MECANISMOS DE CONTROL DE PRODUCCIÓN EN POZOS POR

FLUJO NATURAL

Autor(es):
Quevedo D, Juan A (50)
V- 27.511.075
Asesor(es):
Ing. Daniela Medina
Asignatura:
Producción de Hidrocarburos

Cabimas, Junio 2021

 INTRODUCCIÓN

En el presente trabajo, pretenderé exponer varios aspectos

relacionados con la curva de comportamiento de afluencia y su relación
existente entre la tasa de producción y las caídas de presión del yacimiento,
además conoceremos las variables por las que se ven afectadas las curvas
de comportamiento de afluencia, las curvas de gradiente vertical y horizontal
y la tasa de producción del pozo.
Una vez conocidos y manejados estos aspectos podremos conocer el
control de los pozos con flujo natural, ya que estos deben tener una buena
caracterización tanto de su regímenes de flujo y su aporte energético, debido
a que mientras más prolongada sea la producción por flujo natural mayor
será la rentabilidad del pozo, no es solo cuestión de tener una tasa máxima
de petróleo, sino de usar la energía de la mejor forma posible, minimizando
el daño, sin sobrepasar velocidades críticas de flujo en el espacio poroso,
evitando la entrada abrupta del agua, empleando estrangulares de flujo y
terminaciones adecuadas en los pozos.
 DESARROLLO

1. Factores que afectan la curva de comportamiento de

afluencia.
Es necesario saber que la curva de comportamiento de afluencia es
aquella que representa la relación que existe entre la tasa de producción y
las caídas de presión del yacimiento. Los factores por la que se ve afectada
la curva de comportamiento de afluencia son los siguientes:
 Daños en la formación originados durante la perforación o
completación del pozo, lo que ocasiona una caída de presión original en la
zona dañada, cuando el pozo está en producción.
 Trabajos de reacondicionamientos y/o estimulación que
ocasionan un incremento adicional en la tasa de producción de líquido para
un determinado diferencial de presión.
 Aumento de la presión promedio del yacimiento, causado por
trabajos de represionamiento en el mismo.
 Alteración del flujo de fluidos dentro del yacimiento, debido a
trabajos de recuperación mejorada.
En la siguiente imagen podremos observar un ejemplo de la curva
comportamiento de afluencia
 2. Variables que afectan las curvas de gradiente vertical y
horizontal.
Variables Que Afectan Las Curvas De Gradiente Vertical:
 Efecto del Diámetro de la Tubería: Al paso en que aumenta la
medida del diámetro de la tubería, disminuyen las pérdidas de presión a lo
largo de la tubería. Sin embargo, si la tubería es muy grande, el
deslizamiento del fluido aumenta el gradiente
 Efecto de la Tasa de Flujo: Al presenta mayores tasas de flujo,
mayores serán las pérdidas de presión en la tubería. Sin embargo, cuando la
tasa es muy pequeña, el deslizamiento del líquido aumenta el gradiente.
 Efecto de la Relación Gas-Líquido: Mientras aumenta las
medidas en la relación gas-líquido, la presión de fondo fluyente disminuye
hasta llegar a un mínimo (RGL óptima) a partir del cual un aumento de la
relación gas-líquido provoca un aumento de la presión de fondo fluyente.
 Efecto de la Densidad del Líquido: Al aumentar el volumen en
la densidad del líquido, aumentan el gradiente. Mientras más pesada sea la
columna de fluido, la presión de fondo fluyente aumentará, reduciendo el
diferencial de presión en la formación productora por lo que la tasa de
producción disminuye.
 Efecto de la Viscosidad Líquida: Al presenciar aumento en la
viscosidad, aumentan las pérdidas de energía por la mayor resistencia al
flujo (fricción).
 Efecto del Deslizamiento: A mayor deslizamiento entre fases,
mayores serán las pérdidas de energía en la tubería; este fenómeno se
presenta a bajas tasas de producción.
 Efecto de Energía Cinética: El efecto de la energía cinética es
pequeño en la mayoría de los casos, sin embargo, se recomienda incluirlo en
regiones de baja densidad y altas velocidades, esto por lo general ocurre a
bajas presiones (menores de 150 lpc), donde causa un aumento en las
pérdidas de presión.
 Variables Que Afectan Las Curvas De Gradiente Horizontal
 Efecto del Diámetro de la Tubería: Mientras los diámetros de
la tubería sean menores, mayores serán las pérdidas de presión a lo largo de
la tubería.
 Efecto de la Tasa de Flujo: A mayor tasa de flujo, mayor será
la velocidad de los fluidos transportados, lo que provoca un aumento de las
pérdidas por fricción.
 Efecto de la Relación Gas-Fluido: En tuberías horizontales, a
mayor relación gas fluido mayor es la pérdida de presión, esto se debe a que
la tubería debe transportar un fluido adicional.
 Efecto de la Viscosidad de la Fase Líquida: Mientras mayor
volumen en su viscosidad en la fase líquida mayor será la resistencia de
dicha fase para fluir por lo que mayores serán las pérdidas de energía en la
tubería.
 Efecto de la Energía Cinética: En altas tasas de flujo en
regiones de baja presión (< 150 lbf/pulg²), donde la densidad es baja y la
velocidad se incrementa rápidamente, el término de aceleración no se toma
en cuenta.
3. Variables que afectan la tasa de producción de un pozo
petrolero.
La tasa de producción de un pozo, es efecto del balance entre la
oferta de energía del yacimiento y la demanda de energía del pozo,
incluyendo sus facilidades de transporte hacia la superficie. Para realizar
este balance, es necesario conocer el consumo de energía en los distintos
componentes del sistema de producción.
La energía natural del yacimiento siendo está muy elevada, permitirá
extraer del pozo altos caudales de líquido por flujo natural. No obstante, para
explotarlo eficientemente es necesario controlar la tasa de producción del
pozo, debido a que, con el tiempo, la energía del yacimiento disminuirá y no
podrá transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie, y el pozo
dejará de producir por flujo natural.
A continuación se mencionara las variables que afectan la tasa de
producción de un pozo:
a) Efecto de la relación gas-liquido: Cuando la relación gas-
liquido aumenta la columna de fluido el pozo se hace más liviano, por lo que
la curva de demanda se desplazara hacia abajo en consecuencia la tasa de
equilibrio aumenta en la medida en que la RGL aumenta.
Sin embargo dada la existencia de un “gradiente mínimo” para una
determinada tasa de producción existirá para cada tasa de producción, una
RGL por encima de la cual la presión de fondo de un pozo (Pwfs) comenzara
a aumentar, por lo que la curva de demanda empezara a ascender en la
medida en que aumenta la RGL en consecuencia la tasa de equilibrio
comenzara a disminuir
b) Efecto del diámetro del eductor: Para una determinada tasa
de producción a mayor diámetro de la tubería de producción (Eductor) le
corresponde menor presión de fondo fluyente (Pwfs) por lo que la curva de
demanda se desplazara hacia abajo en consecuencia a mayor diámetro le
corresponde mayor tasa de producción.
Sin embargo, en una tasa determinada existe un diámetro a partir del
cual comienza a aumentar la Pwfs, efecto por el líquido que se regresa por
las paredes de la tubería, en consecuencia a mayor diámetro le corresponde
mayor tasa de producción.
c) Efecto de otras variables no manipulables en el campo.
Presión estática: A mayor presión estática corresponderá mayor tasa
de producción. La curva de oferta se desplazara hacia arriba
Relación agua-petróleo: A mayor relación agua-petróleo, corresponde
menor tasa de producción. La columna de fluido será más pesada y la curva
de demanda se desplazara hacia arriba.
 Presión del separador: A menor presión del separador mayor será la
tasa de producción. La curva de demanda será desplazada hacia abajo.
Índice de productividad: A mayor índice de productividad mayor es la
tasa de producción. La IPR se aproximara más a la horizontal.

4. Control de pozos por flujo natural.

Cuando un pozo se pone a producir por primera vez, la tasa de
producción de equilibrio por lo general es muy alta, y dejarlo producir sin
restricción alguna, podría ser perjudicial tanto como para el pozo como para
el yacimiento. Entre las razones más importantes que justifican el
mantenimiento de los niveles de producción dentro de ciertos límites, se
tienen:
 Seguridad.
 Aprovechar eficientemente la energía natural del yacimiento.
 Evitar problemas de producción como: Arenamiento,
Conificacion de gas o agua.
 Otros como: Mercado. O Conservación de hidrocarburos.
Una de las técnicas más utilizadas en la industria petrolera para
controlar la tasa de producción de un pozo, es la de reducir bruscamente el
diámetro de las líneas de flujo superficiales mediante los llamados
“estranguladores de flujo”
Los estranguladores de flujo son dispositivos con un orificio de
diámetro menor a al diámetro de la tubería donde será instalado y cuyo
objetivo es el restringir, controlar y regular la tasa de producción de un
determinado pozo. Este dispositivo por lo general se coloca en las líneas de
flujo superficiales inmediatamente después del árbol de navidad.
En un pozo donde se coloca un estrangulador de flujo, en
comparación con el pozo sin estrangulador lo que ocurre es una semi-
restauración de la presión en el yacimiento y en el pozo, mientras más
pequeño es el diámetro del estrangulador mayor será la presión de fondo
fluyente (PWFS) y en consecuencia, menor será la tasa de producción.
En yacimientos existe una gran cantidad de factores que disminuyen
la capacidad de producción de un pozo, pero primordialmente es el potencial
quien delimita si el pozo fluye o no naturalmente.
Los pozos con flujo natural deben tener una buena caracterización
tanto de su régimen de flujo y su aporte energético, dado a que mientras más
prolongada sea la producción por flujo natural mayor será la rentabilidad del
pozo, debido a que aprovecharía al máximo su energía de la mejor forma
posible, minimizando el daño, sin sobrepasar velocidades críticas de flujo
que afectarían el espacio poroso.
 CONCLUSIÓN

Según la información obtenida en este trabajo de investigación se

concluye que las curvas IPR representan la capacidad de aporte del
yacimiento a través de un pozo en específico, y la potencialidad de un pozo
se mide mediante el índice de productividad y no a través de la tasa de
producción.
El índice de productividad es un valor que varía a lo largo de la vida
productiva del pozo. El método de Standing considera que la productividad
de un pozo se ve afectada directamente por los daños o cambios que afectan
al mismo. Es por ello que este método es uno de los más usados para la
elaboración de las curvas IPR.
Las curvas IPR tienen muchísima importancia en la industria petrolera,
por medio de estas se puede calcular la tasa de producción a una presión de
fondo fluyente dado; también pueden usarse para determinar un método de
producción optimo, diseño de levantamiento artificial, diseño de estimulación,
tratamiento y desempeño de producción, permitiendo observar el rendimiento
del pozo luego de los cambios realizados.
 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Maggiolo, R., Sánchez. (1981) Producción de Hidrocarburos Flujo

Natural. Universidad del Zulia, Maracaibo.
Freddy H. Escobar. (2008). Fundamentos de Ingeniería de
Yacimientos.
Ing. Alberto Abarca. (2015). Compendio Producción de Hidrocarburos I
(Flujo natural).
Comunidad Petrolera. (2008). Capacidad De Producción De Un
Sistema Petrolero.
Instituto Universitario Politécnico “Santiago Mariño” (2015). Manual de
trabajo especial de grado Caracas: Autor.
En línea:
https://www.slideshare.net/AndreaGalvis2/123863598-
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https://www.portaldelpetroleo.com/2020/04/sistema-petrolero.html
https://www.slideshare.net/lexvandeacon/2-comportamiento-de-
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http://www.petroleoamerica.com/2014/02/flujo-natural-produccion-de-
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https://lacomunidadpetrolera.com/2007/12/capacidad-de-produccin-de-
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