INDICE DE PRODUCTIVIDAD
DEFINICION BASICA: En términos muy generales , el índice de productividad es definido como el cociente entre la producción de un proceso y el consumo de dicho proceso, este índice nos da pautas sobre la productividad, eficiencia eficiencia y desempeño de una determinada actividad. En el campo de la industria petrolera la productividad del pozo es un aspecto muy importante, ya que podemos planificar el desarrollo de los sistema de producción , la instalación de equipos de levantamiento artificial y el costo económico de un un determinado yacimiento. La constante de proporcionalidad que mide la productividad de un pozo recibe el nombre de curva de afluencia de pozo o más conocido como como el índice de productividad IPR(Inflow perfomance relationship) que se define como la relación existente entre el caudal producido y la caída de presión en el reservorio.
J=Índice de productividad. Pwf=Presion de produccion en el fondo del pozo FBHP(Flowing bottom hole presure) Ps=Presion estatica del pozo
El indice de productivida especifico es definido comoel numero de barriles liquido producido a condicines de por cada dia por cada psi de drawdown y por cada pie de espesor de formacion:
Existe una catalogacion de los pozos de acuerdo a los valores del indice de productividad , clasificando a los pozos como malos productores, medios productores, buenos y excelentes productores mediante el siguiente cuadro:
Curvas IPR
Las curvas IPR son la representación grafica de las presiones fluyentes pwfs y sus determinadas tasas de producción (q) a las respectivas presiones , para cada presión existe una tasa de producción. Las curvas IPR nos dan una idea de los caudales de producción que se presentan en las distintas caídas de presión que se presentan en la vida del pozo.
Las curvas IPR nos dan una idea de la capacidad productiva del pozo en un determinado tiempo vida, esta capacidad va disminuyendo con el paso de los años.
Los factores que tiendena a afectar las curvas IPS son:
Mecanismos de produccion.
Reduccion de la permeabilidad absoluta (Kro) al incrementar la saturacion del agua.
Incremento de la viscocidad del petroleo por disminucion de presion y gas en solucion.
Encogimiento del petroleo por el gas en solucion cuando la presion disminuye.
Factor de daño
El factor de daño se entiende como cualquier restriccion del flujo del fluido causado por la disminucion de la permeabilidad en zonas adyacentes al flujo del fluido , estas perdidas pueden darse en muchas fases, las mas comunes son:
En la perforacion .
En la cementacion.
En la completacion.
En el cañoneo.
En una estimulacion matricial.
En un fracturamiento hidraulico.
En el proceso de produccion del pozo.
El calculo de las curvas IPR estan de acuerdo a muchos factores caracteristicos del fluido , principalmente si el fluido a analizar es monofasico cuando la presion estatica es mayor que la presion de burbujeo o es bifasico cuando la presion estatica y la presion fluyente del pozo son menor que la presion de burbujeo.
Para los calculos de caudales , caudales maximos, indices de productividad se realizaron distintas pruebas para determinar distintas correlaciones que se aplican dependiendo del estado del fluido , es decir monofasico,bifasico, semicontinuo, estas correlaciones son : 1. METODO DE DARCY: o
Liquido monofasico con flujo continuo En estos tipos de liquido con flujo continuo la distribucion de la presion en el area de drenaje no cambia con el tiempo , es decir
, generalmete se da cuando se estabiliza el pozo en estos casos el diferencial de presion a traves del area de drenaje es constante. Ademas la presion estatica y la presion fluyente del pozo son mayores que la presion de burbujeo por lo que ninguna gota de
gas se formo aun y el fluido se constituye solamente por una fase (petroleo), ademas de la existencia de una fuente de energia externa que mantenga la presion en e l borde de la area de drenaje constante . En estas condiciones la ley de Darcy puede ser considerada para calcular las tasas de flujo del yac imiento partiendo de las siguientes ecuaciones:
C=Constante
∫
K=Permeabilidad absoluta h=Espesor de la zona re=Radio de drenaje Q=Tasa de flujo rw=Radio del pozo Pws=Presion al limite exterior pwfs=Presion del fondo fluyente f(p)=Alguna funcion de la presion Partiendo de la ecuacion antereor y modificando las condiciones hacia un fluido continuo y monofasico , la tasa de produccion queda defnida como:
K0 = Permeabilidad relativa al petróleo, (md) H =espesor de la arena, (pies) Pws= presión estática del yacimiento,(lpc) Pwfs= presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones, (lpc),(Pwfs>Pb) q 0 = tasa de flujo de petróleo, (bls/dia) re =radio de drenaje, (pies.) rw= radio del pozo, (pies) S = factor de daño, adimencional Aq = factor de turbulencia de flujo. Insignificante para baja permeabilidad y baja tasas de flujo μ0= viscosidad a la presión promedio {(Pws+Pwfs)/2}, cp B0= factor volumétrico de la formación a la presión promedio. By/Bn
Apartir de la ecuacion de la tasa de flujo se determina el indice de productividad (j) que se define como :
⌊ ⌋ 2.METODO DE VOGEL
En 1968 VOGEL presento un midleo empirico para la determinacion de las curvas IPR en yacimientos saturados , VOGEL analizo yacimientos donde la presion estatica es menor que la presion de burbujeo por el que el fluido estara cosntituido por liquido y gas, este flujo de gas reduce la permeabilidad efectiva de los canales de petroleo. Cabe recalcar que la ecuacion de VOGEL es independiente del factor de daño , por lo que solo se pueden calcular tasas de producción , IPR con la condicion de que S=0. La curva adimensional que desarollo es valida para cualquier estado de agotamiento despues de que el yacimeito se encuentra saturado sin el uso de la informacion de la saturacion del gas no Krg. se presentan los siguientes casos:
o
o
Yacimiento subsaturado(pwf ≥pb)
I.
Pwf ≥Pb
II.
Pwf≤Pb
Yacimiento subsaturado(py≤pb)
3.Metodo de STANDING
El metodo de Standing toma en cuenta el factor de daño que en la ecuacion de Vogel no se toma en cuenta , por lo cual la ecuacion de Vogle fue modificada para que sea afectada por el factor de daño. El metodo de Standing toma en c uenta las siguietnes condiciones:
1. El factor de daño( S
, lo que indica si el pozo esta dañado o estimulado.
2. EF
o
Yacimiento subsaturado (py>pb)
I.
Pwf>pb
