indice de productividad

El índice de productividad, es un indicador de la capacidad o habilidad para producir fluido de un pozo. Se expresa como la relación entre el caudal producido en tanque (Q) y la caída de presión del yacimiento. Cuando la presión dinámica de fondo de pozo (Pwf) es mas grande que la presión de punto de burbuja (Pb) , el flujo de fluido es similar a un flujo monofásico.

IP = Q/ (Pr - Pwf)

IP=Indice de productividad
Q= Caudal de fluido de ensayo
Pr= Presión estática promedio del yacimiento
Pwf= Presión dinámica del yacimiento
Como conocemos los yacimientos son concentraciones significativas de materiales o elementos interesantes para algún tipo de ciencia, en el caso que nos compete que es el de los hidrocarburos, entonces la definición de yacimientos seria la de yacimientos dehidrocarburos el cual definiríamos como el cuerpo de roca porosa y permeable en el que se encuentra acumulado cierto volumen significativo de hidrocarburos. Ahora bien su clasificación depende de ciertos factores los cuales desarrollaremos de la siguiente manera:

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL PUNTO DE BURBUJA

Antes que todo recordemos que el punto de burbuja o de burbujeo es una fase líquida conuna cantidad infinitesimal de gas, es otros términos es cuando aparece la primera burbuja. De acuerdo a este punto se obtiene la siguiente clasificación:

SUBSATURADOS

En estos yacimientos la presión inicial es mayor que la presión de burbuja, por ende el gas se encuentra aun disuelto en el petróleo y no hay volumen inicial de capa de gas. Inicialmente se encuentra en la fase líquida,eventualmente las burbujas de gas se desprende una vez alcanzado el punto de burbuja, en donde el gas liberado posteriormente se aglutina hasta tener condiciones de flujo al pozo en cantidades cada vez mas incrementable, mientras que el flujo de crudo decrece gradualmente.

SATURADOS

En estos yacimientos la presión inicial es menor o igual que la presión de burbuja, por ende el yacimiento esbifásico, contiene una zona líquida y otra gaseosa. Debido a que la composición del gas y el crudo son diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición. La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas está en el puntode rocío (fase gaseosa con una cantidad infinitesimal de líquido) y podría ser retrógrada o no retrógrada. El comportamiento retrógado se produce por la disminución de presión que produce condensación en parte de la mezcla.
Yacimientos saturados y subsaturados
El petróleo de un yacimiento está saturado con gas a cualquier P y T si al reducir ligeramente la P se libera gas de la solución. Elpetróleo de un yacimiento está subsaturado con gas a cualquier P y T si al reducir ligeramente la P no se libera gas de la solución. El estado subsaturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo.
ANALISIS NODAL
El análisis nodal permite entre muchas cosas, hacer un cotejo de las condiciones de productividad de un pozo de gas y petróleo. El sistema esta conformado básicamente porel comportamiento o aporte de fluidos desde el yacimiento (curva de oferta o inflow) y la curva de levantamientos de fluidos (llamada generalmente, curva de demanda,VLP u outflow). Las ecuaciones matemáticas para el cálculo del inflow se basan generalmente en modelos de índice de productividad, la ecuación de Darcy, Vogel, Jones y Forchheimer, mientras que la curva de levantamiento puede sercalculada con las correlaciones de Hagerdon & Brown, Beggs & Brill, Duns & Ros (que son las tradicionales, por así decirlo). La intersección de estas dos en la gráfica de pwf vs. q es la condición actual de operación del pozo en estudio. Ahora bien, las curvas de VLP se van a encontrar influenciadas por dos fenómenos que ocurren a nivel de pozo: la primera es el efecto de holdup, que no es más que...