Análisis de Prueba de Pozo
Para poder analizar las pruebas de presión en pozos petroleros, es importante tener claro los conceptos básicos sobre el flujo de los fluidos dentro de un medio poroso (yacimientos), por lo que en esta sección se explicará el desarrollo y las bases matemáticas de la ecuación de continuidad para los diferentes fluidos fluyendo a través de un medio poroso (roca del yacimiento) dentro del pozo. Pruebas De Pozo
Son pruebas que se realizan con el propósito de determinar la habilidad de la formación para producir fluidos; y dependiendo del estado de desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento, estimación del comportamiento del pozo. Parámetros Que Se Calculan Con Las Pruebas De Pozo.
Permeabilidad de la formación (k).
Daño o estimulación en la formación (s).
Presión del yacimiento (P).
Limites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento.
Área de drenaje. Tipos De Pruebas De Pozo
Las pruebas de pozos más comunes para determinar las características de flujo de los yacimientos son los siguientes:
Pruebas de inyectividad (Fall-Off).
Prueba Multi-tasa (Multirate test).
Prueba a Dos tasas.
Prueba de Pulso.
Prueba Isócronal (análisis de Deliberabilidad).
Prueba de Declinación de Presión (Drawdown).
Pruebas De Interferencia.
Pruebas de Restauración de Presión (Build up test).
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Pruebas de inyectividad (Fall-Off).
El propósito básico de esta prueba es tener una idea cualitativa de la permeabilidad de la zona y factibilidad de someter a esta zona a un tratamiento de estimulación y/o fracturamiento hidráulico. Prueba de inyección de fluidos compatibles con la formación hasta que alcanza su máxima presión. Puede ser interpretada como cualquier prueba de presión. Se corren cerrando el pozo inyector in yector y registrando la presión en el fondo del pozo como función del tiempo de cierre. Es análoga a las pruebas de restauración de presión en pozos productores. La teoría para el análisis de las pruebas supone que se tiene una tasa de inyección constante antes de la prueba.
Cuando se tienen cambios significativos en la tasa de inyección, se pueden aplicar los métodos de análisis presentados para pruebas Multitasa o de tasa variable. Al inyectar fluidos es posible, que se formen uno o más bancos de fluidos. Se debe reconocer la existencia de esos bancos y tomarse en cuenta para el análisis de presión. Cuando la razón de movilidad entre los fluidos inyectados y del yacimiento es cercano a uno, el análisis es directo. Esto debe a que el yacimiento se comporta como si tuviese solo un fluido de movilidad constante. Sin embargo cuando los diferentes bancos de fluidos difieren en movilidad, los análisis son difíciles y algunas veces, imposibles. El sistema de movilidad unitario se considera primero. PRUEBA DE POZOS
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Cuando la razón de movilidad es efectivamente igual a uno, las pruebas de disipación son análogos a las de restauración en pozos productores. Prueba Multi-tasa (Multirate test).
Puede recorrer desde una tasa variable libre hasta una serie de tasas constantes, para una prueba de presión de fondo, con constantes cambios en la tasa de flujo. Son esenciales tasas de flujo exactas y medidas de presión. Proveen datos parecidos a las pruebas transitorias aun cuando la producción continúa. Contribuye a minimizar los cambios en los coeficientes de almacenamiento del pozo y efecto de los estados de segregación. Muestran gran ventaja cuando, sé está cambiando del periodo de almacenamiento (post flujo) al periodo medio. Reducen la caída de presión, es una prueba difícil de controlar, debido a las fluctuaciones de tasas; difíciles de medir, especialmente sobre una base continua. Estas son útiles en la determinación del índice de productividad y para hacer análisis nodal al mismo.
Prueba de Flujo a Dos Tasas
Se realizan en pozos que han tenido problemas durante las pruebas de restauración (distribución de fases en tuberías) o cuando el cierre de producción no es posible (por razones técnicas o económicas).
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Esta prueba consiste en medir la presión antes del cambio en la tasa de flujo y durante el intervalo de tiempo en condiciones de flujo transitorio
Prueba Isócronal (análisis de Deliberabilidad).
Consiste en producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de tiempos iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presión promedio del área de drenaje, en los periodos comprendidos entre dos cambios de tasas subsiguientes. Son frecuentemente utilizadas, para realizar los conocidos análisis de Deliberabilidad. No requiere alcanzar condiciones estabilizadas. Isócronal Normal: esta
prueba no siempre es aplicable en forma práctica, dado que el
tiempo de pseudo estabilización puede ser excesivamente largo. Isócronal Modificada: la
característica fundamental es que los períodos de cierre son
todos iguales. Los cálculos se realizan de manera similar a la prueba Isócronal Normal.
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Prueba de Pulso.
Las propiedades del yacimiento son determinadas por las pruebas de pozos, utilizando mediciones de dos variables, tasa de producción del pozo y presión del mismo. Se introduce un disturbio o perturbación en el yacimiento, cambiando una de las dos variables (generalmente la tasa de flujo) y se registran sus efectos en la otra variable (presión). La forma característica del comportamiento de la presión en función del tiempo obtenida como resultado en los cambios en la tasa de flujo, refleja las propiedades del yacimiento. Los objetivos de la prueba son generar perturbación en el yacimiento, medir las respuestas y se analizan los datos que constituyen al periodo de flujo transitorio. Cuando cambia la tasa de flujo y la respuesta de presión se mide en el mismo pozo se llama prueba de pozo simple o sencilla. Cuando la tasa de flujo se cambia y la respuesta de presión se mide en otro, la prueba de pozo se llama “prueba de pozo múltiple”
(un ejemplo de ello son las pruebas de interferencia y las pruebas de pulso).
Las pruebas de pozos múltiples se utilizan para determinar la comunicación entre pozos de un yacimiento. Las pruebas de pulso constituyen un tipo de prueba especial de pruebas de interferencia, en la cual el pozo activo es pulsado alternadamente con ciclos de producción y cierre. Se mide la respuesta de presión en el pozo de observación utilizando un indicador de presión diferencial muy sensitivo (0,01 Lbs/Pulg2) para registrar la respuesta de presión.
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Unas de las ventajas principales en la prueba de pulso es su corta duración. Además las ecuaciones utilizadas para el análisis de este tipo de pruebas las cuales son representadas en un sistema infinito, están basadas en solución de la integral exponencial, Ei y el principio de superposición. Prueba de Declinación de Presión (Drawdown).
Su tiempo ideal es el período inicial de producción del pozo. Provee información acerca de, la permeabilidad promedio del yacimiento, factor de daño y el volumen del yacimiento en comunicación (continuidad de la arena), presencia de heterogeneidades (fallas, contactos, barreras estratigráficas). Ofrece ventajas económicas, porque se realiza con el pozo en producción. Su mayor desventaja es la dificultad para mantener una tasa constante. Si no se puede lograr la tasa constante se recomienda el uso de Pruebas Multitasa. La parte inicial de los datos se ven influenciados por el efecto de post flujo. Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presión de fondo durante un periodo de tiempo, con el pozo fluyendo a una tasa constante estabilizada. Generalmente se hace un cierre previo al pozo para lograr que la presión que la presión en el área de drenaje del pozo se estabilice y sea uniforme.
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Radio de investigación (Draw Down Test)
Es la distancia transitada por la disturbancia de presión, medida desde el pozo. Depende de la velocidad a través de la cual se propaga la onda de presión (Constante de Difusividad).
Pruebas De Interferencia.
Su propósito general es determinar si existe comunicación entre dos o más pozos en un yacimiento. Cuando existe comunicación, provee estimados de permeabilidad, porosidad y compresibilidad ( φ, Ct) y determinar la posibilidad de anisotropía en el estrato productor. En una prueba de interferencia, un pozo es producido y la presión es observada en un pozo diferente (o pozos). Una prueba de interferencia monitorea los cambios de presión afuera en el yacimiento, a una distancia lejana al pozo productor original. Los cambios de presión a una distancia del pozo productor es mucho más pequeña que en el pozo productor como tal. De tal forma que una prueba de interferencia requiere de un sensor de medición de presión, y puede tomar un largo tiempo para poder llevarla a cabo.
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Una prueba de interferencia se lleva a cabo produciendo o inyectando a través de un pozo (el cual recibe el nombre de pozo activo) y observando la respuesta de presión en por lo menos otro pozo (el cual recibe el nombre de pozo de observación).
Al observar la interferencia horizontal entre pozos se puede comprobar la continuidad de los estratos permeables y analizar la existencia de comunicación vertical en arenas estratificada. Pruebas de Restauración de Presión (Build up test).
Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presión de fondo durante un periodo de tiempo, luego de cerrar el pozo después de haber estado fluyendo a una tasa constante estabilizada. Se utilizan para hallar: Presión estática promedio en el área de drenaje o yacimiento (Pi). Permeabilidad promedio en el área de drenaje (K). Efecto Skin (s).
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Presencia de limites o Heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras Estratigráficas). Interferencia o comunicación entre pozos/fallas. La prueba requiere que el pozo produzca con una tasa estabilizada durante un cierto tiempo, denominado tiempo de flujo (t p), para lograr una distribución homogénea en la presión antes del cierre. Al cerrar el pozo se mide la presión de fondo (Pwf @ ∆t = 0) y se empieza a medir en función del tiempo de cierre (∆t).
Parece ser que la idea de analizar pruebas de presión - tiempo obtenidas de pozos para determinar permeabilidad y porosidad apareció por primera vez en Hidrología. En 1935, Theis demostró que las presiones de levantamiento en un pozo de agua cerrado deberían ser una función lineal del logaritmo de la razón (t+ Δt)/ Δt, y que la pendiente de la recta es inversamente proporcional a la permeabilidad efectiva de la formación. Los hidrólogos estaban interesados principalmente en el comportamiento de pozos en grandes acuíferos. En 1937, Muskat discutió pruebas de levantamiento de presión en pozos de petróleo (“pressure build - up ”) y propuso un método de ensayo y error para la
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determinación de la presión estática de un yacimiento. Una modificación de ese método ha sido uno de los principales métodos para el análisis actual de Pruebas de Pozos. En 1943, Hurst publicó un estudio pionero en yacimientos de petróleo sometidos a intrusión de agua. El yacimiento de petróleo fue considerado dentro de un gran acuífero y había intrusión del agua hacia el yacimiento a medida que la producción de petróleo hacía declinar la presión del yacimiento. En 1949, van Everdingen y Hurst presentaron un estudio fundamental del flujo de fluidos a través de medios porosos que es considerado el trabajo básico para el análisis de pruebas de presiones tanto para un yacimiento como para el área drenada por el pozo. Este trabajo introduce el concepto de intrusión de agua acumulada en un yacimiento (“Cumulative Water Influx”), y el afecto de almacenamiento (“Well Bore Storage”) en
un pozo de radio finito. También en 1949, Arps y Smith6-7 presentaron
un método para calcular la presión estática de una prueba de levantamiento de presión. Este método se parecía mucho al método presentado por Muskat. En 1950, Miller, Dyes y Hutchinson presentaron
un análisis para pruebas de levantamiento de
presión cuando el pozo ha sido producido hasta alcanzar la condición de flujo semicontinuo. Estos autores indicaron que las presiones de levantamiento debieron ser una función lineal del logaritmo del tiempo de cierre. Miller, Dyes y Hutchison, también consideraron el comportamiento de presión de yacimientos circulares con presión constante o cerrada al flujo en el límite exterior e hicieron ciertas extensiones al análisis de pruebas de pozos. En 1951, Horner presentó un estudio de análisis de pruebas de restauración de presión similar al trabajo de Theis1, pero extendió este trabajo para determinar presiones estáticas por extrapolación. Horner consideró yacimientos infinitos y cerrados. Horner demostró que una extrapolación de la línea recta del gráfico semilogarítmico podría ser extrapolada a una razón de tiempo igual a la unidad para obtener la presión inicial del yacimiento, pi, si el período de producción era corto. Además Horner demostró que para períodos de producción largos en yacimientos limitados, la línea recta podría ser extrapolada a una presión p*. Sin PRUEBA DE POZOS
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embargo, si el tiempo de producción es corto, entonces pi ≈ p ≈ p*. Los trabajos de Horner y Miller – Dyes – Hutchitson han sido considerados las bases fundamentales de la teoría moderna de análisis de presiones para pozos de petróleo y gas. En 1954, Mathews – Brons – Hazabrock9 presentaron correlaciones para relacionar p*, con p para diversas formas de yacimientos cerrado. Este método conjuntamente con el método de Horner provee uno de los procedimientos actuales más usados para determinar presiones volumétricas promedios. Los conceptos de daño de formación, o factor pelicular (“skin factor”) fueron introducidos
en el análisis del
período inicial de presiones por van Everdingen6 y Hurst. Earlougher y Col. presentaron una extensión del trabajo de Matthews – Brons – Hazebrock y determinaron el comportamiento de presiones para un pozo produciendo en yacimientos rectangulares. Ciertos trabajos escritos durante los últimos veinte (20) años han considerado e introducido refinamientos nuevas técnicas, lo cual constituye el análisis moderno de pruebas de pozos. Agarwal, Al-Hussainy y Ramey introdujeron a comienzos de ésta década el análisis de los períodos iniciales de restauración de presión mediante el método de la curva tipo (type curve). Este método es considerado el más general y simple en análisis de pruebas de pozos. En este método, el problema de yacimiento o pozo-yacimiento se formula matemáticamente, de acuerdo a ciertas leyes físicas y condiciones de contorno e iniciales consideradas, y luego se resuelve analítica o numéricamente. La solución se dibuja en un papel (gráfico base) y se trata de ajustar o de ver si los datos reales siguen a la solución. Si esto no se cumple el problema puede reformularse hasta encontrar el modelo (solución) que simule y verifique el comportamiento de los datos de campo. Como será enfatizado en el transcurso de este tema, el objetivo del análisis moderno de pruebas de pozos es el estudio del período inicial de presiones (“transient Pressure”). El período
inicial de presiones es aquel que resulta de un cambio en la tasa de producción de un pozo y no depende de la forma del yacimiento. Por ejemplo un período inicial puede ser generado al poner un pozo cerrado en producción.
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Usos De Medidas De Presión En Ingeniería De Petróleo.
Una de las funciones más importantes de un Ingeniero de Petróleo es interpretar apropiadamente el comportamiento de presión de pozos de gas y de petróleo. Los datos de presión pueden ser usados para obtener la permeabilidad de la formación, para determinar el grado de daño a la formación durante la perforación y completación del pozo, para medir cuan efectivo o eficiente ha sido una estimulación o tratamiento del pozo, determinación de la presión estática del área drenada por el pozo, el grado de conectividad entre pozos y muchos otros usos. Para lograr esto se requiere que el Ingeniero de Yacimiento entienda perfectamente las leyes físicas que rigen el flujo de fluidos a través de medios porosos, así como también las propiedades y limitaciones de las soluciones a las ecuaciones de flujo que resultan de la aplicación de esas leyes. Es la más común de las pruebas de pozos. Las pruebas de restauración de presión consisten en producir un pozo a taza constante por un periodo de tiempo suficientemente largo para obtener una distribución de presión estabilizada en el área de drenaje, cerrar el pozo y tomar medidas de presión de fondo en función del tiempo hasta alcanzar la máxima presión estabilizada El aumento de presión en el fondo del pozo se mide como función del tiempo de cierre. La forma más simple de análisis, supone que el pozo a estado produciendo a tasa del flujo continuo por un tiempo, tp y luego se deja de producir por un tiempo de cierre Δt.
Requieren el cierre del pozo en producción, al igual, que una tasa de producción
constante por un largo período de estabilización antes del cierre. Un tiempo corto de observaciones de presiones usualmente, es necesario para completar la declinación de los efectos del almacenamiento en el pozo perforado. La evaluación de una prueba de restauración de presión bien diseñada y ejecutada, permitirá obtener parámetros muy importantes para la definición y caracterización de la formación, por lo que se debe conocer las condiciones mecánicas del pozo desde la superficie hasta el subsuelo para la interpretación de la prueba. A partir de los datos obtenidos, mediante un análisis apropiado es frecuente obtener lo siguiente: a) Permeabilidad de la formación. b) Presencia de daño o estimulación. PRUEBA DE POZOS
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c) Determinación de la presión promedio del área de drenaje de los pozos. d) Heterogeneidades presentes en el yacimiento. El método utilizado en el análisis de datos para una prueba de restauración es el propuesto por Horner. Cuya principal limitación es su aplicabilidad, desarrollada originalmente para yacimientos infinitos. No obstante gracias a modificaciones en la metodología se puede usar para yacimientos finitos, donde la transición de presión no haya alcanzado los límites del yacimiento. Con el método grafico de Horner se puede determinar:
Efectos y duración post flujo (producción continua dentro del pozo después del cierre en la superficie)
La permeabilidad.
Daño o estimulación del pozo.
Determinación de los niveles de presión en la formación circundante.
Límites de influencia del flujo en la formación.
Las pruebas de restauración de presión pueden ser afectadas por muchos factores como son:
Efectos de almacenamiento.
Fracturas hidráulicas.
Mediciones de pruebas de fondo en malas condiciones.
Fugas en las bombas o en los lubricantes.
Pozos con altas RGP (la P del fondo aumenta hasta un máximo, disminuye y finalmente aumenta en forma normal).
La segregación de agua y petróleo (produce un salto en la curva).
Las interfases entre las rocas y los fluidos.
Contacto entre fluidos y rocas. Prueba De Restauración Ideal.
Se entiende por comportamiento ideal de una prueba de restauración de presión, cuando se cumplen todas las suposiciones consideradas en el desarrollo y solución de la ecuación de difusividad. Una prueba ideal significa que existe un yacimiento infinito, homogéneo, isotrópico y que contiene una sola fase fluyente con propiedades constantes. Cualquier tipo de daño o estimulación se limita a una zona de espesor PRUEBA DE POZOS
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despreciable alrededor del pozo y en el momento exacto cuando se aplica el cierre del pozo, la tasa de producción se paraliza totalmente. Entonces se tendría:
Un pozo produciendo dentro de un yacimiento con comportamiento infinito (Sin evidencia de efectos de barrera durante el periodo de flujo o después del cierre).
La formación y los fluidos tiene propiedades uniformes.
El tiempo de pseudo producción de Horner es aplicable, si el pozo ha producido por un tiempo tp a una tasa q constante antes del cierre, se llama el tiempo transcurrido desde el cierre ( Δt).
Comportamiento De Tasas De Producción En Una Prueba Ideal De Restauración.
Prueba de Restauración Real.
El comportamiento ideal se ve afectado en la práctica por múltiples factores, que originan desviaciones a las suposiciones utilizadas en la derivación de la solución de Horner. Esto trae como consecuencia, que en vez de obtener una línea recta en la gráfica Pws
vs. Log (tp + Δt) / Δt, se observa una curva variable y de forma complicada. Para
entender correctamente el por qué de estas desviaciones, el concepto de radio de investigación se hace muy útil. Siendo el radio de investigación, la distancia radial PRUEBA DE POZOS
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avanzada por la presión transiente en un tiempo dado, tomando como centro del desplazamiento el pozo como se muestra en la figura.
Comportamiento Del Radio De Investigación.
Una prueba real de restauración de presión, rara vez presenta este comportamiento ideal. Sin embargo los métodos de análisis desarrollados para el caso ideal son aplicables a condiciones reales, siempre y cuando se reconozcan las desviaciones del comportamiento ideal en pruebas reales. El comportamiento real de una prueba de restauración de presión se puede dividir en tres etapas. Se muestran distintos comportamientos en las regiones de tiempo iniciales (ETR), medio (MTR), y final (LTR) de la grafica de Horner (Pws vs.Log (tp+Δt)/ Δt).
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Grafica De Una Prueba De Restauración Actual.
a) Periodos de Flujo.- Etapa de respuesta inicial: En esta etapa la transición de presión se mueve a través de la formación cercana al pozo. La mayoría de los pozos presenta una zona de permeabilidad alterada alrededor del pozo, debido a los fluidos de perforación y/o completación usados durante esas operaciones. Durante la primera etapa de la prueba se observa la presión transiente, causada por el cierre del pozo, la prueba de restauración se mueve a través de esta zona de permeabilidad alterada, no existe razón para esperar un comportamiento lineal de la presión durante ese periodo. A esto se le puede adicionar la complicación ocasionada por el movimiento de los fluidos dentro del pozo, después del cierre en superficie. Este fenómeno es conocido como Efecto Post Flujo y se puede entender como un proceso de almacenamiento durante el cual los fluidos se comprimen dentro del pozo. El tiempo que tardan los fluidos en comprimirse es conocido como Tiempo de Llenado. La razón por la cual este efecto perturba la prueba de restauración tiene su explicación, en que para las condiciones ideales después del cierre la tasa de producción q se hace igual a cero abruptamente. Pero en las condiciones reales después del cierre en superficie “q “disminuye paulatinamente, y para un tiempo igual a cero en el fondo del pozo la tasa q se mantiene igual que antes del cierre.
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Comportamiento De Tasas De Producción En Una Prueba Real De Restauración.
b) Etapa de respuesta intermedia: Para este momento, el radio de investigación ya se ha movido más allá de la zona de permeabilidad alterada, es entonces cuando el efecto de post flujo ha cesado de distorsionar los datos de presión de Restauración. El comportamiento rectilíneo observado al graficar según el método de Horner, los datos de presión de restauración, que se ubican dentro de esta sección del grafico se altera en el momento que la presión de transición alcanza:
Uno o más de los límites del yacimiento
Cambios fuertes en características del medio poroso (heterogeneidad)
Contacto de los fluidos.
Es muy importante identificar correctamente esta respuesta intermedia, cuando se aplicar el método de Horner, para así obtener resultados correctos de permeabilidad de formación (k), daño o estimulación (S), y presión promedio del área drenada por el pozo (Pi o P (presión promedio) ).
Región De Tiempos Intermedios Grafica De Horner
c) Etapa de respuesta tardía: En esta etapa la transición de presión ha alcanzado los límites del yacimiento, y nuevamente ocurren desviaciones del comportamiento ideal. Si se le da suficiente tiempo a la prueba, el radio de
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investigación eventualmente alcanzara las fronteras de drenaje del pozo. En este periodo la presión está influenciada por la configuración de las barreras, interferencia de pozos cercanos, heterogeneidades del yacimiento y contactos entre fluidos.
Forma De La Región De Tiempos Tardíos. Recomendación Para Una Prueba Ideal.
Se sugiere previamente dividir la prueba en las regiones iniciales, medios y tiempos finales, se debe reconocer que muchas suposiciones fueron hechas para el desarrollo de las teorías para un comportamiento ideal de una prueba de restauración, tales suposiciones no son validas para las pruebas reales. Las implicaciones de esas suposiciones hechas previamente son: Yacimientos infinitos, Una sola fase fluyente, Yacimientos con condiciones homogéneas. Esas suposiciones pueden sufrir desviaciones, cuando se está en presencia de un Yacimientos infinitos, ya que en el desarrollo de las ecuaciones sugeridas en el método de Horner, se supuso que el yacimiento actuaba infinitamente para el periodo de producción, previo a la prueba de restauración así como para la prueba de restauración en sí misma. Frecuentemente el yacimiento se haya en un estado pseudo estático después de su cierre, y eso tiene como consecuencia que la función Ei, no sea en realidad una aproximación logarítmica, como la usada para describir la presión declinada por el pozo al producir. De lo antes expuesto se puede inferir, que en un principio las graficas de Horner son incorrectas cuando el yacimiento no actúa infinitamente durante el periodo de flujo precedente a la prueba de restauración. Esto acarrea un problema cuando el radio, ri→re, porque durante el tiempo de cierre las
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graficas de Horner se comportan ING. GENARVI ORTIZ
incorrectamente. Estas dificultades son resueltas de manera distinta por diferentes investigadores, como el caso de Cobb y Smith, ellos sugirieron que se puede utilizar las graficas de Horner, para hallar la permeabilidad de la formación, si se toma la pendiente de la región de tiempo medio, obviando la desviación que produce en la pendiente ideal, el hecho es que la presión alcance los límites del yacimiento durante el periodo de cierre. Esto es aplicable incluso para tiempos largos de cierre, pero, se ve afectado si existe una región de tiempos iniciales muy larga (existencia de un acentuado periodo de post flujo). Otra suposición es que el yacimiento está ocupado por un fluido de una sola fase. Tal suposición debe ser modificada, debido a que los yacimientos, como en el caso que solamente fluye gas, contiene una saturación de agua inmóvil, y la compresibilidad de los fluidos no puede ser ignorada. Estos factores son tomados en consideración si se utiliza el concepto de compresibilidad en la solución de la ecuación de flujo. Ct = CwSw + CgSg + Cf ≈ CgSg
Incluso para una fase fluyente, cuando el cálculo de la compresibilidad de otros fluidos es complicado. Otra suposición es que la matriz de la roca es homogénea. No existen yacimientos homogéneos, no obstante todas las ecuaciones de flujo son validas para, este tipo de yacimiento. Las ecuaciones han probado ser adecuadas para la mayoría de los yacimientos reales, pero particularmente en los periodos iniciales de tiempo, mientras que las condiciones cercanas al pozo en prueba, rigen el comportamiento de la prueba. La velocidad en el cambio de las presiones está dominada por las propiedades promedios de la roca y los fluidos. Cuando surgen heterogeneidades, la solución simple, de las ecuaciones de flujo pierde aplicación, por ejemplo, cambio de la permeabilidad producto de cambio de facies, cambios en la permeabilidad o el espesor, y ciertos contactos fluido/fluido.
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Se han hecho modificaciones a modelos sencillos de yacimientos considerando las heterogeneidades más comunes. Pero aun así las pruebas realizadas aquejan la constante posibilidad de un comportamiento desconocido de la heterogeneidad. Estas dificultan el análisis de los datos de la región en tiempos finales de la prueba. Comportamiento Cualitativo De Los Campos De Prueba.
Actualmente se han desarrollado las bases requeridas, para entender el comportamiento cualitativo de las curvas de restauración de presión. Esto hace conveniente introducir algunos factores que influencian estas curvas y dificultan su interpretación. En las siguientes figuras se muestran distintos comportamientos en las regiones de tiempo iniciales (ETR), medio (MTR), y final (LTR) de la grafica de Horner (Pws vs Log (tp+ Δt)/ Δt). El siguiente grafico muestra una prueba de restauración ideal, en la cual la región media se extiende en todo el rango de los datos graficados como es el caso de la curva 1. Tal tipo de curvas son posibles para un pozo sin daño. Para un pozo dañado si su zona alterada se concentra en la cara de la arena, situación que se evidencia en la curva 2, donde se muestra una rápida elevación de las presiones fluyentes hasta alcanzar las presiones del periodo de tiempos medio. Esto tampoco suele ocurrir en la práctica, debido a que el efecto post flujo distorsiona los datos de esta región inicial.
Restauración Sin Efecto Pos Flujo, 1 Sin Daño. 2 Con Daño
La siguiente figura Ilustra una prueba de restauración obtenida para pozos dañados. La curva 1 puede ser obtenida con un cierre cercano a la perforación PRUEBA DE POZOS
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(minimizando la duración del efecto post flujo). La curva 2 puede ser obtenida con un cierre convencional en la superficie, nótese que la presión de fondo posterior al cierre, es la misma para ambos casos, solo se diferencian en el efecto de post flujo, que se presentaría únicamente en el método con cierre en superficie. Esto se refleja en una tergiversación, de la información por efecto de las condiciones cercanas al pozo retrasando el comienzo de la región de tiempos medios.
Restauración Con Efecto De Daño, 1 Sin Post Flujo. 2 Con Post Flujo.
La figura siguiente muestra un comportamiento característico en una prueba de restauración para un pozo, fracturado sin efecto post flujo, para este tipo de pozos la
restauración ocurre lentamente al principio; la región de tiempos medios se desarrolla solamente cuando la presión transiente se ha movido mas halla de la región influenciada por la fractura.
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Restauración Para Un Pozo Fracturado Hidráulicamente.
Efectos y Duración del Periodo Post Flujo.
La existencia del efecto de post flujo, afecta en distinta formas el desarrollo de la prueba de restauración, los problemas posibles incluyen.
Retrasan el comienzo de MTR, haciendo su identificación más difícil.
Disminución del lapso total de duración del MTR. A menudo producto de largos ETR y la pronta aparición de efectos de borde.
La aparición de falsas tendencias en las líneas MTR.
Esto afecta la prueba debido a que la identificación del MTR es esencial en el análisis efectivo de una prueba de restauración basado en la curva de Horner, por que la pendiente de esta línea debe ser correcta, para el cálculo efectivo de la permeabilidad, daño y presión estática de la zona de drenaje. La influencia característica del efecto post flujo en la grafica de una prueba de restauración, posee forma de un S suave en la zona de tiempos iniciales (ETR). En algunas pruebas, porciones de la grafica con forma de S, son extraviadas, sobre todo en el rango del tiempo durante el cual, los datos son tomados. Esto acarrea que, la prueba de restauración de presión por sí sola no sea suficiente para indicar la presencia o ausencia del efecto post flujo.
Influencia Característica Del Efecto Post Flujo En La Grafica De Horner.
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Daño Y Estimulación De Los Pozos.
Las técnicas básicas del análisis de datos de pruebas de restauración de pozos son comúnmente llamadas, métodos del factor de daño. Esto involúcrale cálculo del factor de daño y la traslación a una forma más fácil de visualización en lo que a características del pozo se refiere. Daño en el pozo es un término descriptivo aplicado cuando, la permeabilidad es reducida cerca de la cara de la arena. Esta reducción de la K puede ocurrir, durante la perforación y completación, debido a los fluidos utilizados en esas operaciones. Las consecuencias reales incluyen, taponamiento de los poros por materiales finos que se hallan en los fluidos de perforación y la reacción de la roca de la formación con el filtrados. Los fluidos de completación pueden ocasionar reducciones de la
k
de forma
similares. La estimulación usualmente es resultado, de intentos deliberados para mejorar la producción del pozo. Las técnicas comunes incluyen, acidificación y fractura hidráulica. La acidificación consiste en disolver los materiales cementantes y la roca cerca del pozo mediante la inyección, de sustancias ácidas, a través de las perforaciones del revestidor. La fractura hidráulica es la creación de fracturas en la formación, con la inyección de fluidos especiales a alta presión, usualmente acompañada por arena y algún otro agente divergentes. Interpretación Del Factor De Daño “S”.
Un factor de daño (S) positivo indica una restricción de flujo (daño), mientras más alto los valores de más severa es la restricción.
Un factor de daño (S) con un valor negativo indica estimulación y valores absolutos altos, (S) indican más efectividad en la estimulación. Presión Original Del Yacimiento.
Para un pozo, cuya área de drenaje no presenta alteraciones, el valor de la presión inicial, Pi, puede ser estimado mediante el proceso sugerido para los casos ideales. Esto consiste en identificar la región de tiempos medios, trazar la tendencia, extrapolar para un tiempo de cierre infinito y leer la presión en ese punto. Esto es aprovechable, en pozos que están dentro de yacimientos nuevos o que no han sufrido PRUEBA DE POZOS
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una depleción considerable. Estrictamente hablando para aquellos pozos cuyos radios de investigación no tocan ninguna frontera del yacimiento durante la producción. En el caso de pozos con una o más bordes en sus inmediaciones el método aplicado es extrapolar la línea de la región de tiempos finales esto se dificulta en aquellos con múltiples bordes.
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