obtencion de · una prueba de formacion, asi se conocen comunmente las pruebas dst ~
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---------primero nos indica que-tantopuede variar la tasa de producci6n por
una modi f icaci6n en la presi6n del fonda del pozo y el segundo es una
representaci6n general de la variaci6n de la tasa de producci6n con
la presi6n en el fondo del pozo, pues cubre variaciones de esta pre
si6n desde la presi6n est§tica del yacimi ento ~cuando no habrfa flujo,
hasta una presi6n cero, cuando se tendrfa la m€xima tasa de producci6n,
conocida como potencial de la formaci6n Adem&s nos permite conocer
la variaci6n del fndice de productividad con la tasa de producci6n.
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1. HWICE DE PRODUCTIVIDAD
Para definir el fndice de productividad se deben definir los conceptos
"presion estatica del yacimiento" y "presion fluyente del pozo".
La presion estatica del yacimiento es la presion que habrfa en todo el
yacimiento si estuviera en equilibrio estatico, de ahi su nombre de pre
sion estatica; es decir serla la presion a la cual se estabilizarla el
yacimiento si todos los pozos que producen de ~l se cerraran. En el ca
so de un yacimiento que se pueda considerar infinito serfa la presion
que habrla en cualquier punto al que no ha podido llegar una perturba
cion de presion ocasionada en alguna de los pOlOS. Existen diferentes
formas de determinar la presion estatica de un yacimiento en un momen
to dado, pruebas de restauracion de presion, pruebas de formacion, cur
vas de produccion del yacimiento, etc. (4,5,6,7), Aunque existen dife
rentes formas de representar la presion estatica de un yacimiento, en
este trabajo se representara por
Por su parte, la presion fluyente del POlO, que se representa por Pwf
(de vlell flowing Pressure), es la presion con que llega el fluido al
fonda del pOlO despues de haber viajado a traves de la formacion.
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Para un yacimiento con unas caracteristicas determinadas el valor del
depende de la cantidad de fluido que esta entregando la formacionPWf
al fondo del pOlO y de l i S caracteristicas del fluido; 0 sea que pa
ra una tasa de produccio dada, q, existe su respectivo valor de Pwf '
La forma mas sencilla de ca1cu1ar Pwf es ap1icando la ley de Darcy 0
tambien se puede obtener de pruebas de f1ujo y pruebas de formacion
(2,5,6,7,8). Para que 1a formaci6n entregue una cantidad, q, de f1ui
do al fonda del POlO debe haber una caida de presion desde la presion
estat i ea del yae i mi ento. P S ~'l ha sta 1 a pres i 6n fl uyented e 1 fonda
del pOlO, ; esta caida de presion se representa co~oPwf
.AP o D.O. (Draw-Down) y. esta dada por:
AP = D.O. = pS (1)
estan dadas en 1pc (kPJ. )
Para cada q habra su O. D.
La relacion entre una tasa de produccian, q, y el diferencia1 de pre
sian, ~p, asociado a ella se conoce como indice de productividad
y se representa por J. De acuerdo con 10 anterior, el fndice de pro
ductividad se puede definir por
qJ
(2)p s
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donde,
J= Indice de productividad, bbls /~lpc (m3/d/KPa)
PS= presion estatica del yacimiento, lpc (KPa)
Pwf= presi6n de fonda fluyente, lpc (KPa)
I De acuerdo con sus un i dades, J se puede interpretar como el aumento
J en la tasa de produccion en barriles por dia (m3/d) ocasionado por el
aumento en un lpc (KPa) del diferencial de presion o el aumento en
la tasa de producci6n por la disminuci6n de la P f \It
en una unidad de
presion)_
Siendo J un indicativo de la variaci6n de q con P f' tambien se pue\'J .
de expresar en forma diferencial como:
(3)J
donde el signo menos se usa para tener en cuenta que la variaci6n de
q es conttaria a la variaci6n de Pwf
En cuanto a las ecuaciones (2) y (3), q puede representar tasa liqui
da total algunas veces y otras tasa de petroleo, pero en ambos casas
las tasas seran medidas a condiciones normales. En este texto q de
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las ecuaciones (2) y (3) se tomara como tasa de petroleo en BN'iB
(mfo) .
La ley de Darcy suponiendo flujo radial y que no hay lona alterada con
tigua a la pared del pOlO esta dada por
q _ ckoh~P (4) -~ hIe
o rw
donde,
t>~
q= tasa de produccion de petroleo, bls/a (m3/d)
c= constante deconversi6n de unidades de campo a absolutas,
7.08 -3x 10 (5.42 x -4)10
Ko= permeabil i dad efecti va del petrol eo md - 2(m ,u'm )
h = espesor de la formacion productora, pies (m)
,6p = caida de presion, lpc (kPa)
Alo = viscosidad del petrol eo, cp (mPa.s)
re = radio de drenaje, radio exterior del yacimiento, pies (m)
rw = radio del POlO, pies (m)
La ecuacion (4) da la tasa de produccion en unidades volumetricas a con
diciones del yacimiento , para llevarla a condiciones normales (60 0 F,
14,7 lpc (273,15 k, 101,5 kPa )) se debe dividir por el factor vo
lumetri co B , quedando entonces o
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• (4a)
donde,
q: -,rasa de produccion a condiciones normales, BN/Cf (m3/d)
Bo = factor volumetrico del petroleo, BV/BN (m3/m3)
Llevando la ecuaci6n (4a) a la ecuacion (2), se tiene:
J = c ko h ¢? /
X 1 /' .:: ~c--=ko::..:..h..!....-__ AoBoln~ . ~ j(oBo'ln t
(5)
Algunas veces, en lugar de hablarse de J se habla de un indice de pro
ductividad especifico, representado por Js y definido por:
(6)
1.1 FACTORES QUE AFECTAN EL INDICE DE PRODUCTIVIDAD (J)
E1 indice de producti'lidad, puede variar con el tiempo y con la tasa
de producci6n y por tanto la mayorfa de las veces no se puede conside
rar constante. La variacion con la tasa de produccion, q. se puede
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analizar de la siguiente manera:
De acuerdo con la ley de Darcy, ecuaci6n (4a), q es directamente pro
porcional a 6 p o sea ,
q :: ckob = constante en un momento dado iP jJ-o Bo Ln n·/r""
La anterior afirmaci6n no es completamente cierta, pues s610 se cUr.lple
cuando el medio es completamente homog~neo y el contenido de fluidos
en cualquier punta de la formaci6n permanece el mismo; estas dos con
diciones diffci lmente se cump l en en el caso real pues por una parte en
la zona cercana al pozo se presenta una discontinuidad ocasionada por
el daAo que ha sufrido la formaci6n durante la perforaci6n y por la zo
na de completamiento la cual implica que el fluido no pueda salir al
fonda del pozo a traves de todos l os canales de f l ujo que tenga la for
maci6n sino que su salida es restringida a las perforaci ones hechas en
el cOr.lpletamiento; esta discontinuidad en el medio hace que se origi
nen perdidas de presi6n adicional'es que no son tenidas en cuenta por
Darcy, y, 16gicamente, al aumentar la tasa de producci6n aumentan estas
perdidas de presi6n, pues aumenta la turbulencia, en consecuencia a1
aumentar q disminuye J; por otra parte ~l aumentar q se debe te
ner una disminuci6n en Pwf ' y cuando esta presi6n este por abajo de
la presi6n de burbujeo, P , empieza a l iberarse gas y este gas li bre b
empezar~ a bloquear el f1ujo de petr61eo, 0 sea de acuerdo a las cur
vas de permeabilidad relativa, Ko disminuir~ , y por tanto q, 10 cual
implica una disminuci6n de J.
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~a variaci6n de J, con el tiempo puede tener la siguiente explicaci6n:
A medida que rasa el tiempo de producci6n;disminuye,la presi6n de los
fluidos en el yacimiento y esto puede hacer que debido a la compresibi
lidad de la formaci6n esta se compacte poco a poco resultando una dis
minuci6n en el tama~o de los canales de flujo a trav~s de la formaci6n
y por tanto una disminuci6n en 1a permeabilidad de l'a misma; aldemas
al pasar el tiempo,el fluido se puede ir haciendo cada vez mas visco
so y pierde poco a poco movilidad; ambas situaciones afectan la tasa
de producci6n negativamente y en consecuencia J disminuira. Finalmen
te, al pasar el tiempo y caer la presi6n del yacimiento cuando ~sta
ya sea menor que Pb empezara a liberarse gas y como vimos antes esto
implica un bloqueo al flujo de petr61eo.
En conclusi6n J permanece constante s610 mientras la presi6n del yaci
miento, PS , no varie demasiado y siempre y cuando Pwf sea mayor que
Pb.
1.2 CLASIFICACION DE LAS FORMACIONES DE ACUERDO AL INDICE DE PRODUC
TIVIDAD.
Aunque , debido a la variaci6n de J con q y con el tiempo, es diffcil
tomar un nivel de referencia para clasificar las formaciones de acuer
do a su indice de productividad; la clasificaci6n se puede hacer te
niendo en cuenta el valor absoluto de J.
Los valores pueden variar desde tan altos como 50 hasta tan bajos como
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·..
•
10.1 0 menos . Una c1asificaci6n m8s 0 menos genera1izada de las for
maciones de acuerdo a su indice de productividad es la siguiente:
/J 1,5 alto>
0,5 L J ~ 1,5 medio I J L 0,5 bajo /
1.3 OBTENCION DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD
Existen diferentes m~todos para obtener J de acuerdo con la defi nici6n
que se ap1ique y 1a informaci6n de que se disponga.
y i.3.l 0btenc; ,on de J a partir de una prl:Jeiba de flujo
Una prueba de f1ujo consiste en determinar qu~ presi6n hay en el fonda. del pozo (Pwf ) cuando 1a formaci6n esta entregando el fluido a una ra
ta dada 0 sea que realizando una prueba de flujo y conociendo la pre
si6n estatica del yacimiento (Ps-) se aplica la ecuaci6n (2) y se obtie
ne J.
Esta foma de evaluar J implica la rea1izaci6n de una prueba de flujo
cada vez que se desee conocer J si tiene en cuenta que varia con el
tiempo y con la tasa de producci6n~ Algunas veces a un tiempo dado,
se supone que no varia con q y en este caso, para este tiempo, bastara
con tener una prueba de flujo,calcular J y suponerlo constante para
cualquiera otro q, ~sta suposici6n es bastante aceptable cuando las
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presiones fluyentes (Pwf ) est~n por encima de 0 cuando se tienenPb
yacimientos que producen por empuje hidr~ulico pues en este tipo de
yacimientos 1a presion permanece mas constante ya que la cantidad,en
volumen, de fluidos que salen a1 fonda del pozo es reemp l azada por un
volumen igual de agua que entra al yacimiento.
y 1.3.2 Obtencion de J de gr~ficos de Vs. qPwf
Un grafico de P f Vs q se conoce como curva de comportamiento de avi ~~====~------~---------------------------------~ ---------fluencia (I P R ). La pendiente de este grafico, si es una recta, es
ta dada por
d P PS l'if Pwf y si es una m = ---- -- = ----- dq q
,, curva estar~ dada por
De acuerdo con la ecuacion (3) el fndice de productividad esta dado por
_ 1J = ---
md P1'1 f
o sea que J es el negativo del inverso de la pendiente de la curva Pwf
Vs q. Si tal curva es una lfnea recta, J sera el mismo para cual
quier valor de q; pero si es una curva J sera el inverso de 1a pen-
di ente de 1 a tangente trazada a 1 a curva P\'~f Vs q en e 1 punta i denti
ficado por un valor de q, 0 sea J depende de q.
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1.3.3 Obtencion de J a partir de pruebas de fonnaci6n
Una prueba de formacion, asi se conocen comunmente las pruebas DST
(Drill Stem Testing), se realiza con el fin de conocer datos como P~
potencial de la formacion, fndice de productividad, dana de la forma
cion,ett. La prueba m~5 simple consta de cuatro etapas que son: baja
da y asentamiento de la herramienta, perfodo de flujo, periodo de cie
rre y desasentamiento y sacada de la herrramienta. El an~lisis de la
prueba se hace con base en los datos tornados por la herramienta, los
cuales aparecen como un gr~fico de PreSion Vs tiempo (6,7).
Supongamos que la carta obtenida por la herrdP.1ienta (bomba Amerada) du
rante una prueba DST tiene una forma similar al gr~fico que aparece en
la Figura 1, el cual indica que la prueba tuvo dos perfodos de cierre
(1) y (2), logicamente siguientes ados perfodos de flujo; el que pre
cedio al primer perfodo de cierrefu~ un perfodo de flujo muy corto el
cual se acostumbra en muchas pruebas de este tipo para tener un buen
valor de ~ y adem~s tener informacion acerca de la forma como res
ponde la formacion a una perturbacion de presion (7). El perfodo de
flujo que precedio al segundo perfodo de cierre (marcado con (2) ) fu~
mas largo y es con base en la informacion de este perfodo que se puede
calcular J.
I Si se grafica la presion de este perfodo , que es Pwf ' en la ordenada
y el tiempo en la abscisa, ambas en escala logarftmica, se ha encontraj
do que se obtiene una curva compuesta por una sucesion de segmentos de
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