Declinacion de produccion de pozos

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DECLINACIÓN DE PRODUCCION DE POZOS

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José Maximiliano Hernández Landero

Lic. En Ingeniería Petrolera, Instituto Universitario de Yucatán 40220808445280H: Productividad De Pozos

Prof. Raymundo Eric Amaro Martínez Comalcalco Tabasco a 31 de enero de 2025

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Función de la ecuación IPR y para que se determina.

Las curvas de índice de productividad relativa denominada curva IPR, creada en 1968 por Vogel con la finalidad de expresar la predicción de la productividad de un pozo por empuje de gas disuelto, es decir por recuperación natural primaria, en la que se relacionan la presión de yacimiento y el gasto a través de una ecuación normalizada, la cual se describe de la siguiente forma:

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Dónde:

Pwf, es la presión del fondo fluyendo. Pws, es la presión estática del yacimiento.

q0, es el gasto de aceite medido en función a la Pwf. q0max, es el potencial de pozo, considerando Pwf=0

La ecuación en donde se considera un empuje natural por gas y en donde no existe daño en la formación, es decir una excelente afluencia. A continuación, se presenta la gráfica que representa la ecuación anterior.

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Imagen 2. Aguilar, E. (2018) Construcción de curvas IPR y VLP (Tesis inédita) Universidad Nacional Autónoma de México, Facultad de Ingeniería.

Ecuación de Fetkovich (1973)

Cinco años después que Vogel propusiera su modelo matemático en base a datos empíricos, Fetkovich utiliza la misma fórmula generalizada para pozos por empuje de gas, la cual queda de la siguiente forma:

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Donde C representa el coeficiente de flujo y el exponente n el inverso de la pendiente, el cual se obtiene dependiendo de las características y propiedades del yacimiento.

Estos valores deben ser considerados a partir de pruebas de campo, así puede generar la curva asumiendo que la presión de yacimiento es conocida

En el caso de querer calcular el valor de n se calcula mediante la siguiente formula.

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Y para el valor C se calcula en la siguiente ecuación.

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Imagen 2. Aguilar, E. (2018) Construcción de curvas IPR y VLP (Tesis inédita) Universidad Nacional Autónoma de México, Facultad de Ingeniería.

[pic 10]Ecuación de Fetkovich – Vogel.

Teniendo en cuenta que lo que se obtenga a partir de la ecuación de Fetkovich para la presión estática desde un tiempo 1, lo podemos utilizar para armar una curva IPR en base a la ecuación de Vogel, calculando el flujo de la presión estática en un tiempo 2. El cual queda (cambios de nomenclatura) de la siguiente forma:

En la que podemos considerar que n=1 y Pwf=0.

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Lo cual solo se necesita realizar una prueba en tiempo real a partir de la cual se puede obtener el gasto máximo 1 (q0máx1) . De esta forma conociendo las variables q0máx y presión (Py1) se puede obtener el flujo máximo 2 (q0máx2) para otra presión estática deseada (Py2) a raíz de la ecuación de Vogel.

Ejemplo para predecir los gastos de producción futuros para cualquier disminución de presión.

Dada la siguiente información tenemos que la presión de yacimiento (Py1) es de 3000 lb/in2, una presión de burbuja, pb= 3000 lb/in2, a un gasto q= 200 bpd, y una presión de fondo fluyendo Pwf=2500 lb/in2.

Calcularemos el gasto máximo. (q0máx) Cuando la presión estática disminuye a 2000lb/in2. Y el gasto q0 para Py= 2000lb/in2 y Pwf=100lb/in2.

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Método de Standing:

Este método solo es aplicable para la eficiencia de flujo igual a uno, por ello en 1970 Standing extiende el trabajo Vogel y presenta un método gráfico, dónde considera la eficiencia de flujo distinta a uno.

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Teniendo en cuenta que Pwf es la presión de fondo fluyendo con daño (lb/in2), Pws es la presión estática del yacimiento, y P'wrf es la presión de fondo fluyendo sin daño.

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