Metodo de Analisis de Las Relaciones .....

METODOS DE ANALISIS DE LAS RELACIONES

INDICE

PAG.

1. INTRODUCCION…………………………………………………………………………..2

2. OBJETIVOS………………………………………………………………………………….3

2.1. GENERALES………………………………………………...........................3

2.2. ESPECIFICOS…………………………………………………………………………3

3. FUNDAMENTO TEORICO……………………………………………….………….4

3.1. Métodos de Análisis Tradicional…………………………………………4

3.1.1. Antecedentes para el análisis tradicional……………………….….4

3.1.2. Ecuaciones disminución producción……………………………..….6

3.2. METODO DE ANÁLISIS DE HORNER………………………………..…7

4. CONCLUSION………………………………………………………………………….8

5. BIBLIOGRAFIAS………………………………………………..……………….....9

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1. INTRODUCCION

La relación de productividad (RP) de una formación es igual al caudal de producción de un

intervalo cañoneado dividido por la producción de ese mismo intervalo terminado a hoyo

abierto. Si en un pozo se dan las condiciones de los daños supuestos y se le cañonea con

presiones en equilibrio, levemente sobre balanceados hacia la formación, la producción

se reduce drásticamente. El índice de productividad será el máximo cuando la diferencial

de presión tienda a cero, esto solo sucede en pozos terminados en agujeros descubierto y

que no tienen efecto de daño a la formación, por el fluido de perforación. Los factores

geométricos tienen un marcado efecto sobre el índice de productividad, estos son

evaluados mediante la Relación de Productividad (RP), la cual se define como la

producción de una zona entubada y disparada, dividida entre la obtenida en esa misma

zona en agujero abierto, esto es:

RP= ∏ . zonadisparada

∏ . zonaen agujeroabierto

Fig.(1) Efecto de la penetración y densidad de carga sobre la RP.

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La fase angular entre perforaciones sucesivas, en un factor importante en la RP en la fig.2,

muestra una reducción del 10 al 20% en la RP, para sistema de 0 a 90°, con una misma

penetración.

Fig. (2)Efecto de la fase sobre la RP.

Los análisis que se realizan de un sistema de producción en su conjunto permiten predecir

el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos. Como

resultado de este análisis se puede obtener, por lo general, una mejoría en la eficiencia de

flujo o bien un incremento en la producción.

2. OBJETIVOS

2.1. GENERALES

Desarrollar todos los métodos existentes para el análisis de relaciones de

productividad tanto teórico como practico.

2.2. ESPECIFICOS

Desarrollar el método de análisis

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Desarrollar el método de horner

3. FUNDAMENTO TEORICO

3.1. Métodos de Análisis Tradicional

3.1.1. Antecedentes para el análisis tradicional

El análisis de curvas de declinación es un procedimiento gráfico que se utiliza para el análisis de la disminución de las tasas de producción y previsión de evolución futura de los pozos de petróleo y gas. Un ajuste de la curva de rendimiento de producción en el pasado se hace uso de ciertas curvas de nivel. Este ajuste de la curva se extrapola para predecir el rendimiento potencial en el futuro.

El análisis de curvas de declinación es una herramienta básica para la estimación de reservas recuperables. Análisis de curvas de declinación convencional o básico puede ser utilizado solamente cuando el historial de producción es lo suficientemente largo que una tendencia puede ser identificado.

El análisis de curvas de declinación no se basa en la teoría fundamental, pero se basa en observaciones empíricas de la declinación de la producción. Hay tres tipos de curvas de declinación se han identificado; hiperbólica exponencial, y armónica. Hay equivalentes teóricos a estas curvas de declinación (por ejemplo, se puede demostrar que bajo ciertas circunstancias, tales como contrapresión y constante, las ecuaciones del flujo de fluidos en medios porosos "dominó bajo los límites de flujo" las condiciones son equivalentes a "exponencial" declive). Sin embargo, el análisis de curvas de declinación es fundamentalmente un proceso empírico basado en observaciones históricas de rendimiento del pozo. Debido a su carácter empírico, el análisis de curvas de declinación se aplica, según se considere apropiado para cada situación particular, en uno o varios flujos de fluidos.

Por ejemplo, en ciertos casos, la tasa de aceite pueden exhibir una disminución exponencial, mientras que en otras situaciones es que los líquidos totales (aceite + agua) que exhiben la tendencia exponencial. Así, en algunos casos, el análisis se lleva a cabo en un fluido, a veces en los fluidos totales, a veces en la relación (por ejemplo agua-aceite-Ratio (RAP) o incluso (WOR + 1)). Dado que no hay justificación abrumadora para cualquier variable única para seguir una tendencia particular, el enfoque práctico para disminuir análisis de la curva es escoger la variable (gas, petróleo, aceite + agua, WOR, GTR, etc) que se traduce en una tendencia reconocible, y usar esa curva de declinación para pronosticar el desempeño futuro.

Se asume implícitamente, cuando se utiliza el análisis de curvas de declinación, los factores que causan la disminución histórica seguirá sin cambios durante el período de pronóstico. Estos factores incluyen tanto las condiciones del yacimiento y las condiciones de operación. Algunos de los factores que afectan el depósito tasa de disminución incluyen: el agotamiento de la presión, el número de pozos de producción, mecanismo de

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accionamiento, las características del yacimiento, los cambios de saturación, y la permeabilidad relativa.

Las condiciones de operación que influyen en la tasa de disminución son: la presión del separador, el tamaño de la tubería, el ajuste del estrangulador, reparaciones mayores, la compresión, las horas de funcionamiento, y de levantamiento artificial. Mientras estas condiciones no cambian, la tendencia en declive pueden ser analizados y extrapolados para predecir el rendimiento y en el futuro.

Si estas condiciones se alteran, por ejemplo a través de una reparación de pozos, entonces la tasa de caída determinada antes de la reparación de pozos no será aplicable al período posterior a la reparación de pozos.

Al analizar disminución de la tasa, dos conjuntos de curvas se utilizan normalmente. La velocidad de flujo se representa frente a tiempo o producción acumulada. El tiempo es la variable independiente más conveniente debido a la extrapolación de los gráficos de tiempo tasa puede ser utilizado directamente para el pronóstico de la producción y las evaluaciones económicas. Sin embargo, las parcelas de producción frente a la tasa acumulada tienen sus propias ventajas, no sólo proporcionan una estimación directa de la recuperación final a un límite económico determinado, sino que también dará lugar a una interpretación más rigurosa en situaciones donde la producción está influenciada por las operaciones intermitentes.

La buena práctica exige que, siempre que sea posible, el análisis de curvas de declinación, debe conciliarse con otros indicadores de las reservas, como por ejemplo, cálculos volumétricos, balance de materiales, y los factores de recuperación. Cabe señalar que la disminución de los resultados del análisis de la curva en un estimado de hidrocarburos recuperables, y no en Hidrocarburos, en el lugar. Considerando que la Hidrocarburos en el lugar donde están fijados por la naturaleza, los hidrocarburos recuperables se ven afectados por las condiciones de funcionamiento. Por ejemplo, un pozo de producción de un depósito que contiene 1BCF de gas en el lugar donde puede recuperar o bien 0,7 BCF o BCF 0,9, dependiendo de si hay o no un compresor conectado a la cabeza del pozo.

Los siguientes pasos son tomados para el análisis de disminución exponencial, y para predecir las futuras tasas de flujo y de las reservas recuperables:

1. Parcela caudal en función del tiempo en una parcela de registro semi-(eje Y es logarítmica) y la tasa de flujo frente a la producción acumulada en un cartesiano (coordenadas aritmética) escala.

2. Teniendo en cuenta el hecho de que los datos de tiempo de los primeros no puede ser lineal, ajustar una línea recta a través de la porción lineal de los datos, y determinar la tasa de disminución de "D" de la pendiente (- D / 2,303) de la gráfica semilogarítmica, o directamente a partir de la pendiente (D) de la trama tasa de producción-acumulativo.

3. Extrapolar a q E = q para obtener los hidrocarburos recuperables.

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4. Extrapolar a cualquier hora especificada o la tasa de abandono para obtener un pronóstico de la tasa y los hidrocarburos recuperables acumulados hasta ese punto en el tiempo.

3.1.2. Ecuaciones disminución producción

El análisis de curvas de declinación se deriva de las observaciones empíricas del comportamiento de la producción de los pozos de petróleo y gas. Tres tipos de disminución se ha observado históricamente: hiperbólica exponencial, y armónica.

Curvas de declinación representan la producción de la reserva en virtud de "límite" de flujo dominados por las condiciones. Esto significa que durante la vida temprana de un pozo, mientras que todavía está en "flujo transitorio" y los límites del yacimiento no se hayan alcanzado, curvas disminución no se debe esperar que sea aplicable. Normalmente, durante el flujo transitorio, la tasa de disminución es alta, pero una vez que se estabilice el flujo límite dominado se alcanza. Para la mayoría de los pozos de esto ocurre en unos pocos meses de producción. Sin embargo, para los pozos de baja permeabilidad (pozos estrechos de gas, en particular) las condiciones transitorias de flujo puede durar varios años, y en sentido estricto, no debe ser analizada por los métodos de la curva de descenso hasta después de haber llegado a la estabilización.

Toda teoría curva descenso se inicia desde la definición de la tasa de disminución instantánea o corriente (D) como sigue:

D es "la variación relativa de la tasa por unidad de tiempo", con frecuencia se expresa en "% por año". En el siguiente diagrama, D = Pendiente / Tarifa.

Disminución exponencial se produce cuando la tasa de disminución, D, es constante. Si D varía, el descenso se considera ser hiperbólico o armónico, en cuyo caso, un exponente "b" se incorpora en la ecuación de la curva de descenso, para dar cuenta de la tasa de disminución cambiando.

Disminución exponencial viene dada por:

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Donde D es la tasa de disminución (%) y es constante.

Disminución hiperbólica es descrito por:

Donde D i es la tasa de disminución en el caudal Q i, y b es un exponente que varía de 0 a 1.

La tasa de disminución D no es constante, por lo que debe estar asociado con una tasa específica, por lo tanto, D i en el caudal q i. Esta es la forma más general de la ecuación de descenso. Cuando b es igual a 1, la curva se dice que es armónica. Cuando 0 <b <1, la curva se dice que es hiperbólica. Cuando b = 0, esta forma de la ecuación queda indeterminada, sin embargo, se puede demostrar que es equivalente a la disminución exponencial. Una comparación de las disminuciones exponenciales, hiperbólicas y armónica se muestra en el siguiente diagrama.

El análisis de curvas de declinación generalmente se realiza gráficamente, y con el fin de ayudar en la interpretación, las ecuaciones se representan gráficamente en varias combinaciones de "tasa", "log-tasa", "Tiempo" y "producción acumulada". La intención es utilizar la combinación que se traducirá en una línea recta, que entonces se convierte en fácil de extrapolar para fines de pronóstico. Las ecuaciones de descenso también puede ser utilizado para predecir las reservas recuperables en las tasas de abandono especificados.

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3.2. METODO DE ANÁLISIS DE HORNER

Para usar el análisis semilogaritmo 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:

La única diferencia entre esta ecuación de S para el cálculo del daño por el método de horner y la misma por MDH es el término log.

4. CONCLUSION

En conclusión los análisis que se realizan de un sistema de producción en su conjunto nos

permiten predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de petróleo

y/o gas. Como resultado de este análisis se puede obtener, por lo general, una mejoría en

la eficiencia de flujo o bien un incremento en la producción.

Estos métodos de análisis tanto el método de análisis tradicional como el método de

horner son usados para predecir las futuras tasas de flujo y de las reservas recuperables

de un pozo productor ya sea este de petróleo y/o gas.

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5. BIBLIOGRAFIAS

- Ingeniería de petróleos – UCE- ANÁLISIS MODERNO DE PRESIONES DE POZOS - Freddy Humberto Escobar- Petroleum ingeneers handbook- INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO (IMP)

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