Mediciones fundamentales en ingeniería de explotación de yacimientos (III)
Mediciones dentro de los pozos de algunos parámetros de producción
Presión estática de fondo vs. tiempo.
La extrapolación hacia el tiempo cero de este gráfico, cuando no había producción; es muy importante ya que nos permite apoyar los estimados y/o mediciones que se tengan respecto a la presión inicial (Pi) del yacimiento. Siendo este valor fundamental al momento de evaluar el POES y el GOES.
A través de la revisión detallada de la presión se puede detectar la existencia de energía externa hacia el yacimiento, como el influjo de agua o la comunicación con otras acumulaciones de hidrocarburos. En los pozos la revisión puede servir para detectar rápidamente taponamiento, comunicación, fracturamiento involuntario de la formación, y otros problemas.
Producción acumulada vs. presión
La información obtenida de este gráfico es usada directamente en la Ecuación de Balance de Materiales para evaluar el POES y el influjo de agua.
Este gráfico requiere de mucho cuidado al momento de ser elaborado y en lo posible tratar que las presiones sean valores estáticos restaurados.
Otra utilidad de este gráfico es que nos permite eliminar distorsiones que exhibe el gráfico vs. tiempo como períodos de cierre del yacimiento.
Relación gas/petróleo vs. producción acumulada
Este gráfico nos permite validar los estimados de presión de burbujeo; los estimados de saturación crítica de gas; el diagnóstico de la efectividad de la segregación gravitacional y otros. La extrapolación avala el pronóstico de los volúmenes de gas producibles del yacimiento.
De ocurrir el avance de un casquete de gas libre, el gráfico refleja la irrupción de gas libre en los pozos productores. Cuando hay conificación de gas por efecto los caudales de producción, los cambios severos en la pendiente de esta curva RGP vs. Np reflejan las alteraciones en el grado de conificación al variar las tasas de produción.
Porcentaje de agua vs. producción acumulada.
La producción de agua, generalmente se expresa como una fracción o porcentaje del volumen total de líquidos producidos, ya sea para pozos individuales o para la totalidad de un yacimiento.
La gráfica de porcentaje instantáneo de agua producida vs. producción acumulada es de gran relevancia al tratar de definir y/o cuantificar el acuífero asociado a un yacimiento, siempre y cuando se realice un análisis cuidadoso de la geometría del yacimiento, la posición de los pozos respecto al acuífero y cuales de estos pozos están abiertos a producción; ya que al no considerar estos aspectos la gráfica puede ser distorsionada.
Declinación de caudales de producción.
Usualmente cuando hablamos de declinación del caudal se suele suponer que es de petróleo pero también es posible hablar de de declinación en el caudal de producción de agua y/o gas.
En cuanto al caudal de petróleo (Qo); en un yacimiento que produce utilizando solamente sus fuentes naturales de energía, el caudal máximo de producción que se puede alcanzar corresponde a la producción inicial cuando en el yacimiento aún prevalece la presión inicial (Pi).
La Ecuación de Darcy para flujo radial de petróleo en presencia de saturación de agua connota (Sw) en un medio homogéneo.
Qo=(Koh(Pe – Pwf) / (μoLn(re/rw)Bo)
demuestra que a condiciones originales, Pe tiene su valor máximo igual a Pi y la viscosidad tiene su valor mínimo, ya que el crudo no a perdido ninguna fracción de su gas en solución.
Presión estática de fondo vs. tiempo.
La extrapolación hacia el tiempo cero de este gráfico, cuando no había producción; es muy importante ya que nos permite apoyar los estimados y/o mediciones que se tengan respecto a la presión inicial (Pi) del yacimiento. Siendo este valor fundamental al momento de evaluar el POES y el GOES.
A través de la revisión detallada de la presión se puede detectar la existencia de energía externa hacia el yacimiento, como el influjo de agua o la comunicación con otras acumulaciones de hidrocarburos. En los pozos la revisión puede servir para detectar rápidamente taponamiento, comunicación, fracturamiento involuntario de la formación, y otros problemas.
Producción acumulada vs. presión
La información obtenida de este gráfico es usada directamente en la Ecuación de Balance de Materiales para evaluar el POES y el influjo de agua.
Este gráfico requiere de mucho cuidado al momento de ser elaborado y en lo posible tratar que las presiones sean valores estáticos restaurados.
Otra utilidad de este gráfico es que nos permite eliminar distorsiones que exhibe el gráfico vs. tiempo como períodos de cierre del yacimiento.
Relación gas/petróleo vs. producción acumulada
Este gráfico nos permite validar los estimados de presión de burbujeo; los estimados de saturación crítica de gas; el diagnóstico de la efectividad de la segregación gravitacional y otros. La extrapolación avala el pronóstico de los volúmenes de gas producibles del yacimiento.
De ocurrir el avance de un casquete de gas libre, el gráfico refleja la irrupción de gas libre en los pozos productores. Cuando hay conificación de gas por efecto los caudales de producción, los cambios severos en la pendiente de esta curva RGP vs. Np reflejan las alteraciones en el grado de conificación al variar las tasas de produción.
Porcentaje de agua vs. producción acumulada.
La producción de agua, generalmente se expresa como una fracción o porcentaje del volumen total de líquidos producidos, ya sea para pozos individuales o para la totalidad de un yacimiento.
La gráfica de porcentaje instantáneo de agua producida vs. producción acumulada es de gran relevancia al tratar de definir y/o cuantificar el acuífero asociado a un yacimiento, siempre y cuando se realice un análisis cuidadoso de la geometría del yacimiento, la posición de los pozos respecto al acuífero y cuales de estos pozos están abiertos a producción; ya que al no considerar estos aspectos la gráfica puede ser distorsionada.
Declinación de caudales de producción.
Usualmente cuando hablamos de declinación del caudal se suele suponer que es de petróleo pero también es posible hablar de de declinación en el caudal de producción de agua y/o gas.
En cuanto al caudal de petróleo (Qo); en un yacimiento que produce utilizando solamente sus fuentes naturales de energía, el caudal máximo de producción que se puede alcanzar corresponde a la producción inicial cuando en el yacimiento aún prevalece la presión inicial (Pi).
La Ecuación de Darcy para flujo radial de petróleo en presencia de saturación de agua connota (Sw) en un medio homogéneo.
Qo=(Koh(Pe – Pwf) / (μoLn(re/rw)Bo)
demuestra que a condiciones originales, Pe tiene su valor máximo igual a Pi y la viscosidad tiene su valor mínimo, ya que el crudo no a perdido ninguna fracción de su gas en solución.
Referencia Bibliográfica: Yacimientos de hidrocarburos. Tomo II. Efraín E Barberii & Martín Essenfeld.