sábado, 13 de junio de 2009

Simulación óptima de las curvas de producción de un pozo (parte III)
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Los datos obtenidos de la historia de producción de un pozo en particular, o de varios pozos provenientes del mismo yacimiento, pueden graficarse de diferentes formas, las más comunes son:
- Producción acumulativa de gas contra la producción acumulativa de aceite Gp vs. Np.
- Presión contra la producción acumulada de petróleo. P vs. Np.
- Tasa de producción contra el tiempo. Qo vs. Np.
- Profundidad del contacto Agua-Petróleo (CAPO) contra la producción acumulada (Np).
- Tasa de producción contra la producción acumulada.
- Porcentaje de agua presente en la producción contra la producción acumulativa (WOR= La razón de agua y petróleo).

Las graficas mostradas en la figura son las que se usan con mayor frecuencia para el uso de la interpretación de la declinación de la producción, debido a su simplicidad y lo fácil que son para trabajar.

La gráfica de porcentaje de agua contra la producción o contra la producción acumulada, son usada con mayor frecuencia en yacimiento donde la producción de hidrocarburo se fija debido a los niveles de corte de agua presente. Y de esta manera los datos de las tasa de producción de petróleo pueden extrapolarse, hasta que el porcentaje de agua en presente llegue a su valor limite económico.

Las gráficas en la cuales se visualice la presión en contra a la producción acumulativa, nos ofreces una señal en cuanto a conocer que tipo de energía esta actuando en el yacimiento, Por ejemplo si te tratará de un yacimiento en el cual este gobernado por el empuje hidráulico, la caída de presión será tenue (fig. 1.2 a), en cambio en yacimientos volumétricos (fig 1.2 b), la caída de presión a medida que se obtenga mas producción disminuirá mucho mas rápido en comparación a la de los yacimientos gobernado por empuje de agua.

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