Índice de productividad.

Este es un indicador que mide la potencialidad del pozo de producir fluidos, considerando la tasa de producción y el diferencial de presión en el punto medio del intervalo de productor, este índice se calcula mediante la siguiente relación:
IP= Q/ (Pe-Pwf)
Donde:
IP=Indice de productividad (bbl/dia.lpc)
Q=Tasa de producción (bbl/dia)
Pe=Presión estática (lpc)
Pwf=Presión de fondo fluyente (lpc)

Entradas populares de este blog

Paràmetros Geològicos Que Influyen Sobre La Intensidad Del Fracturamiento

Imagen
Estos parámetros muestran cuan eficiente se encuentran las fracturas a lo largo del yacimiento y su valor es de mucha importancia porque a mayor cantidad de fracturas o intensidad de fracturamiento, es mayor el área de matriz que esta expuesta o en contacto con las fracturas y para tener una buena ubicación de los pozos a perforar a lo largo del yacimiento. Al aumentar la intensidad de fracturamiento los bloques de la matriz se van haciendo cada vez mas pequeño lo que asegura que el hidrocarburo alojado en ellos, se conducirá mas fàcilmente a las fracturas y a través de ellas a los pozos productores. Esto resulta así porque , en este tipo de yacimientos la permeabilidad de la matriz es baja y es mas rápido desalojar el fluido de un bloque pequeño que de uno grande. La Composición Las rocas están compuestas por distintos materiales, unos o mas dúctiles que otros. Si una roca sometida a un estado de esfuerzos esta compuesta por materiales mas quebradizos, lo que se presenta es que ella...
Leer más

EBM generalizada para Yacimientos Naturalmente Fracturados (1)

Imagen
Durante los últimos años, la investigación se ha hecho en las ecuaciones de balance de materiales (EBM) para yacimientos naturalmente fracturados (NFR) con el fin de mejorar el rendimiento yacimiento. Sin embargo, todos los esfuerzos anteriores sólo son aplicables cuando el fluido se encuentra en un depósito restringido. En 1994, Walsh desarrolló un método lineal generalizado para estimar las reservas de petróleo convencional en los yacimientos aplicables a toda la gama de fluidos. En 2001 Peñuela et al. Introduce un modelo matemático que considera un principio, petróleo líquido en un medio poroso compuesto de matriz interdependientes y sistemas de fracturas. La propuesta de ecuación de mejorar el método de modelado de yacimientos naturalmente fracturados considerando la diferencia de compresibilidad entre la matriz y la fractura de los sistemas. Finalmente en 2003 Niz propuso un extendido a la formulación de la línea straitgth en yacimientos naturalmente fracturados presentado por Peñ...
Leer más

Método de predicción de producción de hidrocarburos de Muskat

Imagen
Este método fue presentado por Muskat en 1945. El método es aplicable a yacimientos de petróleo que producen por gas en solución con la posibilidad de incluir capa de gas e inyección de gas. Este método hace uso de la ecuación de balance de materiales en forma diferencial y se aplica a volúmenes pequeños del yacimiento con gradientes de presión despreciables. Muskat consideró el yacimiento como un medio poroso homogéneo a lo largo del cual la presión es uniforme. Lo comparó con un tanque con válvulas de salida distribuidas continua y uniformemente utilizadas para drenar fluidos. Cada elemento de volumen del yacimiento produce a través de su propia salida y no existe intercambio de fluido entre los elementos de volumen. El comportamiento del yacimiento total se determina a partir del comportamiento de cualquiera de los elementos de volumen que forman el yacimiento. El cálculo de predicción por el método de Muskat puede resumirse en los siguientes pasos: 1) Se construyen gráficos de λ, σ...
Leer más