Tema 1b - Pgp220

CONTENIDO

1.1 REAS HIDROCARBURIFERAS DE BOLIVIA.

1.2 CLASIFICACIN DE LOS YACIMIENTOS.

1.3 DEFINICIN DE PRODUCCIN.

1.4 CLASIFICACIN DE LOS MTODOS DE PRODUCCIN.

1.5 ESTUDIO DE LOS PARMETROS DE PRODUCCIN.

1.6 ECUACIONES DE CALCULO DEL COMPORTAMIENTO DEL FLUJO

DE FLUIDOS EN FLUJO NATURAL.

1.7 ANLISIS DE LAS PRESIONES EN TUBERAS PARA POZOS QUE

PRODUCEN POR FLUJO NATURAL.

ING. MIGUEL ANGEL POZO VASQUEZ

INGENIERA DE PETRLEO Y GAS NATURAL

PGP 220 - PRODUCCIN I

ESTUDIO DE LOS PARMETROS DE PRODUCCIN



Son los parmetros principales que intervienen en

los procesos de produccin que determinan el

comportamiento del flujo de fluidos y los

regmenes de recuperacin, estos parmetros son:

La relacin de los caudales de produccin en

funcin a los tipos de flujo.

Las variaciones del ndice de productividad (IP),

que son funcin de las presiones del yacimiento.





CALCULO DE LOS CAUDALES DE PRODUCCIN

La relacin de los volmenes de produccin que se recupera de los

yacimientos esta en funcin de las fuerzas naturales de los

reservorios que actan sobre los fluidos para originar su

desplazamiento hacia los pozos productores y en los que la

magnitud de los caudales depende de los siguientes factores:

Tipo de estructuras petrolferas o gasferas.

Propiedades de las rocas.

Propiedades de los fluidos.

Tipo de empuje o energa (Mecanismos de empuje).

En este proceso el movimiento de los fluidos en medios porosos y

permeables estn regidos por ecuaciones basadas principalmente

en las leyes de Darcy que toman diferentes formas segn el tipo de

fluido (agua, petrleo, gas). Dando como resultado los dos tipos de

flujo bsicos (flujo lineal y flujo radial). ING. MIGUEL ANGEL POZO VASQUEZ




LA LEY DE DARCY

Para flujo lineal la ley de Darcy dice que la velocidad de un

fluido homogneo en un medio poroso es proporcional a la

fuerza de empuje (gradiente de presin) e inversamente

proporcional a la viscosidad. Darcy requiere que el fluido se

adhiera a los poros de la roca, sature 100 % el medio y flujo

homogneo y laminar ocurra.





FLUJO LINEAL

Para flujo de petrleo:

= 1,127 103

(1 2)

Donde:

qo = Caudal de petrleo, bbl/da.

k = Permeabilidad absoluta, md.

A = rea de la arena productora,

pies2.

P1 P2 =P = Cada de presin, psi.

o = Viscosidad del petrleo, cp.

L = Longitud de la formacin

productora, pies.





FLUJO LINEAL

Para flujo de gas:

Donde:

qg = Caudal de gas, SCF/Da.


A = rea de la arena productora, pies2.

Tsc = Temperatura estndar, 520 R.

P1 P2 =P = Cada de presin, psi.

g = Viscosidad del gas, cp.

Psc = Presin estndar, 14,7 psi.

L = Longitud de la formacin productora, pies. z = Factor de compresibilidad del gas. Tr = Temperatura del reservorio, R.

= 3,164 103

(12 2

2)





FLUJO RADIAL

Para flujo de petrleo:

Donde:

qo = Caudal de petrleo, bbl/da.

k = Permeabilidad absoluta, md. h = Espesor de la arena productora, pies.

Pe = Presin esttica del yacimiento, psi.

Pw = Presin fondo del yacimiento, psi.

o = Viscosidad del petrleo, cp. re= Radio de drenaje de la arena, pies.

rw = Radio del pozo, pies.

= 7,08 103

( )





FLUJO RADIAL

Para flujo de gas:

Donde:

qg = Caudal de gas, SCF/Da.


h = Espesor de la arena productora, pies.

Pe = Presin esttica del yacimiento, psi.

Pw = Presin fondo del yacimiento, psi.

g = Viscosidad del gas, cp.

z = Factor de compresibilidad del gas.

Tr = Temperatura del reservorio, R.

re= Radio de drenaje de la arena, pies.

rw = Radio del pozo, pies.

= 0,703 (

2 2)





NDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP)

El ndice de productividad (productivity Index) o IP, es

un indicador de la capacidad o habilidad para producir

fluido de un pozo(reservorio).

Se expresa como la relacin entre el Caudal producido

en tanque (Q) y la cada de presin del reservorio.

=

El comportamiento del IP varia con el mtodo de

produccin que se aplique y los rgimenes de flujo natural

o artificial.






En pozos con flujo natural y artificial que producen gas y

petrleo con poco porcentaje de agua:

= +

Para pozos que producen petrleo y agua con poco porcentaje

de gas:

= 7,08 103

+






Para pozos netamente petrolferos con poco porcentaje de gas y agua:

Para yacimientos netamente gasferos:

= 7,08 103

=

2

2 = 0,703





Factor Volumtrico (Bo)

El factor volumtrico es la relacin del volumen de petrleo a condiciones de yacimiento respecto al volumen de petrleo a condiciones de superficie

=.

.

=

=3


ECUACIONES DE CALCULO DEL COMPORTAMIENTO DEL

FLUJO DE FLUIDOS EN FLUJO NATURAL



RELACIN GAS PETRLEO (RGP)

La RGP se define como el volumen de gas producido por

unidad de volumen de petrleo recuperado en boca de pozo.

= .

1 100%

=

100%






RELACIN AGUA PETRLEO (RAP)

La RAP se define como el volumen de agua producido por

unidad de volumen de petrleo recuperado en boca de pozo.

= .

1 100%






PRESIN DE FORMACIN

Se define como la presin originada por el peso de los fluidos contenidos en las arenas productoras por unidad de profundidad.

La gradiente de formacin se define como la presin ejercida por los fluidos por unidad de profundidad.

Las presiones en las formaciones productoras pueden ser normales cuando sus gradientes varan entre 0,433 a 0,465 psi/pie.

Las presiones anormales son aquellas cuyas gradientes son mayores a 0,465 psi/pie.

=


PRESIN DE HIDROSTTICA

La presin hidrosttica es la presin ejercida por una columna de fluido estacionaria (que no est moviendo).

h 052,0H.P.

Donde:

P.H. = Presin hidrosttica, psi.

= Densidad del fluido, LPG.

h = Profundidad vertical verdadera, pies.

h 42,1H.P.

Donde:

P.H. = Presin hidrosttica, psi.

= Densidad del fluido, gr/cm3.

h = Profundidad vertical verdadera , m.










PRESIN DE FONDO FLUYENTE

Se define como la presin que impulsa al fluido desde el

fondo del pozo a la superficie.

La presin de fondo fluyente es la suma de la presin en boca

de pozo y perdidas de presin por friccin que se presenta en

todo el sistema de circulacin.


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