Comportamiento de un pozo.

La historia de cada pozo contiene una acumulación de

datos cronológicos detallados al día. La historia, archivada

diligentemente, comienza con la proposición,

recomendaciones, autorizaciones, plano de locación,

programa de perforación y presupuestos formulados

internamente por las dependencias de la empresa y las

solicitudes ante los despachos gubernamentales

jurisdiccionales correspondientes y las aprobaciones

respectivas. Podría decirse que toda esta documentación

básica constituye la partida de nacimiento del futuro pozo

productor.

El segundo capítulo de la historia cubre la perforación

de la locación, con todos los detalles de las incidencias

ocurridas durante las diferentes operaciones realizadas

para abrir el hoyo hasta la profundidad deseada y terminar

el pozo oficialmente en los intervalos y formaciones

finalmente seleccionadas. De aquí en adelante, el pozo

adquiere identificación numérica, o cédula de identidad,

como descubridor o como un productor más del campo

respectivo. La historia queda registrada en el Informe Diario

de Perforación y en los escritos complementarios que se

anexan al archivo del pozo.

El tercer capítulo de la historia abarca la vida

productiva del pozo. Representa el correr del tiempo, todos

los altibajos manifestados por el pozo y las rehabilitaciones

y reacondicionamientos practicados al pozo para mantener

su productividad económica. Allí, cronológicamente, está

escrita su producción de petróleo, gas y/o agua; relación

gas-petróleo y agua; gravedad del crudo, porcentaje de

sedimentos; producción acumulada de fluidos, medición de

presiones en el cabezal; mediciones de presiones y

temperatura de fondo; niveles de fluido; productividad; vida

productiva del pozo por flujo natural, bombeo mecánico o

hidráulico, levantamiento artificial por gas; relación e

importancia del pozo como punto de drenaje individual en

el yacimiento o en conjunción con otros pozos vecinos;

expectativas de su límite económico de productividad.

El cuarto capítulo de la historia puede ser el abandono

definitivo, o partida de defunción, del pozo. Sin embargo, el

cuarto capítulo puede comenzar con una nueva etapa de

utilización y cambio de clasificación del pozo, ya que se

pueden presentar varias alternativas antes de abandonarlo.

Por ejemplo: el pozo puede ser convertido en inyector de

gas o de agua.

Su estado como productor puede continuar por

determinación en un yacimiento superior o inferior, distinto

al de la terminación original. El pozo podría ser usado para

la perforación más profunda en busca de nuevos

yacimientos. O podría ser utilizado como punto de

observación y control del comportamiento del yacimiento

Aspectos mecánicos de un pozo.

• Geográficos: Ubicación del yacimiento y detalles de

identificación y acceso. Relación geográfica con otros

campos y/o ciudades y pueblos. Mapa.

• Geológicos: Reseña sobre métodos de exploración que

condujeron al delineamiento, interpretaciones y

correlaciones. La columna geológica. Geología del subsuelo.

Origen, migración y entrampamiento de los hidrocarburos.

Características generales y específicas de los estratos

productores. Secciones y correlaciones. Mapas isópacos.

Estimaciones de acumulaciones de hidrocarburos en sitio.

Observaciones y cambios basados en la obtención e

interpretación de datos derivados de pozos terminados

últimamente.

• Petrofísicos: Características de los estratos productores.

Profundidad. Espesores. Arena neta. Porosidad.

Permeabilidad. Presión. Temperatura. Saturación.

Características de los fluidos. Contactos de los fluidos.

• Producción: Correlaciones de análisis de relaciones

presión-volumen-tempera- tura de los fluidos al correr el

tiempo. Comparaciones e interpretaciones de pruebas de

pozos, mensura de presión y temperatura general de

presión de fondo de sectores o de todo el yacimiento.

Preparación e interpretación de gráficos de producción

(petróleo-gas-agua) versus tiempo y/o presión para apreciar

declinaciones y tendencias. Aplicaciones de fórmulas

matemáticas y modelos para determinar y comparar

declinaciones y tendencias y formular proyecciones sobre el

comportamiento futuro del yacimiento. Análisis del

comportamiento de extracción primaria de hidrocarburos y

posibles aplicaciones futuras de métodos y mecanismos

para vigorizar la productividad del yacimiento por la

inyección de gas y/o agua u otros fluidos o aplicaciones

térmicas. Estimaciones de reservas.

• Económicos: Consideración de inversión y gastos.

Rentabilidad de la producción. Modelos económicos y

alternativas para el desarrollo y continuidad de producción

del yacimiento en las diferentes etapas de extracción

primaria y vigorizada.

• Mercado: Calidad y rendimiento de derivados. Opciones

de venta de crudos y/o derivados localmente o al exterior.

Recomendaciones para resolver un

problema detectado.

Fuga en la tubería de producción, la tubería de revestimiento o el empacador.

Los registros de producción, tales como los registros de temperatura e inyectividad, pueden ser suficientes para diagnosticar estos problemas. Las soluciones habitualmente

incluyen inyección forzada de fluidos de aislamiento y el aislamiento mecánico.

Flujo detrás de la tubería de revesti miento.

Las fallas en la cementación primaria o la creación de un espacio intersticial debido a la producción de arena puede hacer que el agua fluya detrás de la tubería de revestimiento en el espacio anular. Los registros de temperatura o de activación de oxigeno permiten detectar el flujo de agua detrás de la tubería de revestimiento. Los fluidos de aislamiento pueden proporcionar una solución.

Contacto agua/petróleo (CAP) despla zado en sentido ascendente.

Habitualmente, este fenómeno está asociado con la presencia de permeabilidad vertical limitada, generalmente inferiora 1 mD, con permeabilidades verticales más altas, el fenómeno de conificación (7) es más probable. En los pozos

verticales, el problema puede resolverse mediante el aislamiento mecánico de la parte inferior del pozo. En los pozos horizontales, no existe ninguna solución en la zona vecina al pozo y es probable que se requiera un pozo de re-entrada.

Capa de alta permeabilidad sin flujo transversal.

La presencia de una barrera de lutitas por encima y por debajo de la capa productora suele ser la causa de esta condición. La ausencia de flujo transversal facilita la resolución de este problema mediante la aplicación de fluidos de aislamiento rígidos o de aislamiento mecánico ya sea en el pozo inyector o en el pozo productor

Fisuras entre el pozo inyector y el pozo productor

En formaciones fisuradas naturalmente, el agua puede incursionar rápidamente en los pozos de producción. El problema puede ser confirmado a través de pruebas de

presiones transitorias y trazadores entre pozos. La aplicación de un fluido de aislamiento en el pozo inyector de agua puede ser efectiva sin afectar adversamente las fisuras que contribuyen a la producción de petróleo

Fisuras o fracturas y una capa de agua subyacente (conifícación 2D).

Se produce agua desde una zona de agua subyacente a través de fisuras naturales. Un problema similar ocurre cuando las fracturas hidráulicas penetran verticalmente en una capa de agua. La aplicación de fluidos de aislamiento puede resultar efectiva para este problema

Conifícación o formación de cúspide

La producción acarrea agua hacia arriba, en dirección al pozo. Una capa de gel colocada por encima del cono puede resultar efectiva en lo que respecta a retardar el proceso de conificación. No obstante, para lograr efectividad, se requiere habituahnente un radio de colocación del gel de 15 m [50 pies] como mínimo, lo que a menudo limita la viabilidad económica del tratamiento. Como alternativa con respecto a la colocación de gel, se puede perforar un nuevo pozo lateral cerca del tope de la formación, aumentando la distancia desde el contacto agua/petróleo y reduciendo la caída de presión, elementos ambos que reducen el efecto de conificación. La aplicación de una técnica de producción de drenaje dual también puede ser un tratamiento efectivo.

Barrido areal pobre.

Este problema suele estar asociado con la heterogeneidad de la permeabilidad areal pobre o con la anisotropía; resulta particularmente severo en ambientes con canales de arena. Una solución es desviar el agua inyectada fuera del espacio poral ya barrido. Otra forma de acceder al petróleo no barrido es agregando tramos late-rales de drenaje a los pozos existentes o mediante la perforación de pozos de relleno

Capa segregada por gravedad

En capas prospectivas potentes, con buena permeabili-dad vertical, el agua, proveniente de un acuífero o bien de un proyecto de inyección de agua, es segregada por gravedad y barre solamente la parte inferior de la formación. El aislamiento de los disparos inferiores en los pozos de inyección o producción a menudo sólo tiene efectos marginales; en última instancia predomina la segregación por gravedad. Si se produce esta situación, los pozos de producción experimentarán conificación. Es improbable que los tratamientos con gel proporcionen resultados duraderos. Para acceder al petróleo no barrido puede resultar efectiva la perforación de pozos de drenaje laterales adicionales. Los fluidos de inundación viscosos energizados, la inyección de gas o la utilización alternada de ambas técnicas también puede mejorar la eficiencia de barrido vertical

Capa de alta permeabilidad con flujo transversal

A diferencia del caso sin flujo transversal (4), la presencia de flujo transversal impide la implementación de soluciones que modifican los perfiles de producción o de inyección sólo en la zona vecina al pozo. La utilización de gel de penetración profunda puede proporcionar una solución parcial

Comportamiento de producción en la

vida de un pozo.

La curva de declinación es simplemente un trazo sobre

el comportamiento histórico de producción con respecto al

tiempo. Conociendo los gastos futuros de producción por

pozo es posible determinar la producción futura total de un

yacimiento cortado por dichos pozos y por ende las

reservas probadas de esta formación en particular. La curva

de la producción histórica de un pozo yacimiento, campo

etc. Nos brinda mucha información. La cual mediante su

interpretación correcta nos da la oportunidad de tomar

acciones y medidas correctivas y preventivas buscando

alargar la vida productiva lo más posible.

Los principales períodos de Declinación de un pozo

productor son:

1. Declinación transitoria.

2. Declinación en estado pseudo estacionario.

Así mismo dentro de la Declinación en estado Pseudo

estacionario se encuentran otros tres tipos de declinación

Estas declinaciones son:

Exponencial

Hiperbólica

Armónica

La Declinación Transitoria.

Se considera una declinación natural causada por la

expansión el aceite, gas y agua en una región de drene con

un incremento continuo del radio de drene. Al abrir un pozo

se altera el estado de equilibrio del yacimiento y se crea

una respuesta de presión del pozo.

El disturbio de presión se propaga gradualmente lejos del

pozo, incrementando el área de drene del pozo. Conforme

el disturbio de presión se propaga hacia las fronteras

externas del yacimiento, las condiciones de producción

cambian rápidamente en función del tiempo.

Declinación en estado Pseudo Estacionario.

Como un conjunto o serie de producciones en estado

estacionario para describir el comportamiento del pozo.

El Rango de Declinación de la presión depende de:

Rapidez con la que los fluidos son producidos.

Expansión de los fluidos del yacimiento.

Compactación del volumen de poros.

El efecto más importante de la declinación es el deterioro

del comportamiento de afluencia reflejado mediante la

presión media del yacimiento y el incremento de la

resistencia de flujo.

Declinación Exponencial.

La declinación exponencial consiste en la declinación

de la producción a porcentaje constante y esto se debe a la

expresión matemática o ecuación exponencial que la

define, básicamente es también la relación que existe entre

los gastos de producción y la producción misma en un

periodo de tiempo especifico.

Por otra parte en este grafico de producción de

hidrocarburo versus tiempo para un pozo determinado,

puede realizarse una extrapolación hacia futuro para así

poder tener conocimiento acerca de los gastos de

producción a futuro. De esta manera conociendo dichos

gastos, es muy probable determinar la producción neta o la

reserva de un yacimiento determinado.

Declinación Hiperbólica.

Esta declinación se debe al resultado que producen

todos los mecanismos de empuje tanto naturales como los

inducidos que conducen a una disminución en la presión del

yacimiento y esta a su vez se relaciona con los cambios

generados por la expansión del petróleo levemente

compresible.

La ecuación utilizada en este caso es la siguiente:

-b = (q/(dq/dt))/dt

El termino b representa a una constante de

declinación la cual es positiva y está en un rango de 0 a 1.

Si esta ecuación se integra dos veces obtenemos lo

siguiente:

q = qi * (1 + Di*bt) exp (-(1/b))

En este caso Di es la velocidad de declinación en el

momento en que el gasto qi predomina, y el tiempo t es el

lapso que tarda en reducirse el gasto desde qi a q.

Finalmente se puede realizar una relación directa

entre la producción de hidrocarburos (Np), la velocidad de

de declinación de producción (D) y los gastos (q) realizados

en un tiempo t determinado.

Básicamente la ecuación de este tipo de declinación

puede quedar finalmente expresada como:

% de declinación = -(100*D)/ (1 – Dbt)

Declinación Armónica

Hay veces en que la producción puede ser manejada

principalmente por la segregación gravitacional, en este

caso la velocidad de declinación (D) es directamente

proporcional al gasto (q).

La declinación armónica es un caso particular de la

declinación hiperbólica, en este caso el valor de la

constante de declinación (b) es igual a 1.

Las ecuaciones anteriores son similares a las de

declinación hiperbólica solo que el término b se supone 1,

la ecuación final de este tipo de declinación queda:

% de declinación = -(100*D)/ (1-Dt)

Tanto para la curva de declinación hiperbólica como

para la armónica, la ecuación para determinar el tiempo t

se expresa de la siguiente manera:

t = (1/Di) * [(qi/L*E)exp(2) – 1].

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN

INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA Y

ADMINISTRACIÓN INDUSTRIAL

Facilitadora:

Esparragoza, Yimi.

Producción II

Elaborado por:

Br. Patete, Nancy.

C.I.: 18.298.516

Barcelona, 05 de Abril del 2010