Flujo Bifásico e IPR: Claves para la Productividad en Reservorios de Petróleo

Flujo Bifásico en Reservorios de Petróleo

La Ley de Darcy es aplicable únicamente cuando en el reservorio se produce un flujo monofásico. En el caso de un reservorio de petróleo, el flujo monofásico ocurre cuando la presión dinámica de fondo de los fluidos del reservorio está por encima de la presión del punto de burbuja a la temperatura del yacimiento. Durante la depleción del reservorio, la presión del mismo continúa cayendo, aunque puede mantenerse mediante la inyección de fluidos en una recuperación asistida. Como consecuencia, durante la depleción, la presión dinámica de fondo puede caer por debajo del punto de burbuja, lo que puede resultar en la coexistencia de un flujo monofásico con uno bifásico dentro del reservorio. Este fenómeno requiere el uso de un Índice de Productividad (IPR) Compuesto.

Índice de Productividad (IPR) de Vogel

En el caso del flujo bifásico, donde la presión promedio del reservorio (pr) está por debajo de la presión del punto de burbuja, se recomienda el IPR de Vogel.

La curva del IPR puede generarse a partir del caudal máximo (qomax), así como de la presión promedio del reservorio (pestática) y el caudal (qo) a la correspondiente presión dinámica. Para cualquier caso, se necesita realizar un ensayo de recupero de presión (build-up test) para conocer pr, y también se debe realizar un ensayo de flujo mediante orificio calibrado para conocer el caudal entregado por la formación.

Consideraciones sobre el IPR de Vogel y el Factor Skin

Es importante considerar que el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del factor skin y, por lo tanto, se aplica únicamente a pozos que no presentan daño. Sin embargo, Standing extendió las curvas de IPR de Vogel para poder aplicarlas a pozos con daño o estimulados.

IPR Compuesto: Combinación de Modelos

El IPR Compuesto es una combinación de índices de productividad. Se basa en la Ley de Darcy cuando las presiones del reservorio están por encima de la presión del punto de burbuja, y cuando la presión está por debajo de dicho punto, se utiliza el IPR de Vogel. Este IPR se utiliza particularmente cuando la presión del reservorio (pr) está por encima de la presión de burbuja y la presión dinámica de fondo (pwf) está por debajo.

Método de Fetkovich para la Productividad de Pozos

Fetkovich demostró que los pozos de petróleo que producen por debajo de la presión del punto de burbuja, así como los pozos de gas, exhiben curvas de índices de productividad (IPR) similares.

Conclusión: Optimización Continua de la Producción

El sistema completo de producción involucra una serie de factores interrelacionados que son determinantes en la selección y el rendimiento del sistema de levantamiento artificial seleccionado. En el caso de pozos que no requieren sistemas de extracción, el estudio de la fluidez dinámica en cada una de las partes del sistema es vital para maximizar la producción y mantener la vida útil y la energía del reservorio. Estudios previos para lograr la instalación óptima de trabajo resultan necesarios en cada etapa de la vida útil del reservorio, ya que las condiciones de operación son dinámicas y se debe estar siempre alerta a sus cambios.