PRUEBA DE FLUJO DE DOS TASAS Las prueba de flujo de dos tasas permiten determinar el producto Kh, el efecto del daño y la presión promedio en el área de drenaje. Estas serealizan en pozos que han experimentado problemas durante pruebas derestauración de presión (redistribución de fase en la tubería) o cuando elcierre de producción no es posible por razones económicas o técnicas. Los datos de presión requeridos son obtenidos, midiendo la presiónantes del cambio en la tasa de flujo y durante un intervalo de tiempo bajocondiciones de flujo
transitorio.
Este
método
fue
desarrollado
por
Russell.Este es simplemente un caso especial de pruebas multiflujo. Elprocedi miento es como sigue: 1. Estabilice el pozo por varios días a una rata constante, q1. 2. Baje la herramienta registradora de presión en el pozo unas 3 ó 4 horas antes del cambio de rata y empiece a registrar presiones. 3. Cambien la rata de flujo usando el choque en cabeza. Después deuna corta transición, la rata se estabiliza al nuevo valor, q2.
https://es.scribd.com/doc/98419944/PRUEBAS-DE-DECLINACION-DEPRESION000
PRUEBAS DE TASA DE FLUJO MÚLTIPLE Son pruebas que se realizan a tasa de flujo variable, midiendo la presión por períodos estabilizados de flujo. Estas pruebas son útiles en la determinación del índice de productividad del pozo y para hacer un análisis nodal del mismo
ANALISIS DE PRUEBAS DE TASA DE FLUJO MULTIPLE. Los métodos de análisis de pruebas de pozos, discutidos anteriormente, se basan en la suposición básica de tasa de producción constante. En algunos casos, la tasa varia con el tiempo. En otros casos se requiere que la prueba de flujo sea realizada a una serie de tasas diferentes, (las pruebas para pozos de gas caen en esta categoría).Los métodos empleados para estas pruebas son particularmente útiles en el caso de un pozo fluyendo, el cual produce una tasa constante donde no es operacional o económicamente factible el cierre del pozo para una prueba de restauración de presión o para permitir que la presión se iguale a la presión inicial en una prueba de declinación de presión. En estas pruebas, los datos de presión durante el periodo transitorio pueden ser obtenidos midiendo la respuesta de presión causada por el cambio de la tasa de flujo. Del análisis de estos datos se pueden estimar: K, H, el factor de daño (S) y la presión del yacimiento. Los métodos para pruebas de tasas múltiples son aplicables tanto a pozos productores de gas como a pozos productores de petróleo. Para desarrollar las ecuaciones generales, se divide la prueba de declinación de presión en intervalos, durante los cuales la tasa de producción puedeconsiderarse constante.
PRUEBAS DE FLUJO DE DOS TASAS Se realizan en pozos que han tenido problemas durante las pruebas de restauración (distribución de fases en la tubería) o cuando el cierre de producción no es posible. Consiste en medir la presión antes del cambio en la tasa de flujo y durante un intervalo de tiempo en condiciones de flujo transitorio.
Gráfico que representa el historial de presión:
CURVAS TIPO RAMEY Ramey es un modelo matemático que permite determinar la distribución de temperatura para una fuente de calor radial, extensión finita o infinita, que se mueve a través de un medio isotrópico de extensión infinita. El modelo se considera transferencia de calor por conducción hacia las capas supra y subadyacentes. Ventajas: Proporciona resultados aproximados cuando otros métodos fallan. Desventajas: Es riesgoso por ser una técnica basada en ensayo y error. Un error en un milímetro puede causar diferencias de presión de hasta 200psi. Las curvas tipo
de Ramey, fueron generadas de soluciones analíticas a la ecuación dedifusividad bajo las condiciones: 1. Radio de drenaje infinito. 2. Presión inicial antes de realizar la prueba uniforme en el yacimiento. 3. Tasa de flujo constante en la superficie, combinada con la existencia de un factor de daño, lo cual resulta en una tasa variable en la cara de la arena. Las curvas tipo Ramey se grafican en escala Log-Log, Presión adimensional en función del Tiempo PROCEDIMIENTO PARA UTILIZAR LAS CURVAS TIPO RAMEY Representar gráficamente la diferencia de presión (∆p, lpc) en función del tiempo (∆t, horas) en papel log-log transparente del mismo tipo de la carta de curvas teóricas. (Escalas iguales). Calcular el valor de la constante de llene C: C = q B24 ∆t∆p El punto usado para calcular C(∆p, ∆t) debe ser tomado de uno de los primeros datos de la prueba de presión, ya que se consideran los más afectados por el efecto de llene. ((∆p, ∆t) debe estar sobre la línea de 45º). Calcular el valor de la constante de llene adimensional, CD. CD = 0.8935 C ϕ µ Ct rw2 El valor de CD define la familia de curvas con la cual se debe hacer el ajuste. Los primeros puntos de la curva de los datos (real) deben estar sobre la línea recta dependiente unitaria. Esto indica que estén afectados por el llene del pozo. Desplazando la línea de45º de la curva real sobre la línea de 45º de las curvas tipo se debe buscar una superposición apropiada. Durante el proceso de ajuste de las gráficas deben estar paralelos. Y se pueden mover horizontal y verticalmente. Una vez lograda la superposición, leer el valor de S (efecto de superficial) de la carta de curva tipo. Esto indica la existencia o no de daño en forma cuantitativa. Escoger un punto cualquiera (∆p,∆t) de la carta de la curva real y leer su correspondiente (PD, TD) de la carta de curvas tipo.
Con el valor de PD y ∆p del punto de ajuste se determina la permeabilidad mediante la relación que define la presión adimencional. K=q µ B h PD∆P (1) 7.
De la definición de tD, y con los valores del punto de ajuste, tD y ∆t se determina el producto porosidad-compresibilidad. Φ C1=0.000264 Kµ rw2 ∆ttD (1.1) Se debe comparar el valor del producto “” “C1”, obteniendo con el utilizado en la ecuación para el cálculo de la constante de llene adimensional. Una comparación favorable de estos valores es indicativa de una buena superposición. 8. Calcular el tiempo al cual comienza la recta semilogarítmica. tD = (60 + 3.5 S), de donde: t = ϕ C1 µ rw20.000264 K CD (60 + 3.5 S) 9. Cuando la curva de datos reales se hace asintótica a un valor de presión adimencionalpDº, sepuede calcular la presión estática de la prueba de restauración de presión, de la siguiente manera: Con pDº y K; de la ecuación (1) ∆pº = 141.2 q µ B h PDK De donde: p = Pwf + ∆pº
CURVAS TIPO GRINGARTEN La Curva tipo de Gringarten, introducida en 1979, representa un paso muyimportante dentrodel análisis de pruebas depozos.Presentaron una Curva tipo con indicación del final del efecto de llene, elcomienzo de lalínea recta semilog y cualitativamente, y cuantitativamente se podía obtener indicación sobre lacondición del pozo.Gringarten et al. Desarrollaron Curva tipo para un pozo con efecto de llene y daño, produciendo auna tasa constante, donde la PD se graficó en función de TD/CD,con el parámetro CD.Caracterizando las diferentes curvas. Procedimiento: 1. Representar los valores de ∆P, lpc (eje vertical) y∆T, horas (eje horizontal) en papel log-log transparente del mismo tipo a las curvas Gringarten a ser utilizadas.
2. Superponer el grafico de puntos reales sobre la curva tipo y desplazarlo horizontal yverticalmente hasta encontrar el mejor ajuste. (mantener los ejes paralelos durante el ajuste). 3. Se determina la validez del cotejo calculando el tiempo de flujo o de producción mínimorequerido para utilizar la curva tipo Gringarten. El valor de (∆T/tp)=YA, se lee del extremoderecho de la curva para el valor de CD.e2S ajustado. 4. Una vez obtenido el valor correcto de CD.e2S, seescoge un punto de ajuste (PD/∆P) ajustey (TD/CD)(∆T) ajuste. 5. Se calculan los valores de Capacidad de flujo y permeabilidad
6. Se determinan los valores de las constantes de almacenamiento del pozo
7. se determina el factor de daño “S” y aquellas propiedades derivadas de suconcepto.
8. Se comparan los valores obtenidos por Gringarten con otras curvas tipo y con los métodosconvencionales de análisis. La confiabilidad de la interpretación obtenida se basa en la interacción con los diferentes métodosde análisis, por los que se hace imprescindible su aplicación tanto para identificar la naturaleza delcomportamiento de presión como para calcular los parámetros que describen al pozo y alyacimiento.
CURVA TIPO DE LA DERIVADA O METODO DE BOURDET Una de las técnicas más importantes del análisis de las pruebas de presionesfue introducida por Bourdet, el método de la derivada, (1983). Este método toma particularmente ventaja de la gran sensibilidad de la derivada para detectar características y comportamiento característico del sistema pozoyacimiento, la obtención de la derivada con respecto al lntD o ln(tD + ΔtD)/ ΔtD representa la pendiente del método semilog. La mayoría de las técnicas de diagnóstico actuales están basadas en el método de la derivada. Esto permite hacer un ajuste de presión más preciso y efectuar con más confiabilidad el análisis y la interpretación de la prueba de presión. Una de las debilidades del Método de la Curva Tipo que incluyen al efecto de llene, es que consideran a este constante. Mediciones experimentales soportan la conclusión de que el coeficiente de efecto de llene no es constante en general. Sin embargo, no ha aparecido en la literatura una forma directa para reconocer cuando una prueba en un sistema pozo-yacimiento específico produce a efecto de llene constante o
no.
Muchas
soluciones para
problemas con
valoren
el
contorno
(“boundaryvalueproblem”) diferentes al problema clásico de pozo con efecto de daño y llene han aparecido en la literatura. Durante la década pasada se desarrollaron los modelos de doble porosidad, doble permeabilidad, yacimiento de fractura de conductividad infinita, fracturas de conductividad finita, penetración
parcial,
pozos
horizontales. Además,
se
introdujeron
las
mediciones simultáneas de tasa de flujo y presión que permitió el uso de los
métodos de Convolución y de Deconvolución. Este tratamiento permite hacer el análisis de pruebas de pozos afectados con efecto de llene, removiendo la suposición de efecto de llene constante. En la actualidad el analista dispone de una biblioteca de Curvas Tipos con características específicas para numerosos problemas con valor en el Contorno. El método de la Derivada de Bourdet ha sido desarrollado como respuesta a las nuevas tecnologías de medición de presión con instrumentos electrónicos, las cuales permiten obtener medidas continúas (intervalos de 1 segundo y hasta 64 k) de presión en tiempo real con lectores de superficie para la lectura, almacenamiento y procesamiento de datos. La precisión y versatilidad de las nuevas herramientas de elementos de cuarzo han incentivado la investigación de nuevos métodos para el análisis de pruebas de pozos basados en la derivada de la presión. Procedimiento: 1. Graficar los valores de ∆ P, lpc y ∆t*(∆P’)*(tp+∆t/∆t), versus∆t en papel log-log transparentecon escalas similares a las curvas tipo a utilizar. 2. Los datos de la función diferencial correspondientesa altos tiempo decierre son ajustados sobre la línea recta horizontal correspondiente al periodo deflujo radial infinito. De aquí se obtiene el punto de ajuste de presión de donde se obtiene K*h de la relación:
3. La curva real Log-Log se desplaza horizontalmente hasta encontrar elajuste de los puntosafectados por el llene los cuales coincidirán con una línea recta de pendiente unitaria.Elpunto deajuste deltiempo permita calcular el valor de la constante de llene d la ecuación:
4. El valor de CD.e2S de la curva tipo Gringarten y el obtenido de la derivadadeben coincidir al haber ajustado la curva en la manera
descritaanteriormente. Con ese valorse calcula S y los parámetros relacionados del concepto del valor de daño
