K = 162.6 x Q x U x Bo / m x h

m = 162.6 Q U Bo / K h

m = pendiente de la parte de la curva semilog de Horner , estabilizada P1hr - Pwf KS = 1.151 { ------------------- - log ( ------------------ ) + 3.23 ] m O U C rw 2

Dp daño = 0.87 m x S

IP = Q / Pe - Pwf

PROBLEMA 3

PRUEBA DE RESTAURACION DE PRESION

PROBLEMA 3 De una prueba de restauración de presión se obtuvo la siguiente gráfica de Horner

Problema 3

DATOS DE LA PRUEBA :

Qt = 2500 B/d tp = 13.630 hrs Porosidad (O) = 18 %

Uo = 1.2 cps rw = 0.29 pies h = 69 piesBo = 1.136 By/Bn Ct = 13 x 10-6 psi

CALCULAR :

• Permeabilidad (K) de la formación

• La presión estática del yacimiento (Pe)

• Si existe daño (S) en la formación y su valor

• El Indice de Productividad (IPa) actual e índice de Productividad ideal (IPi)

• La eficiencia de flujo del pozo (EF)