GESTION DEL POZO DISEÑO Y CONTROL DE PARÁMETROS DE PRODUCCIÓN
6.1 DISEÑO Y CONTROL DE PARAMETROS DE PRODUCCION Se analiza el diseño, jerarquía de control y bases teóricas de una rutina de administración administración de pozos para traducir las condiciones de operación del campo y las restricciones, en condiciones de límites matemáticos y lógica aceptable para un simulador de reservorios.
DISEÑO GENERAL DE UNA RUTINA DE GESTION DE POZOS Una rutina rutina de admin administ istrac ración ión de pozos pozos estab establec lece e cauda caudales les o presio presione nes s de pozo pozos, s, implementa políticas de operación y satisface las condiciones de operación a los niveles de intervalo de producción de pozo, grupo de pozos, reservorio y campo. Un simulador de reservorio necesita una rutina de administración de pozos para traducir los datos istóricos de producción!inyección y las condiciones de operación y restricciones reales o deseadas del campo a controles aceptables para el modelo de reservorio. " continuación continuación se muestra una jerarquía típica de control de gestión de pozos para realizarlo en un simulador es decir seguir el orden empezando de los bloques mallas, pozo, grupo, reservorio, campo.
#ig. $ % &erarquía 'ípica de (ontrol de )estión de *ozos
TAREAS EJECUTADAS POR LA RUTINA DE GESTION DE POZOS
+as tareas ejecutadas por una rutina de gestión de pozos pueden variar grandemente en compleji complejidad dad,, pero para eplica eplicarlo rlo más simple simple una rutina de gestión gestión de pozos pozos aplica aplica caudales de pozos o presiones que son asignadas por el usuario a bloques de producción individuales en el simulador a tiempos específicos, esta forma se refiere a una rutina de caudal. -ay rutinas más sofisticadas la cual puede ejecutar las siguientes tareas •
• • •
•
(errar, reacondicionar, re completar, o re/perforar pozos de acuerdo a criterios especificados por el usuario 0como límites de 123, )23 y caudales de petróleo mínimos permitidos4 (alcular la idráulica en boca de pozo y línea de flujo. 5niciar elevación artificial 0gas lift o bombeo4. (ambiar pozos fluyentes entre sistemas de producción que tienen presiones de fondo diferentes 2pti 2ptimi miza zarr el nive nivell y la dist distri ribu buci ción ón de caud caudal ales es de pozo pozos s para para coin coinci cidi dir r capacidades capacidades de las facilidades facilidades de producción del campo y la disponibilidad disponibilidad de gas para gas lift.
RESTRICCIONES DE PRODUCCIÓN +as restricciones físicas comunes son
PRODUCTIVIDAD DEL POZO.- 6sta en función de la roca reservorio y la propiedad de los fluidos
Presi! '#r'#()
"#!
%$C)*i&)& &e "er+%r),i%!es
&e *) s
#ig.7 porosidad y permeabilidad de la roca
IDRAULICAD DE POZOS.- 5nfluenciada por la 08-*4, presión en cabeza, '9: y ;:, )+3 y 123, tamaño del tubing y mecanismos de elevación.
#ig. < idráulica del pozo. #uente mecanismo de empuje
IDRAULICA DE SUPERICIE.- influenciada por el tamaño de co=e, línea de flujo, presión trasera del separador y n>mero de fases fluyentes.
#ig. ? componentes de superficie. #uente elaboración propia
CAPACIDAD DE ACILIDADES DE SUPERICIE.- están influenciadas por el separador, el compresor, bombas y capacidades de disponibilidad de agua.
6./ CONDICIONES DE LIMITES MATEMATICOS
:os condiciones básicas de límite pueden aplicarse en un simulador a bloques productivos individuales caudal constante o presión constante. " trav@s de la aplicación de las condiciones de límite de caudal constante, los caudales de producción o inyección en el modelo pueden mantenerse constantes en el tiempo, o pueden mantenerse constante escalonada sobre incrementos de tiempo, permitiendo variar entre intervalos de tiempo.
#ig.A (ondiciones límites de presión o caudal.
Re0*)s &e De,isi! T"i,)s Una rutina de administración de pozos debería ejecutar vigilancia ordinaria de pozos, grupos de pozos y unidades de reservorio en el modelo de reservorio. :ebería tambi@n ser capaz de tomar algunas acciones elementales que puedan ser prescritas por un ingeniero vigilante del campo. 6stas acciones incluyen • •
•
•
(errar pozos a límites prescritos de 123 y )23. (onvertir pozos a ascenso artificial seg>n dictámenes de presiones de cabeza bajas de pozos o bajos caudales de flujo que resultan de la declinación de la presión en el reservorio y!o incremento en la producción de agua. "ñadir nueva terminación en respuesta a rendimiento 123 y )23 de pozos mediante re/acondicionamiento, re/terminación o perforando nuevos pozos. "signar la producción de pozos e intervalos de producción para el control de conificación y movimiento del contacto de fluido.
CLASIICACIÓN A NIVEL DE POZO 6n la terminología de simulación de reservorios el t@rmino BpozoC equivale a BterminaciónC en la jerga com>n de campos petroleros. Un simulador de pozos representa una terminación o grupo mínimo de intervalos de terminación, 'abla% (lasificación de pozos del simulador D>mero
'erminología
'ipo de *ozo
$
Do especificado 0pozo cuyo tipo será asignado por el usuario en un modelo posterior4 7 :os o 'res fases < *etróleo 0una sola fase4 ? )as 0una sola fase4 A "gua 0una sola fase4 ;odo de operación $ Do especificado 7 *roductor < 5nyector 6status $ Do perforado pero disponible para una ubicación de perforación futura 7 "ctivo < (errado ? "bandonado (ondición de límite $ Do especificado 7 #lujo natural < "scenso artificial
?
(audal de petróleo especificado A (audal de gas especificado E (audal de agua especificado F (audal de líquido total especificado G *resión 0potencial4 especificado (ondición de cerrado $ Dinguno 0pozo activo4 7 (audal bajo < 123 alta ? )23 alta A *roblema mecánico *otencial de 3e/"condicionamiento $ Dinguno 7 3e/acondicionamiento, arriba < 3e/acondicionamiento, abajo ? 3e/acondicionamiento, arriba o abajo *otencial de 3e/terminación $ Dinguno 7 Una o más zonas
6n este sistema de clasificación, un pozo que es productor de tres fases con gas lift y que a sido cerrado por bajo caudal sin potencial de re/acondicionamiento!re/terminación es un Btres/fases.productor.cerrado.gas/lift.bajo/caudal.ninguno.ningunoC o $.$.7.7.$.H.H.
CLASIICACIÓN DE GRUPO O NIVEL DE RESERVORIO
.
Diveles encima de los pozos en la jerarquía de control, tal como grupos de pozos o reservorios, son clasificados por el modo de producción y por facilidad y disponibilidad de aparejo, como se muestra en la 'abla siguiente. 'abla (lasificación de Diveles por 6ncima de los *ozos D>mero
'erminología
;odo de *roducción $ (errado 7 Solo flujo natural está disponible actualmente < 6stá disponible el ascenso artificial :isponibilidad de #acilidad $. Do especificado 7. Solo manejo de agua 0separación!disposición!inyección4 <. Solo compresión de gas ?. "mbos manejo de agua y compresión de gas :isponibilidad del "parejo $ Dinguno 7 3e/acondicionamiento < *erforación ? "mbos 3e/acondicionamiento y *erforación *or ejemplo, un grupo de pozos sin ascenso artificial, solo con facilidades de manejo de agua y con aparejo para re/acondicionamiento o aparejos disponibles es Bflujo/ natural.manejo/de/agua.re/acondicionamientoC o $.$.$
JERAR2U3A DE CONTROL Surge un conflicto jerárquico cuando un campo contiene varias unidades del reservorio desarrolladas por varias plataformas costa/fuera y está sujeto tanto a caudal máimo tanto en plataforma como en reservorio 0#ig.E.<4. :ebido a que un grupo simple de pozos 0plataforma4 produce de varios reservorios y cada reservorio se produce a trav@s de varios grupos 0plataformas4, las restricciones deben aplicarse en forma iterativa a no ser que un juego de restricciones sea siempre conocido para el domino. (ontroles típicos que son implementados dentro del control de jerarquía se listan en la 'abla siguiente.
6.4 SECUENCIA LOGICA +a vigilancia, acciones y el tiempo de las acciones, es lo que se efectua en una rutina, la cual se confeciona para un reservorio en particular
MODO ISTORICO *ara simular el rendimiento istórico el proceso com>n de la gestión de pozos es, especificar los caudales de producción de petróleo y de inyección de gas y agua y que 123 y )23 sean calculados. 6n pozos productores de petróleo se usa la siguiente lógica para la rutina de gestión de pozos $.
Usar valores de caudales istóricos de producción de petróleo
7. (alcular el )23 del pozo, si ecede el máimo )23 permitido, entoces se usa el máimo valor permitido <. (alcular el 123 del pozo, si ecede el máimo 123 permitido, entoces se una el máimo valor permitido ?.
(alcular el caudal de gas y el caudal de agua
Una alternativa al procedimiento anteriores, especificar caudales de producción istóricos para el petróleo, gas y agua, pero esto no es tan deseable por la solución del modelo. *ara pozos productores e inyectores se puede usar caudales istóricos para establecer condiciones límite.
MODO DE PREDICCIÓN A !i5e* &e* "%%7 $. Si está disponible el ascenso artificial, se reactivan los pozos que fluyen naturalmente, pero que se cerraron por bajos caudales de producción 7.
(alcular la capacidad de cada pozo productor e inyector activo
<. (omparar el )23, 123 del pozo y restricciones del 8-* contra los valores calculados y cerrar los pozos que violan las restricciones, redicen su caudal, ?. *robar las capacidades de los pozos productores e inyectores contra las restricciones de caudal máimo del pozo A. 6n pozos de petróleo o gas lift, se calcula )+3 y 123 para usarse en los cálculos idráulicos del pozo
A !i5e* 0r#")*7 $. (alcular la producción de petróleo, gas y agua, y calcular los caudales de inyección de gas y agua 7. *robar la producción de gas del grupo contra la capacidad máima de produccionde gas del grupo
<. *robar la producción de gas del grupo contra la capacidad máima de producción de agua del grupo ?. *robar la producción de petróleo del grupo contra la capacidad máima de producción de petróleo del grupo A. *robar la inyección de agua del grupo contra la capacidad máima de inyección de agua del grupo E. Si el gas producido se está inyectando en los pozos inyectores, probar el caudal de inyección de gas del grupo contra la máima capacidad de inyección de gas del grupo F. Si se produce gas de los pozos gasíferos, comprobar la producción de gas del grupo contra la capacidad máima de producción de gas del grupo G. (alcular la cantidad de gas que se requiere en pozos productores de petróleo por gas lift y la cantidad de gas para gas lift I.
(omparar la necesidad de gas para gas lift con su disponibilidad
A !i5e* &e ,)8"%7 $.
(alcular la producción de petróleo del campo
7. Si la producción de petróleo del campo es menor que el objetivo de la producción de petróleo se transfiere el algoritmo Jor=over para los grupos que producen menos de la capacidad <. Si el caudal de producción del campo es mayor que el objetivo de producción se deben cerrar los pozos con mayor producción y todos los pozos ?.
(alcular el caudal de gas seco disponible de todo el campo para la venta
A. Si el caudal de gas seco del campo para la venta es mayor que el objetivo para la venta, y si los pozos de inyección están disponibles, se inyecta el eceso E. Si el caudal de gas producido del campo es menor que el objetivo para la venta, tratar de producir gas adicional para alcanzar el objetivo F. nivel
"lmacenar los caudales calculados por la rutina de gestión de pozos para cada
ALGORITMOS DE RE-ACONDICIONAMIENTO +os objetivos son $.
;inimizar la producción de gas y agua
7. Usar el pozo efectivamente por desarrollo de zonas depletables interceptadas por el pozo y el resultado es una buena gestión del reservorio
Si se cambia la clasificación del pozo o del bloque, la rutina actualiza las claves del estatus de re/acomodamiento del bloque malla de acuerdo al siguiente sistema H K sin cambio $ K bloque cerrado 0pozo con alto )234 7 K bloque cerrado 0pozo con alto )234 < K bloque abierto para producción 0pozo con alto )234 ? K bloque abierto para producción 0pozo con alto 1234 A K bloque reacondicionado 0pozo con alto )234 E K bloque reacondicionado 0pozo con alto 1234
ALGORITMO DE PERORACION Su objetivo es perforar en pozos en ubicaciones optimas y a tiempo para mantener la capacidad de producción del campo. +a lógica en el algoritmo es dominada por parámetros de saturación y presión del reservorio. :os modos para seleccionar ubicaciones de perforación para productores son $.
Seguir una lista de prioridad de perforación
7.
Seleccionar el lugar con el dato de presión más alto
+a rutina de perforación trata de perforar un nuevo productor o inyector en un sitio aceptable si es que el numero de pozos de perforación requeridos justifica los costos de movilización y desmovilización de torres de perforación.
6.9. COMPORTAMIENTO INDIVIDUAL DE LOS POZOS :entro del modelo de reservorio, un bloque que contiene un pozo no se diferencia en nada respecto a los demás bloques. *ara ello debemos elaborar un modelo específico de pozo, que pueda identificar los cambios de saturación y permeabilidad cerca del pozo y así poder establecer el rendimiento del mismo y poder cumplir los objetivos del estudio. 6s entonces posible derivar relaciones llamadas Uniones de *ozos que relacionan parámetros de rendimiento de pozos a saturaciones y presiones del bloque simulador. 6stas relaciones deben derivarse a menudo simulando la región de drenaje del pozo con un modelo separado, detallado. +a consecuencia es que el rendimiento del pozo en la malla debe derivarse del bloque malla calculado de la producción acumulada, presión y saturación de fluidos usando modelos de pozos. 6stos modelos pueden derivarse de $4 las curvas empíricas de caudal, 123 y )23 vs producción acumulada.
74 modelos de flujo simple, analítico, multifase, de estado estacionario. <4 las correlaciones desarrolladas de modelos de pozos separados, detallados, individuales. ?4 modelos num@ricos de pozos detallados e incorporados
L) C)"),i&)& i!&i5i&#)* &e #! "%% es$: 0%'er!)&) "%r *%s si0#ie!$es +),$%res7 1.- Re*),i! &e re!&i8ie!$% i!s$)!$:!e) &e i!+*#(% &e* "%% ;IPR 4. 6sta relación es una función de las propiedades de la roca reservorio, cerca a la saturación del pozo, efectos de permeabilidad relativa, y condiciones del pozo 0daño de la formación, deposición de parafina y condiciones de perforación4
/. De$)**es &e Ter8i!),i!. 'res de los factores normalmente encontrados que deben considerarse para desarrollar funciones de pozos son el intervalo de terminación efectivo, penetración parcial y la posición del contacto agua!petróleo 012(4 y el contacto gas!petróleo 0)2(4.
4. Sis$e8)
9. Es$i8#*),i! &e* "%%. 6l fracturamiento idráulico, acidificación o matriz de fractura natural aumenta la permeabilidad efectiva del área del drenaje del pozo.
6.9.1. C)#&)*es &e I!+*#(% &e* P%% = Presi%!es. (uando se aplican condiciones de límite en boca de pozo o 8-* a un modelo de pozo, el caudal del pozo, q, debe ser reemplazado en las ecuaciones modelo con una epresión analítica para el caudal, establecida en t@rminos de 8-* y presión de producción del bloque
q p
= j p ( pe − p wf )
donde qp K (audal de flujo del pozo de una fase productora jp K #ase * 5 pe K *resión en el límite eterior del área de drenaje del pozo, y pJf K 8-* fluyente del pozo (uando las condiciones cerca al pozo no cambian con el tiempo, se puede determinar j de pruebas de pozos.
p
6n área de drenaje radial donde la saturación es uniforme en la región de drenaje, j puede determinarse de la ley de :arcy
j p =
0.00708 kk rp h B p µ p [ln( r e / r w ) + s + c]
:onde
p
= K permeabilidad absoluta, =rp K permeabilidad relativa a la fase p, K espesor efectivo del reservorio, 8p K #9# de la fase p, Lp K viscosidad del fluido de la fase p, r e K radio de drenaje eterno, r J K radio efectivo del pozo s K factor s=in, que incorpora el daño del pozo o estimulación, efectos de perforación, pozo inclinado y efectos de penetración parcial c K H para flujo de estado estable, /H.AH para flujo de estado seudo estable, /H.FA si j p está basado en la presión de volumen de drenaje promedio del pozo en vez de p e y %M!7 si j p está basada en la presión del bloque malla y r e se establece al tamaño del bloque N 0ver ecuación E.?4
E+e,$%s &e* >*%?#e M)**) 6n un modelo de reservorio la presión del bloque/productor no es normalmente la presión del límite de drenaje del pozo. "sumiendo permeabilidades isotrópicas, bloques malla cuadrados, flujo de una sola fase y un pozo al centro de un bloque interior demostró que el radio equivalente, r eq, es r eq K H.7N :onde N es la longitud del borde del bloque Ounians=v y -illestad validaron el resultado de *eaceman con la teoría de flujo potencial. ;ostraron que
r eq = ∆ xe( −π / 2 ) = 0.208∆ x 6llos tambi@n derivaron los factores del radio/equivalente para pozos descentrados al borde y esquina del bloque y para pozos productores m>ltiples en un bloque. *eaceman tambi@n derivó soluciones para los bloques no cuadrados y permeabilidad anisotrópica. "sí, *5 derivadas de las pruebas de campo o calculadas, deben ajustarse como sigue para la aplicación en el modelo del reservorio
J pm
q p = J p ln( r e / r w ) = ln( r eq / r w ) pb − pwf m
:onde & pm K modelo *5. equivalente al que * b es presión fluyente.
* b K presión del bloque malla.
r eq K radio
P%%s M@*$i"*es e! M)**)s 9arios autores enfocan el problema de representar varios pozos en un solo bloque/ malla. 6sto requiere el uso del principio de superposición que a tenido amplio uso en análisis de prueba de pozos. 1illiamson y (appelear describen dos casos. $. Si los pozos siempre mantienen el mismo caudal de producción relativa, pueden representarse por un solo seudo pozo. 7. Si se requiere una representación más eacta, deben calcularse los efectos de interferencia de presión entre lo pozos.
Asi0!),i! &e C)#&)*es &e Pr%&#,,i! e! P%%s &e Ter8i!),i! M@*$i"*e (uando un pozo penetra varios bloques verticales, debe asignarse un caudal específico a cada uno de los bloques en la columna del pozo 0#ig. E.A4. +os caudales de pozos pueden especificarse como caudal total de petróleo, q ot, caudal total de líquido, q ot P qJt, o caudal total de fluido, q ot P qJt P qgt. *ara evitar contabilizar las diferencias en la cabeza idrostática del pozo, a veces se supone que la caída de presión 0p b % pJf 4i y el factor s=in, s, son lo mismo en todos los bloques malla del pozo. Sobre esta base la 6c.E.E se simplifica a
qoi =
(kh) i (k ro / µ o Bo ) i q ot n
∑ (kh) (k i
ro
/ µ o Bo ) i
i =1
E+e,$%s Cer,) &e* P%%. 6l efecto de factores cerca del pozo en la productividad o inyectividad del mismo puede manejarse por introducción de un factor s=in no nulo para calcular un radio aparente del pozo. 6fectos que pueden manejarse de esta manera incluyen daño del pozo, efectos de la perforación, penetración parcial, fracturamiento, acidificación y pozos inclinados 0desviados4. 6l factor s=in del pozo para estos efectos es aditivo k
st = ∑ s j j =1
:onde st es el factor s=in total y s j es factor s=in individual causado por el daño, penetración parcial, etc., 6l factor s=in total, s t, tambi@n puede obtenerse por restitución de presión, m@todos de análisis y de estimaciones de eficacia de flujo o relación de daño.
Re*),i%!es &e Re!&i8ie!$% &e I!+*#(% Oazemi proporciona una discusión ecelente de 5*3 para pozos con empuje de gas en solución.
#ig. E % 5*3 zona simple. 0:e *rinciples of oil Jell production, por '.6.1.Dind. $IG$, ;c)raJ/-ill *ublising (o.4
J F
= J P
(k ro / Bo µ o ) F (k ro / Bo µ o ) P
#ig.F % 5*3 de zona m>ltiple 0a4 reservorio ejemplo con mezcla de producción 0b4 5*3 compuesto para el reservorio. 0:e *rinciples of 2il 1ell *roduction, de '.6.1.Dind. $IG$, ;c)raJ/-ill *ublising (o.4
Se#&% #!,i%!es &e* P%%
#ig. G % :istribución de saturación cerca del pozo resultado de conificación o cuspidificación
#ig.I % :istribución de saturación cerca del pozo resultado de la estratificación *ara un juego particular de condiciones impuestas al modelo de pozo, abrá una >nica relación entre las permeabilidades relativas cerca del pozo y la saturación global promedia de los bloques en el modelo de pozo que representa el bloque malla 0o bloques4 que contienen el pozo en el modelo de reservorio completo.
i0.1 B Seudo funciones de saturación para pozo productor 0a4 boca de pozo vs saturación del bloque malla, 0b4 #unciones de la roca y permeabilidad seudorelativa
#!,i%!es &e C%!i+i,),i! #lujo tridimensional 0<:4, multifase puede ocurrir en la región cerca del pozo debido a conificación de agua o gas. Se usan tres clases de modelos para representar conificación de agua o gas en un modelo num@rico a escala de campo soluciones analíticas, correlaciones basadas en modelos num@ricos de conificación y seudo funciones.
C)#&)*es &e I!=e,,i! &e P%% = Presi%!es 3eemplazando los t@rminos de inyección/del/pozo fuente del simulador con ecuaciones analíticas es análoga al procedimiento usado para pozos productores
i p
= I pm ( p wf − pb )
E.$A
:onde el índice de inyectividad, 5 pm, es medido en el campo y convertido a un valor del modelo o es derivado para una región de inyección radial como
I pm
=
0.00708kk rp h B p µ p [ln( r eq / r w ) + s + c
2tro factor que puede afectar el rendimiento de inyección/del/pozo es la inyección de agua de superficie o agua de mar a un reservorio de temperatura muy superior
#ig. $$ % :eclinación de inyectividad resultante de enfriamiento
Re!&i8ie!$% &e *#(% &e S)*i&) &e* P%% 6s deseable especificar un caudal o condición de límite de presión en boca de pozo o alg>n otro punto en las facilidades de superficie. *ara acer así, es necesario usar un modelo idráulico para considerar flujo monofásico, bifásico, o trifásico en las cañerías. 'al modelo puede derivarse de un balance de energía o de presión o empíricamente de datos eperimentales. 6l resultado es una ecuación de la forma
pin
− pout = ∆ p f + ∆ p h + ∆ p ke + ∆p w
E.$G
:onde Npf K caída de presión causada por trabajo irreversible resultado de perdidas de fricción, Np K caída de presión causada por perdida de cabeza o peso específico resultado del
fluido en tubería. Np=e K caída de presión causada por cambio de energía cin@tica o p@rdida de aceleración resultado de cambios de velocidad, y NpJ K caída de presión causada por perdida de trabajo eterno, como arrancar una turbina 0una bomba introduciría un /NpJ4.
I!=e,,i! &e A0#) *ara pozos inyectores de agua la presión de cabeza y 8-*, p a trav@s de la 6c. E.$G. 6l resultado es pJf K pJ % Npf P Np
y pJf , puede relacionarse
J
E.$I
+a 6c.E.$I tambi@n pueden usarse para flujo orizontal o inclinado dónde Np es la cabeza idrostática para un cambio de elevación, Nz, sobre la longitud + y p J y pJf son las presiones de entrada y salida, respectivamente.
Pr%&#,,i! e I!=e,,i! &e G)s :ebido a que el gas es altamente comprimible, debe introducirse una ecuación de estado que relaciona densidad a presión en las ecuaciones de flujo para el gas antes de la integración sobre la longitud. 6l resultado es una ecuación de la forma 2 2 2 p wf = Ap wh + Bq ( A − 1)
6. C%!&i,i%!es O"er)$i5)s +os requisitos para un modelo real de condiciones operativas de un campo son 6l conocimiento de la istoria de los pozos, información sobre el equipo en uso, sus características operativas, datos de caudales istóricos y presiones. 'ambi@n es importante enterarse de los problemas operativos, como arenamiento de terminaciones, deposición de parafina o asfalto en el fondo del pozo y el efecto de estos. Se debe comunicar con el personal operativo del campo para lograr una buena descripción del reservorio
#ig. $7 2perador de planta en actividades rutinarias de control fuente (uando se eamina los arcivos de pozos y discute las operaciones con el personal de campo, se busca las razones básicas por qu@ los caudales o presiones se mantienen o cambian con el tiempo. (audales de producción o inyección son constantes cuando el flujo es controlado por co=es superficiales o sub/superficiales, +as presiones de producción o inyección serán constantes cuando los pozos productores están cerrados, cuando los pozos inyectores se alimentan a trav@s de reguladores de flujo en cabeza de pozo.
Presion de produccion vs tiempo 3 2
Presion (*1000 Psia)
1 0 0
1
2
3
4
5
6
7
8
Tiempo (años)
#ig. $< diagrama que muestra una presión de producción constante. #uente elaboración propia +os caudales o presiones variaran si
$. (ambios deliberados como instalación de elevación artificial, cambios en tamaño de bombas, compresores, tamaño de co=e 7. (ambios inducidos por efecto de permeabilidad relativa, arenado de baleos o del ueco de pozo, problemas de asfalto o parafina, <. (ambio en características del pozo resultantes de mantenimiento ?. (ambios por configuración de producción en superficie
#ig.$? 5nteracción de pozos a trav@s de cabeceras de flujo A. 'erminación m>ltiple en zonas que vacían a diferentes caudales. E. :epleción de presión o inicio de mantenimiento de presión.
6.6 Re?#eri8ie!$% &e D)$%s7 +os datos típicos para una rutina de gestión de pozos que se introducen a nivel de control de pozo, grupo o campo!reservorio
Ni5e* &e "%% 3estricción 123 3estricción )23 (audales máimos de inyección de gas y agua (audales máimos de petróleo o gas del pozo (audal mínimo de petróleo *resión de cabeza de pozo 3elación de profundidad vertical real a profundidad medida de pozos desviados direccionalmente 'amaño del tubing
Ni5e* &e 0r#"% 3estricción 123
3estricción )23 (audales máimos de petróleo, agua, y gas D>mero de torres de perforación disponibles D>mero de torres de mantenimiento disponibles 'iempo de perforación para inyectores y productores 'iempo de ;antenimiento!re/terminación por pozo #actores operativos *resión del separador *resión de reservorio mínima permisible +ista de prioridad de perforación +ista de prioridad de mantenimiento
Ni5e* &e C)8"%Reser5%ri% 2bjetivo de producción de petróleo 2bjetivo de gas seco 0ventas4
6. RESUMEN
6n resumen una gestión de pozo es aquella rutina mediante la cual se toma decisiones operativas de manera lógica y ordenada durante el curso de una simulación con una intervención manual mínima, *ara ser efectiva, una rutina de gestión de pozos debe diseñarse con las siguientes consideraciones en mente $. 2bjetivos de la Simulación en )eneral y de )estión del *ozo en *articular. 7. Simplicidad de :iseño y (aso de "plicación. <. 6ficiencia de (ómputo.
