UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
“ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS DE BUILD UP DE POZOS QUE
ESTÁN BAJO EL PUNTO DE BURBUJA EN UN CAMPO DE
EP. PETROECUADOR”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGA EN PETRÓLEOS
LISBETH VERÓNICA PUPIALES AMAGUAÑA
DIRECTOR: ING. JAIME GUERRA
DECLARACIÓN
Yo LISBETH VERÓNICA PUPIALES AMAGUAÑA, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________ Lisbeth V. Pupiales A.
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis de las pruebas de build up de pozos que están bajo el punto de burbuja en un campo de EP. Petroecuador
”, que, para aspirar al título de
Tecnóloga en Petróleos fue desarrollado por Lisbeth Verónica Pupiales Amaguaña, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.___________________
Ing. Jaime Guerra DIRECTOR DEL TRABAJO
DEDICATORIA
Desde que tengo uso de razón todo lo dedico a MIS PADRES: José y Clemencia y ésta no será la excepción, pues son ellos y mi ñaño la razón de
mi existir.
Mi mami que con el mejor amor del mundo me ha inculcado los valores desde siempre; mujer de carácter fuerte pero alma gemela de Dios, mi única
y mejor amiga.
Mi papi, con su carácter dócil pero siempre firme en sus consejos, es el hombre que alguna vez me dijo: “Nunca digas, no puedo”, así lo haré papi,
así lo haré…
A mi hermano Jhony porque el también ha sido mi inspiración y mi apoyo en cada momento de mi vida.
A mi ñañito que desde el cielo me ves y cuidas de nuestra familia.
Y por último pero no con menos importancia a la Danita que llegó para brindarnos alegría, mi chiquita linda a ti también te dedico cada uno de mis
AGRADECIMIENTO
Mi profundo agradecimiento a Dios por permitirme obtener un logro más en mi vida.
A mis padres por la dedicación, comprensión y el apoyo incondicional, todo lo que soy, sin excepción alguna es gracias a ustedes.
A Jhony gracias por tu cariño y preocupación.
Al Ing. Jaime Guerra por sus consejos en mis desaciertos, su guía en éste proyecto y en las clases impartidas me han sido y serán útiles a la hora de
responder como profesional.
Y a todos quienes de una u otra manera estuvieron conmigo a lo largo de mi carrera.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN ix
SUMMARY xi
CAPÍTULO I 1
1.- INTRODUCCIÓN 1
1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1 1.2.- OBJETIVO GENERAL 2 1.3.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2 1.4.- JUSTIFICACIÓN 2 1.5.- UBICACIÓN DEL ÁREA PICHINCHA EN EL CAMPO LIBERTADOR. 3 1.6.- POES, FACTOR DE RECOBRO Y RESERVAS DEL ÁREA PICHINCHA 4 1.6.1.- POES: 4 1.6.2.- FACTOR DE RECOBRO: 6 1.6.3.- RESERVAS DEL ÁREA PICHINCHA 7 1.7.- ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS 8 1.8. - CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS 9 1.9.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN 9 CAPÍTULO II 13
2. MARCO TEÓRICO 13
2.1.- PROPIEDADES DE LA ROCA 13
2.1.1.- POROSIDAD 13
ii
2.1.3.- SATURACIÓN 16
2.1.4.- EFECTO DE LA PRESIÓN SOBRE LA ROCA 17
2.2.- PROPIEDADES DEL FLUIDO 18
2.2.1.-PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO 18
2.2.1.1.- Gravedad api 18
2.2.1.2.- Peso específico 19
2.2.1.3.- Viscosidad del petróleo 19
2.2.2.- PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS 20
2.2.2.1.- Viscosidad 20
2.2.2.2.- Gravedad específica 20
2.2.2.3.-Transmisibilidad 21
2.3.- TIPOS DE FLUJO 21
2.3.1.- FLUJO ESTABLE 21
2.3.2.- FLUJO INESTABLE 22
2.3.3.- FLUJO PSEUDOESTABLE 22
2.4.- DIAGRAMA DE FASES DE FLUJO 23
2.5.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS 27
2.5.1.- EMPUJE DE AGUA 28
2.5.2.- POR GAS EN SOLUCIÓN 29
2.5.3.- POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL 30
2.5.4.- EMPUJE POR EXPANSIÓN LÍQUIDA 32
2.6.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN 32
2.7.- PRUEBAS DE PRESIÓN 32
2.7.1.- ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN 33
2.7.2.- ANÁLISIS DE LA CURVA DE PRESIÓN BUILD UP 34 2.7.3.-DESARROLLO DEL ANÁLISIS DE LA PRUEBA DE
RESTAURACIÓN DE PRESIÓN MEDIANTE EL MÉTODO HORNER 39 2.7.4.- RESULTADO DEL ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS DE
iii
CAPÍTULO III 51 3.- METODOLOGÍA 51 3.1.- HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL ÁREA PICHINCHA 51
3.2.- PRESIONES 51
3.2.1.- HISTORIAL DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN (BUILD UP) 52 3.3.1.1.- Comportamiento de la presión del Reservorio “U” inferior 53 3.3.1.2.- Comportamiento de la presión del Reservorio “T” 54
3.4.- SELECCIÓN DE POZOS 55
3.4.1.-HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PICHINCHA – 05 56 3.4.2.- HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PICHINCHA-12 56 CAPÍTULO IV 59 4.- ANÁLISIS DE RESULTADOS 59 4.1.- ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS DE LAS PRUEBAS DE
BUILD UP 59
4.1.1.- ANÁLISIS DEL POZO PICHINCHA- 05 60
4.1.1.1.- Interpretación de la prueba de restauración de presión 63
4.1.2.- ANÁLISIS DEL POZO PICHINCHA 12 T 68
4.1.2.1-Interpretación de la prueba de restauración de presión 69 CAPÍTULO V 74 5.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 74
5.1.- CONCLUSIONES 74
5.2.- RECOMENDACIONES 76
GLOSARIO DE TÉRMINOS 77
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1.- Ubicación del Campo Libertador en el Ecuador 4
Figura 1.2.- Mecanismo de Producción - Reservorio T 10
Figura 1.3.- Mecanismo de Producción - Reservorio Ui 11
Figura 2.1.- Permeabilidad 15
Figura 2.2.- Compresibilidad de la roca 17
Figura 2.3.- Flujo Inestable 22
Figura 2.4.- Diagrama de fases 25
Figura 2.5- Empuje de agua 28
Figura 2.6- Empuje por expansión de fluidos 30
Figura 2.7.- Empuje por Segregación Gravitacional 31
Figura 2.8.- Etapas de la prueba de restauración 35
Figura 2.9.- Comportamiento de tasas de producción en una prueba de restauración. 36
Figura: 2.10.- Región de tiempos Intermedios. Gráfica de Horner 37
Figura 2.11.- Forma de la región de tiempos tardíos 38
Figura 2.12.- Comportamiento del radio de Investigación 39
Figura 2.13.- Gráfica de la Ecuación de Horner 41
Figura 2.14.- Prueba de Restauración de Presión 44
Figura 2.15.- Factor de Daño Skin 46
v
Figura 3.2.- Comportamiento de la presión del yacimiento “T” 54
Figura 3.3.- Ubicación de los pozos seleccionados 55
Figura 3.4.- Historial de producción del pozo Pich-05 56
Figura 3.5.- Historial de producción del pozo Pich-012 57
Figura 4.1.- Prueba de producción del pozo Pich-05 UI 61
Figura 4.2.- Prueba de restauración de presión 66
Figura 4.3.- Curvas IPR del pozo Pichincha 05 66
Figura 4.4. – Prueba de restauración de presión del pozo Pichincha-12 71
vi
INDICE DE TABLAS
Tabla 1.1.- Reservas y factor de recobro del campo Libertador 7
Tabla 1.2.- Pozos cerrados del área Pichincha 8
Tabla 1.3.- Pozos productores del área Pichincha 9
Tabla 1.4.- Características de los fluidos 9
Tabla 2.1.- Reservorios de gas disuelto 30
Tabla 3.1.- Historial de Build Up por pozo 52
Tabla 4.1.- Datos de prueba de Producción 60
Tabla 4.2.- Parámetros del reservorio 62
Tabla 4.3.- Propiedades de los fluidos 62
Tabla 4.4.- Datos Mecánicos 63
Tabla 4.5.- Resultados de análisis de Build Up de pozo Pichincha 05 64
Tabla 4.6.- Datos de IPR del pozo Pichincha 05 64
Tabla 4.7.- Resultados de IPR del pozo Pichincha 05 65
Tabla 4.8.- Resultados del análisis de Build Up del pozo Pichincha 12 69
vii
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación 1.1.- Cálculo del POES 5
Ecuación 1.2.- Ecuación de Arps 6
Ecuación 2.1.- Porosidad 13
Ecuación 2.2.- Saturación 16
Ecuación 2.3.- Compresibilidad 17
Ecuación 2.4.- Transmisibilidad 21
Ecuación 2.5.- Horner para cálculo de daño 40
Ecuación 2.6.- Índice de Productividad 41
viii
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO N°1.- Fotografías de los pozos pich-05 y pich-12 II
ANEXO N°3.- Historial de producción y workover V
ANEXO 3.1.- Historial de producción del pozo pichincha 05 V
ANEXO 3.2.- Historial de workover del pozo pichincha 05 XIII
ANEXO 3.3.- Historial de producción del pozo Pichincha 12 XIV
ANEXO 3.4.- Historial de workover del pozo Pichincha 12 XX
ANEXO N° 4.- Well Test XXI
ANEXO 4.1.- Aplicaciones del software “Well test” XXI
ix
RESUMEN
La caracterización de los yacimientos se realiza mediante diferentes técnicas como interpretación de pruebas de presión, registros, análisis de núcleos, sismicidad, interpretación de pruebas de pozo, entre otras. Las pruebas de presión constituyen una herramienta clave para la obtención de los parámetros característicos de los yacimientos de hidrocarburos.
La prueba más comúnmente usada es la prueba de restauración de presión o Buildup, que registra valores de presiones mientras el pozo se encuentra sin flujo, habiendo sido cerrado luego de un periodo de tiempo de haber producido mientras se realizaba una prueba de producción. Con los datos de presión, tiempo y temperatura capturados por un sensor de fondo, se realizan un sin número de procedimientos matemáticos que tendrán como finalidad encontrar parámetros característicos del yacimiento productor que alimenta al pozo, tales como permeabilidad, factor de daño, presión inicial o estática del reservorio, área de drenaje, modelo de reservorio, tipo de flujo, entre otros.
Este proyecto está basado en realizar un: “Análisis de las pruebas de build up de pozos que están bajo el punto de burbuja en un campo de EP. Petroecuador”
x
En el capítulo I, se muestra las generalidades del Área Pichincha. Se presenta la ubicación geográfica, POES, factor de recobro, reservas, estado actual de los pozos, características de los fluidos y mecanismos de producción con los que los pozos producen de manera natural sin tomar en cuenta métodos de recuperación secundaria ó mejorada.
El capítulo II, corresponde a la parte teórica de esta tesis, se presentan las principales propiedades de las rocas y de los fluidos, tales como son la porosidad, la permeabilidad, saturación de la roca con los distintos fluidos, la compresibilidad de la roca. Se explica el diagrama de fases del petróleo indicando las características de un fluido ubicado en los distintos puntos dentro y fuera de la envolvente. Se presenta un instructivo y procedimiento de la prueba de Buildup y el método de Horner.
En el capítulo III, se hace referencia a los historiales de producción, comportamiento de la presión, historial de las pruebas de presión (build up), selección de pozos y a los historiales de producción de los pozos seleccionados.
El capítulo IV, muestra un análisis de cada uno de los resultados generados por el software computacional Well Test, para cada uno de los pozos que se eligieron por encontrarse por debajo del punto de saturación (punto de burbuja)
xi
SUMMARY
The reservoir characterization is performed using different techniques such as interpretation of pressure tests, logs, core analysis, seismicity, well test interpretation, among others.
Pressure tests are a key tool for obtaining the characteristic parameters of reservoir hydrocarbon.
The most commonly test used is the test restoration pressure or Buildup, which records values of pressure while the well is no flow, having been closed after a period of time to have occurred while performing a production test. With the pressure data, time and temperature captured by a sensor fund, made a number of mathematical procedures that will to find characteristic parameters of the producing reservoir that feeds the well, such as permeability, skin factor, initial pressure or static reservoir, drainage area, reservoir model, type of flow, among others.
This project is based on performing an "ANALYSIS OF BUILD UP TEST OF WELLS THAT ARE UNDER THE BUBBLE POINT IN A FIELD OF EP. PETROECUADOR"
In this study analyzed focus on producing wells with free gas deposits, which require different mathematical procedures to those of unsaturated sites (on the bubble point), to find the different features of the reservoir.
In Chapter I, shows the general area of Pichincha, indicated the geographic location, POES, recovery factor, reserves, current status of the wells, fluid characteristics and production mechanisms with which the wells produce naturally without taking into account secondary recovery methods or improved.
xii
in the various points within and outside the enclosure. Present an instructive and test procedure Buildup and Horner method.
In Chapter III, refers to the production history, pressure behavior, a history of pressure tests (build up), selection of wells and production history of the selected wells.
Chapter IV presents an analysis of each of the results generated by computer software Well Test, for each of the wells were chosen because they were below the saturation point (bubble)
1
CAPÍTULO I
1.- INTRODUCCIÓN
El objetivo principal de ésta tesis es, analizar las pruebas de Build Up de pozos que están bajo el punto de burbuja, en pozos pertenecientes al campo Libertador.
Este análisis permitirá determinar alternativas de producción para pozos con la característica mencionada anteriormente, ya que los datos de presión y temperatura obtenidos de las pruebas de Build Up, darán la idea de cómo se encuentra el pozo en tiempo presente, por lo que se podrá definir mediante el respectivo análisis cuál es la realidad de los yacimientos del campo Libertador. Al contar con los resultados del análisis de las pruebas de Build Up, de los pozos seleccionados, finalmente se considera generar recomendaciones que permitan mejorar la recuperación de petróleo en pozos que están bajo el punto de burbuja.
La gran necesidad de incrementar la producción en el Distrito Amazónico, ha llevado a proponer éste análisis ya que el caudal que un pozo puede producir depende de las condiciones en que se encuentre el yacimiento.
1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Inicialmente en el campo Libertador, la mayoría de pozos producían a flujo natural, porque la presión del yacimiento era (3710psi, 3805 psi y 3910psi para “U” sup., “U” inf. y “T” respectivamente), óptima para producir y trasladar el fluído hacia la superficie.
2
pozo no cuenta con la energía suficiente para levantar el fluido hacia la superficie.
En este caso se tiene dos pozos donde la presión del yacimiento se encuentra bajo la presión de burbuja, por consiguiente esto implica que se trabaje con nuevos sistemas de producción para manejar el gas libre y el petróleo porque, mientras haya una caída de la presión del yacimiento, el gas seguirá liberándose sin tener una apropiada recuperación del petróleo, llegando al límite de cerrar el pozo, considerando que aún quedaría mucho petróleo por recuperar.
1.2.- OBJETIVO GENERAL
Realizar el análisis de las pruebas de Build Up, de pozos que están bajo el punto de burbuja en el campo Libertador.
1.3.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar el comportamiento de la presión de los pozos que están bajo el punto de burbuja en el campo Libertador
Identificar los valores de la permeabilidad del yacimiento, factor de daño, la presión a la que está fluyendo el pozo y la presión estática. Considerar recomendaciones que aporten al desarrollo productivo de
los pozos en mención, y a mejorar su factor de recobro, en base a las pruebas de presión.
1.4.- JUSTIFICACIÓN
3
que hasta octubre del presente año continua produciendo 10754.73 bls/d (Con el aporte del Área Pichincha de 3435.74 bls/d).
Este campo es uno de los más importantes del país, la presión del mismo ha ido declinando con el transcurso del tiempo, hasta alcanzar la presión de saturación o punto de burbuja (“Ui” 1240; “T” 900, según reportes de PVT realizados por EP. PETROECUADOR) en casos como los pozos Pichincha 05 y Pichincha 12, por lo cual se considera imprescindible analizar los pozos que se encuentran bajo el punto de burbuja, ya que el tener pozos que están bajo el punto de burbuja significa que no se cuenta con una producción apropiada de petróleo.
Para esto se realizará un análisis de build Up en el que se va a aplicar el método Horner, el mismo que permitirá predeterminar los parámetros del yacimiento y dependiendo de los datos obtenidos en las pruebas de restauración de presión, se determinará las posibles soluciones y recomendaciones para mejorar la recuperación de petróleo en pozos donde la presión del yacimiento está bajo el punto de burbuja.
1.5.- UBICACIÓN DEL ÁREA PICHINCHA EN EL CAMPO
LIBERTADOR.
El área Pichincha, está localizada en la región amazónica del Ecuador, en la provincia de Sucumbíos, sector Pacayacu, al sur del campo Libertador (Figura 1.1), con las siguientes coordenadas geográficas:
Latitud: 00º 06‟ 00‟‟ Norte - 00º 04 “00” Sur Longitud: 76° 33 “00” Este-76° 36 “30” Oeste
4
Figura 1.1.- Ubicación del Campo Libertador en el Ecuador
Fuente: EP. PETROECUADOR,(2011). Informe general del Campo Libertador
Las principales arenas productoras de petróleo del área Pichincha, pertenecen a la formación Napo (Usuperior, Uinferior y T).
1.6.- POES, FACTOR DE RECOBRO Y RESERVAS DEL ÁREA
PICHINCHA
En el campo Libertador se considera los parámetros del POES, del factor de recobro y de las reservas del informe realizado por el departamento de yacimientos de EP. PETROECUADOR, denominado: “Actualización de Mapas y cálculo de Petróleo in Situ" a Mayo 2009.
1.6.1.- POES:
5
POES
7758
*
V
r*
e*
(
1
Sw
)
1.1Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009
Donde:
Vr: volumen de la roca (Acre-pie) : Porosidad efectiva de la roca (%) Sw: saturación de agua (%)
7758: factor de conversión (Bls/Acre-pie)
Los parámetros para los yacimientos “T” y “Ui” son los siguientes: Reservorio T
El POES estimado para éste yacimiento es de 458.000.000 Bls y se lo ha calculado con los datos descritos a continuación:
- Área= 137.400 acres - Espesor = 23,61’ - Porosidad = 15,03%
- Saturación de agua= 25,13%. Reservorio “U” inferior
Se estima que el POES para éste yacimiento es de 585.400.000 Bls, en base a los siguientes datos:
- Área= 177.799,38 acres. - Espesor = 29,64’.
- Porosidad = 13,37%
6 1.6.2.- FACTOR DE RECOBRO:
Es la relación expresada en porcentaje que existe, entre el hidrocarburo que puede ser recuperado de un yacimiento y el hidrocarburo original insitu, que en los yacimientos de “T” es 31% y “Ui” es 41% respectivamente, y fueron calculados con la ecuación 1.2:
1741 . 0 3722 . 0 0979 . 0 1611 . 0
)
1
(
815
,
41
%
Pa
Pb
Sw
o
Sw
RE
1.2
Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009
Donde:
%RE: Eficiencia de recuperación, porcentaje : Porosidad, fracción
Sw: Saturación de agua connata, fracción Βob: FVF al punto de burbuja, bl/STB
Κ: Permeabilidad promedio de la formación, Darcys µ: Viscosidad del petróleo al punto de burbuja, cp Pb: Presión al punto de burbuja, psi
Pa: Presión de abandono
Para cada reservorio se han realizado las siguientes consideraciones: Reservorio T
Con los siguientes datos, el factor de recobro calculado es de 31% - =15,03%
- Sw= 25,13% - Βob= 1,2307 bl/STB - K= 600 mD
7 Reservorio “U” inferior
Con los datos siguientes, el factor de recobro calculado es de 41%. - = 13,37%
- Sw= 17,56% - Βob= 1,2362 bl/STB - K= 641 mD
- µ= 4,98 cp; Pb= 1240 psi
1.6.3.- RESERVAS DEL ÁREA PICHINCHA
Las reservas son volúmenes de hidrocarburos existentes en el yacimiento y factibles de recuperación. En base a la definición expuesta en el párrafo anterior y a los datos obtenidos del archivo técnico de EP. PETROECUADOR del Informe denominado: “Actualización de mapas y cálculo de reservas” a Mayo 2009, se estima que las reservas Originales del campo Libertador ascienden a 440.227,136 Bls, de las cuales para este proyecto se tomará en cuenta las reservas de los yacimientos “Ui” y “T”. Como se indicará en la tabla 1.1.
Tabla 1.1.- Reservas y factor de recobro del campo Libertador
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
RESERVAS DEL CAMPO LIBERTADOR
YACIMIENTO POES FR
(INICIAL) API
RESERVAS ORIGINALES PRODUCCIÓN ACUMULADA BLS RESERVAS REMANENTES BLS PROBADAS BLS TOTALES BLS
T 458.000.000 31,00% 31,80 141.980.000 141.980.000 93.944.389 48.035.611
U INF 585.400.000 41,00% 27,90 263.430.000 263.430.000 199.096.743 64.333.257
8
1.7.- ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS
En base a las reservas originales expuestas en la tabla 1.1, en el área Pichincha se han perforado 14 pozos (12 verticales y 2 direccionales), iniciando su vida productiva con el pozo PICH 01, el 6 de enero de 1985, cabe indicar que, la completación inicial para cada pozo fue la siguiente: En el reservorio “T”, inicialmente se completaron para producir los pozos: Pich-03, Pich-06, Pich-10, Pich-11, Pich-12.
En el reservorio “Ui”, fueron completados inicialmente los pozos Pich-01, Pich-02, Pich-04, Pich-05, Pich-07, Pich-08, Pich-09, Pich-13D, Pich-14D. Los pozos Pich-01 y Pich-11 correspondientes a los reservorios “Ui” y “T” respectivamente, han sido rediseñados su completación para convertirlos en reinyectores de la arena Tiyuyacu, por su alto corte de agua.
En el cuadro adjunto se detallan los 7 pozos que están cerrados por motivos diferentes:
Tabla 1.2.- Pozos cerrados del área Pichincha
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
POZOCERRADO CAUSA
Pich-03 Cerrado por problemas mecánicos- E. W.O
Pich-04 Cierre de pozo por alto BSW
Pich-05 (Presión bajo el punto de burbuja), E. W.O por bajo aislamiento.
Pich-06 Cierre de pozo por alto BSW (queda sin completación).
Pich-10 Cierran pozo por alto corte de agua
Pich-12 (Presión bajo el punto de burbuja); No hay aporte, suspenden operaciones después de estimulación sin éxito.
9
Por lo tanto se deduce que actualmente (noviembre 2011) se cuenta con la producción de 5 pozos como se indica a continuación:
Tabla 1.3.- Pozos productores del área Pichincha
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
1.8. – CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS
Las características de los fluidos del Área se presentan en la tabla 3.1, en la que se puede apreciar los parámetros PVT de los fluidos, bajo los siguientes rangos:
Tabla 1.4.- Características de los fluidos
Fuente: EP. PETROECUADOR,(2011). Informe general del Campo Libertador
1.9.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
Los mecanismos de producción del Área Pichincha correspondientes a los yacimientos “T” y “Ui” se detalla a continuación:
POZO PRODUCTOR
RESERVORIO SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
TIPO DE BOMBA
Pich-02 “Ui” Electrosumergible (BES) DN-725
Pich-07 “T” Electrosumergible (BES) P47X
Pich-08 “Ui” Electrosumergible (BES) P62X
Pich-09 “Ui” Electrosumergible (BES) P12XH6
Pich-13 “Us” Electrosumergible (BES) TD-300
ÁREA ZONA Pb (Psi) Tf (°F) °API GOR ( PCS/BF)
Boi
(BL/BF)
GG(aire
=1)
PICHINCHA
U inf 1243 227 28 281 1,22 1,25
10 Reservorio T
La Figura 1.2 corresponde al proceso de graficar la relación, presión promedio actual a presión inicial del yacimiento, contra el factor de recobro donde se aprecia el comportamiento del pozo Pich-12 que indica estar dentro de la aglomeración cercana a la curva correspondiente al mecanismo de empuje de gas en solución (curva de color rojo). Dentro de los estudios y análisis PVT realizados en el Área Pichincha, se ha determinado que la presión inicial era mayor que la del punto de burbuja (Pi= 3899; Pb= 900) como se señala en los informes presentados por EP. Petroecuador, recalcando que el pozo Pich-12, pertenece a éste yacimiento y está bajo el punto de burbuja (Pr=1100 Pb=1173).
Figura 1.2.- Mecanismo de Producción - Reservorio T
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
Reservorio U inferior
La Figura 1.3 corresponde al proceso de graficar la relación, presión
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0 10 20 30 40 50 60
Relación Py/ P i (%)
FR (%)
Campo Libertador, Reservorio T Mecanismo de Empuje
Expansión Roca Fluido
Drenaje por Gravedad Influjo de Agua Expansión Capa de Gas Gas en Solución Rersrvorio T
Proy. Tendencia de Comportamiento
11
promedio actual a presión inicial del yacimiento (Pi= 3320; Pb= 1243), contra el factor de recobro. En donde el reservorio exhibe la presencia del mecanismo de producción de expansión de roca-fluido, sin descartar alguna contribución de gas en solución.
Además la figura indica que el pozo Pichincha-05 está cercano a la curva correspondiente al mecanismo de empuje de gas en solución (curva de color rojo), generando datos indicativos de que el pozo está bajo el punto de burbuja (Pr=906 Pb=1110).
Figura 1.3.- Mecanismo de Producción - Reservorio Ui
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
Los reservorios del área Pichincha se encuentran en proceso de saturación, sometidos a mecanismos de producción tales como: expansión roca-fluido, gas en solución y, en algún caso en particular, presencia de influjo de agua, característico de los campos pertenecientes a la Cuenca de Oriente.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0 10 20 30 40 50 60
Relación Py/Pi (% )
FR (%)
Campo Libertador, Reservorio U Mecanismo de Empuje
Expansión Roca Fluido Drenaje por Gravedad Influjo de Agua Expansión Capa de Gas Gas en Solución Rersrvorio U
2. MAR
A continu punto de
2.1.- PR
Están def 2.1.1.- POR La poros constituye Donde: φ= Vb Vm
Siendo e matriz (V La porosi a.- En
RCO TE
uación se d burbuja.
ROPIEDA
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ROSIDAD
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Fuente: Porosidad A = Volumen m =Volumen l volumen Vb-Vm). La
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: Escobar, F.
Absoluta (%) Bruto (pies3) Matriz (pies3
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14
Inducida o Secundaria: Es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados.
b.- En base al volumen poroso considerado:
Absoluta o Total: Fracción del volumen total de la roca que no está ocupado por material denso o matriz.
Efectiva: Fracción del volumen total de la roca que está compuesto por espacios porosos que se hallan comunicados entre sí.
La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la efectiva. Para éste proyecto la porosidad más importante es la efectiva, pues constituye los canales porosos interconectados, lo que supone que puede haber importantes saturaciones de hidrocarburos en dichos espacios.
2.1.2.- PERMEABILIDAD
La permeabilidad es la propiedad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de los espacios porosos interconectados.
Ley de Darcy
Enuncia una relación lineal que es válida en flujo laminar y no turbulento, es decir, a bajas velocidades del fluido involucrado, en donde el movimiento de un fluido monofásico en un medio poroso depende de una propiedad del medio, llamada permeabilidad.
15
Como es una unidad bastante alta para la mayoría de las rocas productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en milésimas (milidarcys).
La permeabilidad se puede clasificar de la siguiente manera:
a.- Permeabilidad Absoluta.- Es la propiedad que indica la facilidad que tiene la roca para permitir el flujo de un flujo ideal, por lo tanto ésta permeabilidad sólo depende de la roca y no depende del fluido que está en movimiento a través del medio poroso.
b.- Permeabilidad Efectiva.- Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturación de este es menor al 100%.
c.- Permeabilidad Relativa.- Es la relación entre la permeabilidad efectiva a la permeabilidad absoluta.
Figura 2.1.- Permeabilidad
Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010
16 2.1.3.- SATURACIÓN
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido y es expresada en porcentaje (adimensional).
2.2
Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010
Donde:
Sx = Saturación de la fase X.
Vx = Volumen que ocupa la fase X.(pies3) Vt = Volumen poroso total de la roca. (pies3)
La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1.
Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos:
2.2 Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010
Donde:
17 2.1.4.- EFECTO DE LA PRESIÓN SOBRE LA ROCA
La roca es afectada por la presión y temperatura soportando variaciones en las propiedades físicas, a este efecto se lo conoce como compresibilidad de la roca y es definido como el cambio de volumen causado por una variación de presión, la misma que no es constante y depende de factores como la profundidad, naturaleza de la estructura, consolidación de la formación, tiempo geológico, entre otros.
Figura 2.2.- Compresibilidad de la roca
Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010
Debe señalarse que la compresibilidad total de un yacimiento Ct, se define como:
Ct=So Co +Sw Cw+Sg Cg+Cf 2.3
Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010
Donde:
So, Sw, Sg = Saturación de petróleo, agua y gas respectivamente.
18
Cf= Compresibilidad de la formación Ct= Compresibilidad total del yacimiento
2.2.- PROPIEDADES DEL FLUIDO
Para éste proyecto es preciso describir las propiedades del petróleo y gas.
2.2.1.-PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO
Se hará referencia a las siguientes:
2.2.1.1.- Gravedad API
Es la relación de la gravedad específica del petróleo a 60°F, para la densidad del agua (GE= 1 y en °API es10).
La fórmula usada para obtener la gravedad API es la siguiente:
Gravedad API = (141,5/
. a 60 °F) - 131,5Donde:
: Gravedad específica
60 F: Valor estándar para la medición y reportes de mediciones.
Los crudos se clasifican, según la gravedad API, por la siguiente escala: Clasificación
Extrapesados Pesados Medianos Livianos
Condensados
API < 9.9 10-21.9 22,0-29,9
19 2.2.1.2.- Peso específico
Se define como la relación de la densidad del petróleo y el agua en condiciones normales de presión y temperatura, en el cual el petróleo es más liviano que el agua y su peso específico es influenciado por factores físicos y por la composición química del crudo, pudiendo oscilar, entre 0,734 y 0,998 g/cm3 .
2.2.1.3.- Viscosidad del petróleo
Es la resistencia al movimiento que un líquido opone al flujo, producto del efecto combinado de la cohesión y la adhesión. Se clasifica de la siguiente manera:
a.- Viscosidad absoluta (μ): Representa la viscosidad dinámica del líquido y es medida por el tiempo en que tarda en fluir a través de un tubo capilar a una determinada temperatura. Sus unidades son el Poise pero en fines prácticos es utilizado el centiPoise (gr/Seg Cm). b.- Viscosidad Cinemática: Es la relación entre el cociente de
viscosidad dinámica por la densidad del fluido. Se expresa en stokes (St), pero en la práctica generalmente se utiliza el centistoke (cSt)
La unidad de viscosidad generalmente utilizada en el área petrolera es el poise, en la práctica es usado el centiPoise (cP) el cual es definido como la fuerza requerida en dinas para mover un plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área y separado un centímetro de distancia entre sí y con el espacio relleno del líquido investigado, para obtener un desplazamiento a una velocidad de un centímetro por segundo.
20
también la disminución de la resistencia molecular al desplazamiento.
Efecto de la presión sobre la viscosidad del petróleo: el efecto de la presión aumenta la viscosidad. Por ésta razón, las viscosidad de los líquidos se incrementan en el yacimiento según la presión disminuya debajo de la presión del punto de burbuja.
2.2.2.- PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS
Se detallará a continuación:
2.2.2.1.- Viscosidad
Es una propiedad que permite determinar la resistencia al flujo que presenta el gas durante su producción y transporte.
Efecto de la temperatura sobre la viscosidad de un gas: Es notablemente diferente del efecto sobre un líquido ya que en el caso de los gases la viscosidad aumenta con la temperatura.
Efecto de la presión en la viscosidad del gas: Implica que al incrementar la presión la viscosidad aumente. Este comportamiento obedece a que está disminuyendo la distancia entre moléculas y, en consecuencia, se está aumentando la resistencia de las moléculas a desplazarse.
2.2.2.2.- Gravedad Específica
21 2.2.2.3.-Transmisibilidad
Es considerada como la facilidad con que fluye el fluido en el medio poroso y es proporcional a la permeabilidad y al espesor del yacimiento e inversamente proporcional a la viscosidad.
La transmisibilidad nos indica la facilidad que tiene el medio poroso para transmitir fluidos, por lo tanto también nos indicará la capacidad de flujo y la caída de presión entre dos bloques aplicando fundamentalmente la Ley de Darcy.
La ecuación que rige la transmisibilidad es:
m
Q
Kh
6
.
162
2.4
Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009
Donde:
Caudal (Q), Barriles/Día Viscosidad (u), cPoise Permeabilidad (k), mDarcy Pendiente (m), Psi/t Espesor (h), ft
2.3.- TIPOS DE FLUJO
El flujo está definido como el movimiento de los fluidos (gases y líquidos) ante la presencia de presión ya que si no hay presión no hay flujo.
2.3.1.- FLUJO ESTABLE
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23
que haber una caída de presión, todos los yacimientos tienen ese comportamiento. En el estado pseudoestable el caudal en el fondo del pozo se mantiene constante.
El principio es similar al estado inestable con la diferencia que cuando la presión afecta las fronteras en todo punto del yacimiento el diferencial de la presión con respecto al diferencial del tiempo (dP/dt) es el mismo. El dP/dt es constante y entonces la rata será constante hasta que la presión de fondo fluyente no se pueda mantener.
El estado estable se da cuando se toca la frontera y un barril de petróleo se reemplaza por uno de agua, si los factores volumétricos son iguales a 1.
2.4.- DIAGRAMA DE FASES DE FLUJO
Un diagrama de fases de flujo representa el estado de los fluidos de un yacimiento y su comportamiento en el tiempo, conforme va decayendo su presión a medida que el yacimiento está produciendo. Esto se representa mediante una gráfica de presión versus temperatura del yacimiento, en el cual se considera lo siguiente:
Punto de burbujeo: Punto donde se encuentra una fase líquida con una cantidad infinitesimal de gas (Burbuja).
Punto de rocío: Punto donde se encuentra una fase gaseosa con una cantidad infinitesimal de líquido (Gota).
Temperatura cricondentérmica: Máxima temperatura a la cual coexisten en equilibrio vapor y líquido.
Presión cricondenbárica: Máxima presión a la cual coexisten en equilibrio vapor y líquido.
Razón gas en solución-petróleo (Rs):
24
Rs es una constante sobre la presión del punto de burbuja y disminuye debajo del punto de burbuja.
Se toman muestras de petróleo del fondo del pozo por varios métodos y se determina la cantidad de gas en solución por barril en el laboratorio en pies cúbicos de gas, a varias presiones. Ésta es la razón gas en solución.
Factor volumétrico del petróleo (βO)
El gas en solución del petróleo causará que ocupe un mayor volumen que el petróleo solo, sin gas.
Así, un barril de petróleo en el yacimiento reduce su volumen cuando se ha extraído a la superficie, porque el gas ha dejado la solución.
El factor volumétrico del petróleo se determina en el laboratorio y se usa en la ingeniería de yacimientos para determinar la reducción en volumen del petróleo que sale del yacimiento para almacenarse en los tanques.
El petróleo se expande según declina la presión del yacimiento sobre el punto de burbuja, así como también cuando la presión declina debajo del punto de burbuja; el petróleo continúa expandiéndose pero así mismo se contrae debido a la evolución del gas.
Factor volumétrico total (Bt)
El volumen de gas asociado con un volumen dado de petróleo en el yacimiento continuamente se expande a través de cada paso de la producción y procesamiento, debido a la disminución en presión e incremento de los volúmenes de gas que salen del petróleo.
Bt se hace necesario introducir para tomar en cuenta los cambios de volumen de las 2 fases.
Según la presión del yacimiento debajo del punto de burbuja Bo
gradualmente disminuye hacia 1.0, mientras Bt se incrementa
25
Figura 2.4.- Diagrama de fases
Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009
Se observa en la Fig.- 2.4, que los yacimientos pueden clasificarse de acuerdo con la temperatura y presión del yacimiento con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo).
El área encerrada por las curvas del punto de burbujeo y del punto del rocío hacia el lado izquierdo inferior, es la región de combinaciones de presión y temperatura en donde existen dos fases: líquida y gaseosa. Las curvas dentro de la región de dos fases muestran el porcentaje de líquido en el volumen total de hidrocarburo, para cualquier presión y temperatura. Inicialmente, toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende sólo de la composición de la acumulación.
26
región de dos fases trayectoria A-A2 y los fluidos remanentes en el yacimiento permanecen en una sola fase.
El punto B encontramos un fluido en una sola fase siendo la temperatura del yacimiento mayor a la temperatura crítica. Durante el proceso de producción su composición permanecerá constante hasta el punto de roció (trayectoria B-B1) a presiones menores de esta se tiene una producción de condensados que deja a la composición original sin componentes licuables y él liquido condensado permanecerá en el yacimiento produciendo en superficie en superficie una relación gas-petróleo incrementada.
El desplazamiento de las fases hacia la derecha de la figura implica un aumento del líquido condensado que se queda en el yacimiento como fluido perdido por el cambio de composición en el fluido, este fenómeno recibe el nombre de “condensación retrograda”.
Supóngase idealmente que el desplazamiento no ocurre lo que implica que se producirá una liberación (trayectoria B2-B3), la cual resultara en un aumento del líquido condensado recuperable, una disminución de la relación gas-petróleo. Él líquido condensado remanente en el yacimiento será mayor a menor temperatura crítica.
Durante el proceso de producción su composición permanecerá constante hasta el punto de burbujeo trayectoria C-C1. En el punto D encontramos un fluido en dos fases: una fase en estado líquido y otra fase en estado gaseoso. Cada fase tendrá una envolvente debido a la diferencia de composición, la fase liquida estará saturada y la fase gaseosa estará en el punto de roció pudiendo ser retrogrado.
27
Los yacimientos según el diagrama de fases (figura 2.4) se clasifican de acuerdo a la variación de la presión y temperatura en:
a.- Subsaturados. Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión en el punto de burbuja.
Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudo decrementa gradualmente y en la etapa de depleción permanece mucho crudo en el yacimiento.
b.- Saturados.- Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presión en el punto de burbuja. Este yacimiento bifásico consiste de una zona gaseosa suprayaciendo una zona líquida.
Puesto que la composición del gas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición. La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada o no retrógrada (yacimiento de gas).
2.5.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS
Los mecanismos de producción son los responsables de aportar la energía necesaria para que los fluidos puedan desplazarse dentro del yacimiento, es decir, para que los fluidos puedan ser explotados.
28
empuje por expansión de fluidos es el único que será tomado en cuenta en este proyecto:
2.5.1.- EMPUJE DE AGUA
Es considerado cuando el acuífero tiene un volumen mayor que el yacimiento. Este mecanismo requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El contacto agua-petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado por el agua.
Un empuje de agua fuerte proporciona un excelente aporte de presión al acuífero con caída de presión mínima en el hoyo. El agua del acuífero se expande y desplaza al petróleo o gas desde el yacimiento hacia el hoyo mientras la presión cae. Por otro lado se debe mantener la presión en el yacimiento por encima del punto de burbuja para evitar el desprendimiento de gas y que se forme una capa de gas. El empuje por agua es considerado el mecanismo de producción más eficiente para la extracción de petróleo.
Figura 2.5- Empuje de agua
29 2.5.2.- POR GAS EN SOLUCIÓN
La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el yacimiento permanece en solución.
Este proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de Fluidos. Una vez que la presión de yacimiento ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el yacimiento. Después que la saturación de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil.
El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del petróleo, el efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara con la energía de un gas libre altamente expansible.
La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja esta normalmente en el rango de 3% o menos, la recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR (Relación Gas-Petróleo) y homogeneidad de la formación.
Este es el principal mecanismo de producción para aproximadamente un tercio de todos los yacimientos de petróleo del mundo y se caracteriza por una pronta depleción de la producción
30
Figura 2.6- Empuje por expansión de fluidos
Fuente: Álvarez, J., Análisis de presiones para optimizar la producción por pozo del campo Parahuacu en base al IP, 2011
Tabla 2.1.- Reservorios de gas disuelto
Fuente: Álvarez, J., Análisis de presiones para optimizar la producción por pozo del campo Parahuacu en base al IP, 2011
2.5.3.- POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL
En un yacimiento de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del yacimiento mientras que el petróleo hacia abajo, debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del
RESERVORIO DE GAS DISUELTO
CARACTERÍSTICAS DEPENDENCIA
Presión del reservorio Declina rápida y continuamente
GOR de superficie Primero es bajo y luego se eleva hasta un máximo y después cae.
Producción de agua Ninguna
Comportamiento del pozo Requiere bombeo desde etapa inicial
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32 2.5.4.- EMPUJE POR EXPANSIÓN LÍQUIDA
Ocurre en yacimientos subsaturados en los cuales el gas en solución no sale hasta que la presión del yacimiento decline por debajo de la presión de saturación. Mientras ocurre esta reducción de presión y si no existe en el yacimiento otro mecanismo de expulsión la producción será debida a la expansión del petróleo líquido.
2.6.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
Las pruebas de producción incluyen la medición y control de los fluidos producidos durante un período determinado. En este tipo de pruebas, el volumen producido se convierte a caudal por la simple división de los volúmenes producidos entre el lapso de tiempo al cual corresponde la medición. En este caso, la única presión que generalmente se registra en el pozo es la presión de flujo en el cabezal. No se obtiene información de otro tipo de presiones, ya que generalmente no se han tomado previsiones para hacerlo.
2.7.- PRUEBAS DE PRESIÓN
Se realizan en pozos productores y consisten en hacer producir el pozo a una tasa estabilizada para luego cerrarlo. El incremento de la presión de fondo es medida como función del tiempo, a partir de estos datos es posible obtener la siguiente información, dependiendo del diseño de la misma:
1.- Permeabilidad del yacimiento
33
La caída de presión total en cualquier punto de un yacimiento es la suma de las caídas de presión causadas por efectos del flujo en cada uno de los pozos del yacimiento.
Consisten en caracterizar al yacimiento, ya que los cambios presentes en la producción generan disturbios de presión en el pozo y en su área de drenaje y esta respuesta de presión depende de las características del yacimiento. Las propiedades del yacimiento son determinadas a través de pruebas de pozos, utilizando mediciones de dos variables tasa de producción y presión. Para ello se introduce un disturbio o perturbación en el yacimiento, cambiando una de las dos variables en la mayoría de los casos la tasa de flujo y se registran sus consecuencias sobre la otra variable que es la presión. La característica del comportamiento de la presión en función del tiempo obtenida como resultado, muestra las propiedades del yacimiento. Las pruebas de presión, se pueden realizar en distintos momentos de la vida de un pozo. Estas pruebas al igual que otras pruebas de pozos, son utilizadas para proveer la información que nos proporcionen las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación.
Durante la planificación de las pruebas de presión se deben definir los parámetros y procedimientos para obtener los datos ya que estos garantizan un resultado satisfactorio al analizarlos.
Para ello es importante tomar en cuenta las siguientes consideraciones: Estimar el tiempo de duración de la prueba.
Estimar la respuesta de presión al realizar el análisis de las pruebas de presión.
2.7.1.- ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN
34
Esta respuesta es función de las características del yacimiento de la historia de producción. En esencia, un análisis de pruebas de presión es un experimento de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas características del yacimiento de manera indirecta. Así mismo, las pruebas constituyen la única manera de obtener información sobre el comportamiento del yacimiento La caracterización del yacimiento es indispensable para la predicción de su comportamiento de producción. En la producción del yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de las condiciones de los pozos productores. Las pruebas hechas en pozos deben ser diseñadas, realizadas y evaluadas de acuerdo con la información que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones existentes. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones. Las pruebas de pozo proveen información para establecer las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El análisis de presión de pozos es uno de los métodos más importantes disponibles para los ingenieros de yacimientos para establecer características de reservorio, tales como permeabilidad y compresibilidad, posición de fronteras y fallas. Existen varias compañías que posee un amplio rango de experiencia en análisis de pruebas de pozo, relacionada con el desenvolvimiento de los servicios de desarrollo de software, experiencia práctica en el análisis e interpretación de pruebas de pozo.
2.7.2.- ANÁLISIS DE LA CURVA DE PRESIÓN BUILD UP
Para el análisis de de build up se divide la curva en tres etapas: a.- Etapa de respuesta inicial (ETR):
35
cierre del pozo, la prueba de restauración se mueve a través de esta zona permeabilidad alterada, no existe razón para esperar un comportamiento lineal de la presión durante ese periodo. A esto se le puede adicionar la complicación ocasionada por el movimiento de los fluidos dentro del pozo, después del cierre en superficie.
Figura 2.8.- Etapas de la prueba de restauración
Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test
Este fenómeno es conocido como Efecto Post Flujo y se puede entender como un proceso de almacenamiento durante el cual los fluidos se comprimen dentro del pozo.
El tiempo que tardan los fluidos en comprimirse es conocido como Tiempo de Llenado.
La razón por la cual este efecto perturba la prueba de restauración tiene su explicación, en que para las condiciones ideales después del cierre la tasa de producción q se hace igual a cero abruptamente.
36
Figura 2.9.- Comportamiento de tasas de producción en una prueba de restauración.
Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test
b.- Etapa de respuesta intermedia(MTR):
Para este momento, el radio de investigación ya se ha movido más allá de la zona de permeabilidad alterada, es entonces cuando el efecto de post flujo ha cesado de distorsionar los datos de presión de restauración.
El comportamiento rectilíneo observado al graficar según método de Horner, los datos de presión de restauración, que se ubican dentro de esta sección del grafico se altera en el momento que la presión de transición alcanza:
Uno o más de los límites del yacimiento
Cambios fuertes en características del medio poroso (heterogeneidad) Contacto de los fluidos.
37
Figura: 2.10.- Región de tiempos Intermedios. Gráfica de Horner
Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test
Esta región no puede ser iniciada hasta que no finalice el efecto post flujo; no obstante aunque usualmente la finalización del efecto post flujo determina el comienzo del MTR, si la zona alterada es inusualmente profunda (caso de una fractura hidráulica), el reflejo de la presión transiente a través de la región en la cual el área de drenaje está influenciada por la fractura, será lo que determine el comienzo real de la zona MTR.
Predecir el tiempo en el cual el MTR termina es más difícil, aunque se sepa cuando comienza.
Básicamente la línea descrita por los tiempos medios termina cuando el radio de investigación comienza a detectar los límites de drenaje en el pozo probado; a tiempo la curva de restauración de presión comienza a variar su comportamiento.
El punto donde termina el MTR depende de:
La distancia entre el pozo probado y los limite del yacimiento. La geometría de la zona drenada por el pozo.
38
Una generalización muy utilizada para el cálculo de Δt al cual el LTR comienza es la siguiente:
ΔtLt = (38φμgCtA)/. Para un pozo centrado en un área cuadrada o circular. Esto es aplicable siempre y cuando el pozo se encuentre en un estado pseudo estático, lo contrario significa que ΔtLt debe ser más largo que el calculado anteriormente.
c.- Etapa de respuesta tardía (LTR):
En esta etapa la transición de presión ha alcanzado los límites del yacimiento, y nuevamente ocurren desviaciones del comportamiento ideal. Si se le da suficiente tiempo a la prueba, el radio de investigación eventualmente alcanzara las fronteras de drenaje del pozo.
En este periodo la presión está influenciada por la configuración de las barreras, interferencia de pozos cercanos, heterogeneidades del yacimiento y contactos entre fluidos.
Figura 2.11.- Forma de la región de tiempos tardíos
39
2.7.3.-DESARROLLO DEL ANÁLISIS DE LA PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN MEDIANTE EL MÉTODO HORNER
El método Horner permite desarrollar el análisis de la prueba de restauración de presión (Buildup test).
El comportamiento ideal del yacimiento se ve afectado en la práctica por múltiples factores, que originan desviaciones a las suposiciones utilizadas en la derivación de la solución de Horner.
Esto trae como consecuencia, que en vez de obtener una línea recta en la gráfica Pws vs. Log (tp + Δt) / Δt, se observa una curva variable y de forma complicada. Para entender correctamente el por qué de estas desviaciones, el concepto de radio de investigación se hace muy útil.
Siendo el radio de investigación, la distancia radial avanzada por la presión en un tiempo dado, tomando como centro del desplazamiento el pozo como se muestra en la figura.
Figura 2.12.- Comportamiento del radio de Investigación
Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test
a.- Ecuación de Horner
40
Para usar el análisis semilog para cualquier período de flujo tomando en cuenta el efecto de la superposición se utiliza el método de Horner.
En efecto, si se trataría de una prueba de fall off test, donde las variaciones de q son negativas o una de drawdown con variaciones de q positivas, asumiendo que alcanzamos flujo radial estable el uso del método de Horner resulta ser el más apropiado.
El término tp significa la duración del período de flujo antes de la prueba o el cierre la pendiente m y el daño se calcularían de la siguiente manera:
m
q
Kh
162
.
6
2.5
1
.
151
1log
2log
1
3
.
23
p w t hr
t
t
r
C
t
K
m
P
S
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
Donde:
Daño (S)
Presión en una hora (P 1hr), Psi Pendiente (m), Psi/
Delta Tiempo (∆t), s Porosidad (θ), fracción Viscosidad (u), cPoise Radio de Drenaje (rw), ft Compresibilidad total (Ct),1/Psi
Constante para calcular el daño,(1.151; 3.23) Factor volumétrico (B)
41
Figura 2.13.- Gráfica de la Ecuación de Horner
Fuente: EP.PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
E indica que un gráfico de Pws vs (tp + ∆t)/∆t en un papel semilogarítmico generará una línea recta.
2.7.4.- RESULTADO DEL ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS DE RESTAURACIÓN EN BASE AL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IPR)
La razón de la tasa de producción, en barriles por día a la presión diferencial (PR-Pwf) en el punto medio del intervalo productor, se denomina índice de
productividad J, en relación con la ecuación 2.6.
2.6
Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009 Donde
42
Pr= Presión del reservorio Pwf= Presión de fondo fluyente
El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos comúnmente medida. Después de un período de cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presión del yacimiento, empleando un medidor de presión de fondo se determina la presión estática PR, y luego que el pozo
haya producido a una rata estabilizada por un tiempo determinado se mide la presión fluyente en el fondo, Pwf empleando el mismo medidor. La diferencia
(PR-Pwf) se denomina presión diferencial o caída de presión. La tasa de flujo
se determina por medio de medidas en el tanque de almacenamiento o, en algunos casos, de medidas de los separadores o con medidores de desplazamiento positivo.
En algunos pozos el índice de productividad o IP permanecerá constante para una amplia variación en la tasa de flujo, en tal forma que ésta es directamente proporcional a la presión diferencial de fondo. En pozos donde la saturación de agua o gas son significativas ya no se puede considerar el valor del índice de productividad constante.
El objetivo básico al aumentar la productividad de los pozos es lograr un aumento en el recobro de hidrocarburos, con lo cual se extiende la vida útil del campo y se mejora la rentabilidad del mismo.
Una coyuntura económica que ayuda a la industria es el alto precio del crudo y gas, que sumado al constante incremento de la demanda hacen que se puedan aplicar técnicas y metodologías para mejoramiento de la productividad que antes no eran económicamente viables, dando como resultado un aumento real en el volumen de crudo y gas recuperado.
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trabajo que evalúen cada una de ellas para luego compararlas y emprender la mejor acción.
Una de las principales alternativas para mejorar la producción en pozos con la presión en declinación es:
a.- Ejecutar proyectos de recuperación secundaria:
En esta categoría se encuentran la inyección de agua y gas; son dos métodos comunes de mantenimiento de la presión en yacimientos donde las presiones naturales son reducidas o insuficientes para la producción. Ambos métodos exigen perforar pozos de inyección auxiliares en determinados lugares para conseguir los mejores resultados. La inyección de agua o gas para la presión de trabajo del pozo se denomina desplazamiento natural. El empleo de gas a presión para aumentar la presión del yacimiento recibe el nombre de producción o extracción por presión artificial (con gas).
Inyección de agua
El método secundario de recuperación optimizada utilizado con más frecuencia es el bombeo de agua a un yacimiento de petróleo para empujar el producto hacia los pozos de producción.
En el método inyección de agua, se perforan cuatro pozos de inyección para formar un cuadrado con el pozo de producción en el centro. Se controla la inyección para mantener un avance uniforme del frente de agua hacia el pozo productor a través del yacimiento. Una parte del agua que se utiliza es agua salada, obtenida del petróleo crudo.
En la inyección de agua con baja tensión superficial, se añade al agua un tensoactivo para facilitar la circulación del petróleo por el yacimiento reduciendo su adherencia a la roca.
