Analisis prueba de presion

RESEÑA HISTÓRICA

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Los primeros elementos de medición de presiones registraban un solo punto de presión. Los instrumentos de medición continua de presión fueron introducidos en 1930. El método de Recobro en Hidrología (análogo al método de Horner) fue introducido por Theis3 en 1935.

 

En 1937, Muskat 4 presentó un método para determinar presión estática P del área de drenaje en pozos petroleros, es un método semilog de ensayo y error. En 1949, Van Everdingen y Hurst5, presentaron un estudio clásico de análisis de pruebas de pozos, y desarrollaron una solución al problema pozo-yacimiento con efecto de llene, e introdujeron la primera Curva Tipo. Miller, Dyes y Hutchinson6, (MDH), presentaron en 1950, un método basado en soluciones presentadas por Van Everdingen y Hurst5, donde establecen que (pws) debía ser una función lineal del tiempo de cierre, log Δt. Presentaron gráficos para determinar presión estática del yacimiento bajo condiciones de límite exterior cerrado y a presión constante e investigaron y propusieron un método para analizar presiones para flujo multifásico. Horner7 , en 1951 presentó un método para analizar pruebas de restauración de presión y determinó que un gráfico de la presión de fondo de cierre, pws,, debía ser una función lineal del log (t+Δt)/Δt. Horner7 identifica fallas geológicas y presenta el primer método para determinar presión estática del yacimiento, usando información del “transient”.

 

En 1953 Van Everdingen y Hurst8,9, introducen el efecto de daño (S). En 1955 Perrine10, presentó una revisión de los trabajos de Horner y MDH, y propuso un nuevo método para análisis de pruebas de presión para flujo multifásico. Más tarde Martin11 estableció las bases teóricas para este método. Matthews, Brons y Hazebroek12 (MBH) presentaron en 1954 un estudio donde utilizaron el principio de superposición en espacio, para determinar el comportamiento de presión de pozos localizados dentro de áreas de drenaje rectangular. Desarrollaron además un método para determinar presiones promedio de área de drenaje (p) el cual hace uso de información Transient de presión y de la presión extrapolada, (p*) de Horner. Este método es uno de los más utilizados actualmente para determinar presión promedia del yacimiento. Al-Hussainy, Ramey y Crawford13 introdujeron en 1966 el concepto de la función pseudos presión, m(p), para gases la introducción de esta función removió la suposición de que los gradientes de presión tenían que ser pequeños para obtener una ecuación de flujo de gas en yacimientos, definió condiciones de aplicabilidad de estudios presentados anteriormente y extendió la teoría de análisis de pruebas de presión de líquidos a gases utilizando la función m(p).

 

En 1968, Earlongler, Ramey, Miller y Mueller, aplicaron el principio de Superposición en espacio para obtener la solución del problema de un pozo produciendo a tasa de flujo constante, localizado en diferentes posiciones dentro de un área de drenaje rectangular. Mostraron como usar el problema de un pozo en el centro de un cuadrado para general soluciones para áreas de drenaje rectangular.

 

En 1970 Agarwal, Al-Hussainy y Ramey14 introdujeron el análisis de los períodos iniciales de flujo o restauración de presión mediante el Método de la Curva Tipo, para un pozo localizado en un yacimiento infinito con efecto de llene y efecto de daño. En el método de Curva Tipo, el problema pozo-yacimiento se formula matemáticamente de acuerdo a las leyes físicas del flujo de fluido en medios porosos y aplicando determinadas condiciones iniciales y de contorno. Las ecuaciones resultantes se resuelven mediante métodos del análisis clásico matemático (transformación de Laplace, funciones de Green, etc.) o mediante técnicas del análisis numérico (diferencias finitas, elementos finitos); luego, la solución se dibuja en un papel (Curva Tipo) y se trata de ajustar los datos reales dibujados en un papel semi-transparente (Gráfico de Campo) a la solución teórica. McKinley15 en 1971 y Earlougher y Kersch16 en 1974 también han presentado modelos de Curva Tipo para el problema del pozo con efecto de llene y de daño. El modelo de Mc Kinley15 fue desarrollado para pruebas de restauración de presión y es un modelo que utiliza diferencias finitas. Fue desarrollado para un valor determinado de la constante de difusividad y para condiciones de contorno de presión constante en el límite exterior. Tal como fue formulado originalmente, no permite un análisis cuantitativo del efecto de daño. La idea de que todas las curvas convergen a tiempos muy pequeños a una sola curva va a usarse posteriormente en Curvas Tipos más modernas (Gringarten, et al .17, Bourdet, et al .18). Una de las principales ventajas de la Curva Tipo de Earlougher y Kersch16 es haber reducido los parámetros de las curvas a uno solo: CDe2S, este tratamiento va a ser usado posteriormente en las Curvas Tipo más modernas.

 

En 1979 Gringarten et al.17 introducen una Curva Tipo para yacimientos homogéneos con condición de contorno interior en el pozo de efecto de llene y efecto de daño y para yacimientos de fractura inducida. Matemáticamente Gringarten et al. 17 modificaron la solución de Agarwal et al. en el campo de Laplace e invirtieron esta solución usando el algoritmo de Sthefest. Tradicionalmente se utilizaban métodos clásicos del análisis matemático para determinar la transformada inversa (formula de Mellin)

CAPITULO I

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Objetivos:

1. Proporcionar al Ingeniero las bases teóricas que permitan el entendimiento de las relaciones matemáticas a utilizar. Esto implica conocer las ecuaciones de flujo la formulación del problema con valor de frontera.

2. Escribir las ecuaciones apropiadas para describir un sistema pozo – yacimiento particular.

3. Análisis, interpretación y validación de las pruebas de pozos usando las técnicas más modernas de análisis. Esto incluye análisis simplificado log – log, análisis semi – log, métodos de Curva Tipo, análisis específicos, Métodos de la

Derivada, Convolución, Deconvolución.

4. Uso y aplicación de programas comerciales de diseño, en análisis e interpretación de pruebas de pozos.

 

Aplicacion del Analisis de Presiones: 

 

Pueden ser usadas para obtener:

1. La presión promedio del yacimiento del área de drenaje.

2. Permeabilidad de la formación.

3. Determinar el grado de daño a la formación durante la perforación y completación del pozo.

4. Cuan efectivo o eficiente ha sido una estimulación o tratamiento del pozo.

5. El grado de conectividad entre pozos.

6. Estructura geológicas.

 

Los datos de presión, cuando se combinan con datos de producción de petróleo y agua con datos de laboratorio, de propiedades de las rocas y de los fluidos, constituyen un medio para estimar el petróleo original in situ y el petróleo que puede ser esperado del yacimiento bajo diversas formas de producción.

 

Planificación de pruebas de presión:

 

Durante la planificación se deben definir los parámetros y procedimientos para obtener los datos ya que estos garantizan un resultado satisfactorio al analizarlos. Es importante tomar en consideración las siguientes consideraciones:

Estimar el tiempo de duración de la prueba.
Estimar la respuesta de presión esperada.
Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones.
Tener claras las condiciones del pozo.

 

Características de la planificación:

 

Consideraciones operacionales.
Cálculos requeridos para el diseño.
Ejemplo de diseño de una prueba de restauración de presión

Se deben determinar las condiciones operacionales las cuales dependen de:
Tipo de pozo (productor o inyector).
Estado del pozo (activo o cerrado).
Tipo de prueba (pozo sencillo o pozos múltiples).
Declinación, restauración, tasas múltiples.
Presencia o no de un sistema de levantamiento (requerimientos de completación).

Diseño de pruebas de presión:

 

Es posible realizar pruebas de presión sin diseño previo, sin embargo no es recomendable a menos que se hayan realizado pruebas anteriores a través de las cuales se pueda inferir el comportamiento del yacimiento.  Se deben realizar cálculos requeridos:

Las respuestas de presión esperadas utilizando las propiedades de la formación, conocidas a través de pruebas de laboratorio o registros eléctricos.
Factores fundamentales como: final de los efectos de almacenamiento, final de la línea recta semilogarítmica, pendiente de la recta, etc.

Funciones de una prueba de presión:


1) Obtener propiedades y características del yacimiento como: permeabilidad y presión estática del yacimiento.
2) Predecir parámetros de flujo como:
Límites del yacimiento.
Daño de formación.
Comunicación entre pozos.

Finalidad de una prueba de presión:

 

Consiste en un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas características del yacimiento de manera indirecta. Se causa una perturbación en el yacimiento, se meden las respuestas y se analizan los datos que constituyen el período de flujo transitorio. Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.

 

Ecuaciones Básicas o Leyes Físicas:

 

1. Conservación de la Masa

2. Conservación de la Energía

3. Conservación del Momento

4. Ecuaciones de Transporte. Ley de Darcy.

5. Condiciones de Equilibrio.

6. Ecuaciones de Estado y propiedades de los fluidos y de las rocas.

 

 

 

 

CAPITULO II

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LA ECUACIÓN DE LA DIFUSIVIDAD:

Es la combinación de las principales ecuaciones que describen el proceso físico del movimiento de fluido dentro del reservorio, combina la ecuación de continuidad (que es el principio de la conservación de la masa, y de aquí obtenemos el balance de materia), la ecuación de flujo (ecuación de Darcy) y la ecuación de estado (compresibilidad). Esta ecuación tiene 3 variables: 1 presión que es la del reservorio y 2 saturaciones que son generalmente la oil y la de gas en reservorios volumétricos. A partir de esta ecuación se obtienen las ecuaciones para los tipos de flujo que existen en el reservorio, por ejemplo en la segunda parte de la ecuación de la difusividad la presión varia con el tiempo (deltaP/Delta t) si estamos en el estado psudoestable es decir la la presión no depende del tiempo ya que llego al limite del reservorio (infnit acting) esta variación es 0 por lo que la ecuación de la difusividad tendrá una resolución que es la ecuación de flujo radial para el estado psudoestable Pr – Pwf = Costante*Q*uo*Bo(ln(re/rw)-0.75+S)/kh

 

 

 

Características:

 

1. La ecuación  es lineal solo cuando esta expresada en función de la densidad, ρ.

2. La ecuación es una simplificación que se obtiene al suponer los gradientes de presión de pequeños.

3. Para formular el problema requerimos:

V' Ecuación de flujo

V' Condición inicial.

Condición de contorno

 

Condiciones de contorno en el pozo (en el límite de contorno):

1.  Las suposiciones hechas en el desarrollo de la ecuación son resumidas a continuación:

 

 

 

 

 

 

 

 

Flujo radial hacia el pozo abierto sobre el espesor total del yacimiento.

2.  Medio poroso isotrópico y homogéneo.

3.  Yacimiento de espesor uniforme.

4.  Porosidad y permeabilidad.

5.  Fluido de compresibilidad pequeña y constante.

6.  Fluido de viscosidad constante.

7.  Pequeños gradientes de presión.

Fuerzas de gravedad despreciables

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Limitaciones de la ecuación de difusividad:


a) Medio poroso isotrópico, horizontal, homogéneo, permeabilidad y porosidad constantes.
b) Un solo fluido satura el medio poroso.
c) Viscosidad constante, fluido incompresible o ligeramente compresible.

d) El pozo penetra completamente la formación. Fuerzas gravitacional despreciables.

e) La densidad del fluido es gobernada por la siguiente ecuación:


Donde ρ= densidad, ρi= densidad a pi y c= compresibilidad.

En esta ecuación se toma en cuenta que la presión del fluido siempre es mayor que la del punto de burbujeo.

Aplicando la Ley de Darcy y considerando el flujo horizontal lineal que resulta de la expansión de un fluido que se encuentra inicialmente a una presión po.


Sea ρ = densidad promedia del fluido en los intervalos correspondientes dx y dt.

donde,
m1 = masa que pasa por el plano 1 en dt
m2 = masa que pasa por el plano 2 en dt



Masa neta actual que sale de

La pérdida de peso del fluido entre los planos 1 y 2 para una caída de presión . Igualando el peso neto actual que fluye con la pérdida de peso del fluido en el intervalo dx, se tiene:

Sustituyendo por su valor en , se obtiene:


Esta ecuación se conoce con el nombre de ecuación de difusividad para flujo lineal.

Para determinar la ecuación de difusividad para flujo radial se puede transformar la ecuación de difusividad para flujo lineal en:

Luego se cambia las coordenadas cartesianas a radiales cilíndricas, la ecuación de difusividad para flujo radial se transforma en:

Soluciones para la ecuación de difusividad:

1. Estado estable:

 

Integrando:

Aplicando la Ley de Darcy:


Aplicando las ecuaciones anteriores:


Sustituyendo en

Separando variables: Integrando:

2. Estado pseudoestable:

Sustituyendo:

Separando:


Después de integrar:

Aplicando la condicion de frotera r=re, dP/dr=0 porque el sistema es cerrado:

Luego:

Separando:

Integrando:

CAPITULO III

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TIPOS DE PRUEBAS DE PRESION:


Prueba de Restauración de Presión (Buildup test):

 

La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la presión en el estado transitorio. Básicamente, la prueba es realizada por un pozo productor a tasa constante por cierto tiempo, cerrando el pozo (usualmente en la superficie) permitiendo que la presión se restaure en el pozo, y recordando que la presión (usualmente hoyo a bajo) en el pozo es una función del tiempo. A partir de esta data, es frecuentemente posible estimar la permeabilidad de la formación y la presión del área de drenaje actual, y caracterizar el daño o estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o los límites.

 





Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre Δt, la presión registrada de fondo alcanza el valor estático Pe( presión estática).

El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático de Pe.

PΔt ≤ Pe

Dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el tiempo de cierre se incrementa PΔt se aproximará a Pe.

 

Ecuación de Buildup test:


En unidades de Campo, la ecuación se convierte en




· El valor de la pendiente m es igual al coeficiente del termino del logaritmo de la ecuación 2


· La extrapolación de la línea recta al tiempo de cierre infinito, [(t+Δt)/Δt]=1 , da la presión llamada p*.
a) Esta cantidad es la presión que seria obtenida a un tiempo de cierre infinito.
b) En el caso de un pozo en un yacimiento infinito, p* es la presión inicial.
c) En realidad, p* es menor a la presión inicial de un yacimiento debido al agotamiento de energía del yacimiento por producción de fluidos.
d) P* es ligeramente mayor que la presión promedio en el área de drenaje del pozo.

2.1.1 Factor de daño

 Prueba de agotamiento (drawdown): 

La prueba de agotamiento es realizada por un pozo productor, comenzando idealmente con una presión uniforme en el yacimiento. La tasa y la presión son registradas como funciones del tiempo. Los objetivos de la prueba de agotamiento usualmente incluyen la estimación de la permeabilidad, factor de daño (skin), y en algunas ocasiones el volumen del yacimiento. Estas pruebas son particularmente aplicables para:
· Pozos nuevos.
· Pozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para permitir que la presión se estabilice.
· Pozos en los que la pérdida de ingresos incurridos en una prueba de restauración de presión sería difícil de aceptar.




Los pozos exploratorios son frecuentemente candidatos para pruebas de agotamiento extensas, con un objetivo común de determinar el volumen mínimo o total que será drenado por el pozo.
Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos estabilizados de flujo

 

Prueba a tasas de Usos Múltiples:

 

Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos estabilizados de flujo. A través de esta prueba se puede determinar el índice de productividad del pozo y también se puede utilizar para hacer un análisis nodal del mismo.


Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (Fall off test):

 

Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo. La teoría supone una tasa de inyección constante antes de cerrar al pozo.
• Con esta prueba es posible determinar : Las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector, Permite dar un seguimiento de las operaciones de inyección de agua y recuperación mejorada, estimar la presión promedio del yacimiento, medir la presión de ruptura del yacimiento, determinar fracturas, determinar si existe daño en la formación, causado por taponamiento, hinchamiento de arcillas, precipitados, entre otras, determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado, utilizada para pronósticos de inyección.

 

 

Pruebas de Interferencia (Interference testing):

 

 Las pruebas de interferencia tienen dos grande objetivos. Ellas son usadas para (1) determinar si dos o más pozos están comunicados mediante la presión y (2) cuando la comunicación existe, proveer una estimación de la permeabilidad y el producto porosidad/compresibilidad, en las inmediaciones de los pozos probados. Las pruebas de interferencia son realizadas por al menos un pozo en producción o inyector (pozo activo) y por la observación de la presión en respuesta en al menos otro pozo cualquiera (pozo de observación).
Comprobar la interferencia horizontal permite demostrar la continuidad de los estratos permeables y analizar la existencia de comunicación vertical en arenas estratificadas.
En este caso, la finalidad del análisis es medir la presión a una distancia “r” del pozo; siendo “r” la distancia entre el pozo observador y el pozo activo.

Pruebas de Pulso:

 

Constituyen un tipo especial de prueba de interferencia, en la cual el pozo activo es pulsado alternadamente con ciclos de producción y cierre. En el mismo se determina la respuesta de presión en el pozo de observación.
Se caracteriza porque son pruebas de corta duración y los tiempos de flujo deben ser iguales a los tiempos de cierre.


Pruebas de producción DST (Drill Stem Test):

 

Un DST provee un medio para la estimación de la formación y las propiedades de los fluidos antes de la completación del pozo. Básicamente, la DST es una completación temporal de un pozo. La herramienta del DST es un arreglo de paquetes y válvulas localizados al final de la tubería de perforación. Este arreglo puede ser usado para aislar una zona de interés y dejar que produzca dentro de la tubería. Una muestra de fluido es obtenida en la prueba, de este modo, la prueba nos puede decir los tipos de fluidos que el pozo producirá si es completado en la formación probada.
Con las válvulas de superficie en el dispositivo del DST, es posible tener una secuencia de los periodos de flujo seguidos por los periodos de cierre. Un medidor de presión en el dispositivo DST puede medir presiones durante los periodos de flujo y de cierre. Las presiones medidas durante los periodos de cierre pueden ser particularmente importantes para la estimación de las características de la formación así como el producto permeabilidad/espesor y factor de daño. Esta data también puede usarse para determinar la posible presión de agotamiento durante la prueba.

 

Drill Stem Test (Pruebas de presión DST):

Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas.

Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de presiones.

A la izquierda se observa una Carta de Presión Esquemática para una prueba DST. (Tomado de Lee, 1982) representándose lo siguiente:

A: Bajando herramienta al hoyo 
B: Herramienta en posición
C: Empacaduras en zona a evaluar 
D: Apertura de válvula 
E: Cierre de pozo (restauración) 
F: Final del cierre 
G: Se abre pozo, ultimo período de flujo, hasta llegar al punto H 
Entre H e I: último cierre 
Entre J y K: retiro de equipos de prueba.

Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes.

Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen:

1.- Efecto de la prueba previa de presión (pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño.


2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período del pretest.


3.- Efecto de la temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante.

Aplicaciones especiales:

1.- Extrapolación de la Presión:

La experiencia en el trazado de un gran número de cartas DST en papel semi-logarítmico ha demostrado que cuando el índice kh/μ es mayor de 10 pies md / cp se obtiene una línea recta. Por el contrario, cuando este índice es menor a 10 pies md / cp se obtiene una línea curva; dicho comportamiento también es habitual cuando el flujo radial no está presente.

La producción de una pequeña cantidad de líquido es suficiente para notar una caída en la presión de la formación, de modo que se necesita un tiempo mayor de cierre para obtener una curva build-up útil. El cierre inicial es utilizado para minimizar los efectos de la producción excesiva de fluido.

El tiempo de flujo y la capacidad de la formación inciden directamente en el tiempo de cierre de la prueba, el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas DST erróneas. En formaciones de baja capacidad (K.h), largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.

En formaciones de baja capacidad, largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.

Efecto del tiempo de cierre en la precisión de la Extrapolación de la Presión:

2. Permeabilidad Efectiva:

La permeabilidad efectiva es otro parámetro que se puede obtener mediante el análisis de las pruebas DST, nuevamente con la aplicación de la teoría aplicada a las pruebas build-up. El uso de la tasa promedio del total recobrado dividido por el tiempo de flujo es suficiente para el uso de la formula:

En el caso de no ser la curva de flujo una línea recta, nos indica que la tasa asumida “constante” no lo es. Esto altera el valor de la permeabilidad que se obtiene de la prueba, pero afortunadamente los requerimientos en la precisión de la permeabilidad no son estrictos por lo que el valor aproximado obtenido con el DST resulta útil. Dicho valor representa el promedio de todo el área de drenaje, de hecho este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en núcleos.

Método de campo eficaz para el cálculo de la permeabilidad:

Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presión se debe restaurar casi hasta la presión original y en el segundo cierre solo será necesaria hasta que la presión llegue a unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presión inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presión donde (t + θ)/θ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presión final de cierre (t + θ)/θ y donde el tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (θ). Extender la unión anterior hasta que corte la ordenada de presión donde (t + θ)/θ =10

. 

Usando el ΔP que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de acuerdo a la ecuación:


Técnica para Interpretación de la Permeabilidad Efectiva de un pozo:

3. Índice de productividad y daño:

Se pueden obtener dos valores de IP a partir de pruebas DST. El primero proviene del periodo de flujo y es determinado mediante la cantidad de líquido recobrado, el tiempo de flujo y la diferencia entre la presión de flujo y la presión de la formación. El segundo valor proviene del análisis del final de la curva de cierre. La diferencia entre los dos valores de IP indica el grado de daño a la formación. Este daño es comúnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de la formación.

Método de campo para el cálculo de la relación de daño:

Aunque existen métodos más precisos para su determinación, la relación de daño se puede determinar inmediatamente después de culminada la prueba DST mediante el uso de la siguiente ecuación empírica:

Siguiendo el mismo método para la obtención de la permeabilidad, hallamos el ΔP por cada ciclo. La presión de flujo final (Pf) es obtenida directamente de la prueba DST. La figura muestra el procedimiento usado.

Técnica para Interpretación del Radio de Daño de un pozo:

4. Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad):

En principio, la detección de cambios en la transmisibilidad (K.h/μ) en las cercanías del pozo puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las condiciones de la formación son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras.

El análisis de las pruebas DST para la determinación de la presencia de barrera presenta las siguientes dificultades:

 Se puede demostrar que la distancia de penetración es proporcional al tiempo de flujo. Una relación empírica b2=K.t puede ser usada para estimar el rango de penetración detectable por una prueba DST, la capacidad de la formación (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetración sin el tiempo de flujo adecuado.

 La tasa de producción no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden ser causados por una reducción de la tasa de producción.

 Las características del yacimiento no son compatibles con la simplificación de las suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causará una curvatura en la carta.

 

CAPITULO IV

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Ejercicios propuestos:

ü      Un pozo ha producido por 6 días continuo de 400 BND. La siguiente información también se conoce:

rw = 0.25 pies                                                k = 30 md

Φ = 0.20                                                          µ = 0.4 cp

BO = 1.12 BY/BN                                          pi = 2800 lpca

H = 40 pies                                                                           ct = 3 x 10-5 lpc-1

a)      Calcular la caída de presión en un pozo de observación localizado a 800 pies del pozo activo.

b)      Calcular la presión en el pozo.

c)      El tiempo al cual la aproximación se aplica en el pozo y a una distancia de 500 pies.

ü      Un pozo de petróleo produce a una presión de fondo constante de 5000 lpc. Se supone que el pozo está localizado en el centro de un yacimiento cilíndrico con frontera de no flujo en el límite exterior. El pozo, la formación y los fluidos tienen las siguientes propiedades:

rw = 0.3 pies                                     k = 40 md                               h = 25 pies

Φ = 0.2                                 µ = 0.9 cps                                          ct = 1.5 x 10-5 lpc-1

B = 1.12 BY/BN                  re = 3000 pies                      pi = 5600 lpc

Calcular la producción acumulada después de 4 meses de producción.

 

ü      Un pozo de petróleo está produciendo a tasa de flujo constante de 250 BN / D y está localizado en un yacimiento muy grande y un pozo de observación está localizado a 300 pies de este. Se conocen las propiedades de los fluidos y de las rocas.

Es necesario estimar la presión del pozo de observación despúes de dos días de producción. La presión inicial del yacimiento es 3 600 lpca.

Datos:

 

β = 1.32 BY/BN

µ=1.2 cp

φ = 14 %

c =     16 x     10-6

lpc-1

rw = 0.25 pies

k = 80 md

h = 11 pies

t   = 48 horas

 

ü      Se supone que un pozo esta produciendo cerca del centro de un yacimiento de área de drenaje cuadrada. El pozo ha estado produciendo esencialmente a tasa de flujo constante de 135 BN/día. Se corrió una prueba de restauración de presión de 18

 

 

horas. Las presiones registradas se tabulan abajo. Se desea determinar la capacidad de flujo, la presión promedia, p, en el área de drenaje al momento de cierre, el factor de daño y la eficiencia de flujo. El pozo ha producido 26.325 barriles normales de petróleo desde la última vez que fue cerrado.

DATOS:

Area de drenaje = 800 acres (pozo en el centro de un cuadrado)

φ = 15%

µ = 0.9 cp

c = 13 x 10-6 lpc-1 B=1.63BY/BN h=22pies

rw = 0.25 pies

pwf = 2260 lpc

 

 

t,hr

0.1

pws, lpc

2504

t,hr

pws, lpc

4.0

3037

0.2

2668

5.0

3043

0.3

2769

6.0

3048

0.5

2882

8.0

3054

0.75

2953

10.0

3059

1.0

2980

12.0

3066

1.5

3006

15.0

3068

2.0

3019

18.0

3071

3.0

3030