Prueba de Pozos de Gas

UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA Y PETRÓLEO CURSOS ESPECIALES DE GRADO

 INTERPRE  INTERPRETACI TACIÓN ÓN DE LAS PRUEB PRUEBAS AS DE DE POZOS  POZOS   APLICADA  APLICADAS S A YACIMI YACIMIENTO ENTOS S DE GAS. PROFESOR: JAIRO URICARE

REALIZADO POR: HERNAN J MENDEZ C C.I: 14.212.020 SECCIÓN 01

BARCELONA, JULIO DE 2012.

1 INTRODUCCIÓN  1.1 INTRODUCCIÓN Las pruebas de pozo han progresado y se han convertido en una de las herramientas más  poderosas para la determinación determinación de las características características complejas de los yacimientos. yacimientos. Predecir  el comportamiento de producción de un yacimiento en particular, es quizás la tarea mas importante para Ingeniero de Yacimiento. Es por ello que el análisis de presiones de fondo se ha convertido convertido en una valiosa valiosa herramienta herramienta porque permite permite evaluar evaluar la habilidad de formación formación  para producir producir fluidos del yacimiento. yacimiento. La iniciativa de analizar el comportamiento de presión de un pozo para determinar   permeabilidad  permeabilidad surge por primera vez en Hidrología. Hidrología. En 1935, Theis presento un método de anál anális isis is de rest restau aura raci ción ón de pre presión sión para para po pozo zoss de agua agua.. Theis heis dem demost ostró que el comportamiento de presión de un pozo de agua cerrado debería ser función lineal del logaritmo de la razón (T + ∆T/ ∆T) y que la pendiente de la recta es inversamente  proporcional  proporcional a la permeabilidad permeabilidad efectiva efectiva de la formación. formación. Luego en 1937 Muskat Muskat presento un trabajo para evaluar la restauración de presión en pozos de petróleo y propuso un método de ensayo para la determinación de la presión estática de un yacimiento. Una modificación de ese método ha sido uno de los principales para el análisis actual de prueba de pozos. Las pruebas de pozos consisten en crear un cambio de presión con la finalidad de que los fluidos en la formación entre al pozo, permitiendo registrar medidas de presión y tasa de flujo de dichos fluidos proveniente del yacimiento. Los objetivos de la prueba de pozo varían desde una simple determinación de los volúmenes, propiedades y características de los fluidos producidos, hasta complicadas determinaciones de parámetros de las rocas y del yacimiento.

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Las pruebas de presión nos proveen de medidas directas de presión las cuales facilitan la toma de determinaciones de optimización de producción, verificación de la completación del  pozo, lo cual se traduce a una evaluación evaluación económica económica de un proyecto de producción producción  potencialmente  potencialmente comercial. comercial. En pozos de gas se realizan diversas diversas pruebas con el objetivo de determinar determinar la habilidad de producir dada las condiciones específicas de diseño de superficie. Cuan Cu ando do una prueba prueba de presió presiónn de fondo fondo es aprop apropiad iadam amen ente te dise diseñad ñada, a, ejec ejecuta utada da y analizada, puede ofrecer información acerca de la permeabilidad de la formación, grado de daño o estimulación del área alrededor del pozo, presión de yacimiento, conectividad con  pozos vecinos vecinos y posiblemente, posiblemente, característi características cas de los límites límites de yacimiento. yacimiento. La tecnología en pruebas de pozos esta evolucionando rápidamente, rápidamente, la integración integración con la data proveniente de otras disciplinas refuerzan el desarrollo de nuevos modelos, la constante evolución del software interactivo de análisis, mejoramiento de los sensores de pozos y un mejor control del ambiente en el pozo ha incrementado incrementado dramáticamente dramáticamente la importancia importancia de las capacidades de las pruebas de pozos. La integración de la información adquirida contribuye a un desarrollo eficiente del reservorio, mediante un buen análisis de respuesta dinámica del mismo, lo cual ayuda a mejorar la calidad de análisis del sistema. A continuación se desarrollan los conceptos fundamentales para diseñar y llevar acabo  pruebas de pozo en yacimientos yacimientos de gas. Estos conceptos de diseño incluyen incluyen las recomendaciones para seleccionar de manera apropiada la prueba de pozo que nos conduzca a lograr los objetivos que deseamos, estimando las propiedades mas importantes de la formación seleccionando una apropiada tasa de flujo y una correcta secuencia de la prueba,  para finalmente finalmente interpretarla, interpretarla, de igual manera se definirá la existencia existencia de diferentes zonas de saturación de condensado en el medio poroso, y a su vez el efecto que tiene el valor de los números capilares en dichas zonas.

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1.2 OBJETIVOS 1.2.1 Objetivo General. Definir los tipos de pruebas de pozos en yacimientos de gas y algunas aplicaciones a nivel de campo, como la estimación del volumen del banco de condensado dividiendo la formación  productora  productora en tres zonas. zonas.

1.2.2 Objetivos Específicos. 1. Recopilar información referida a pruebas de pozos es yacimientos de gas. 2. Indicar las teorías físicas de la ingeniería de yacimientos así como definiciones más relevantes relacionadas con el análisis de interpretación de las pruebas de pozos.

3. Describir cada tipo de prueba de pozo de gas. 4. Señalar la metodología utilizada para la interpretación de la prueba de presión en yacimientos de gas.

5. Especificar los parámetros considerados para la toma y análisis de una prueba de  pozo.

6. Demostrar la existencia de 3 zonas bien definidas que componen el medio poroso, una vez que comienza a forma el banco de condensado.

7. Definir los efectos del número capilar en la saturación de condensado en las adyacencias del pozo productor.

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1.3 Planteamiento del problema Los yacimientos de gas condensado exhiben un comportamiento que se puede describir  como complejo. Tres problemas principales son causados con la formación de líquido cuando los pozos son producidos por debajo del punto de rocío. Una irreversible reducción en la  productividad  productividad del pozo, producción producción de un gas menos comerciable comerciable y la disminución disminución de la  permeabilidad  permeabilidad relativa relativa al gas, en el medio poroso una vez vez que la presión de yacimiento yacimiento decae  por debajo de la presión presión de rocío. rocío. Análisis publicados de pruebas de pozos en yacimientos de gas condensado cuando la  presión cae por debajo del punto de rocío, por lo general están basados en un modelo compo composic sicio ional nal bifás bifásic icoo repre represe senta ntando ndo region regiones es de con conde densa nsado do alre alreded dedor or del del poz pozo. o. Experimentos de laboratorio por otro lado sugieren que pueden existir 3 zonas con movilidad diferente (1) una zona externa con una saturación inicial de condensado, (2) una zona cercana al pozo con una alta saturación de condensado y una baja movilidad del gas y (3) una zona en la inme inmedi diat ataa veci vecind ndad ad del del pozo pozo con con un alto alto valo valorr de capi capila lari rida dadd qu quee aume aument ntaa la  permeabilidad  permeabilidad relativa del petróleo resultando en una recuperación recuperación de la mayor parte de la movilidad de gas perdida por el bloqueo de condensado. Particularmente la última zona se caracteriza por ser difícil de identificar, por lo que a menudo se obvia, resultando en una sobreestimación del volumen del condensado que no  podrá ser producido producido conjuntame conjuntamente nte con el gas. gas.

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2  MARCO TEÓRICO 2.1. PRUEBAS DE PRESIÓN En las formaciones de hidrocarburos se realizan pruebas de pozos las cuales permiten caracterizar el yacimiento. A las pruebas de presión se le conoce como pruebas de pozo, estas son aplicadas con la finalidad de determinar la capacidad de producción de un yacimiento. Este tipo de pruebas aportan datos datos que varían con respecto al tiempo, tiempo, los cuales se someten a correlaciones ya establecidas, para determinar parámetros específicos de la formación en estudio.

2.1.1. Definición. Una Prueba de Presión se define como la técnica aplicada a un pozo, mediante la cual se genera una variación de presión cambiando cambiando las condiciones de producción y/o inyección, inyección,  permitiendo  permitiendo realizar realizar el registro de la respuesta del pozo ante dichos cambios. Mediante Mediante un equipo especial de sensores situado lo más cerca posible de la cara de la arena, se toman registros de Presión y Tasa de flujo de los fluidos provenientes de la formación en función del tiempo.

2.1.2. Aplicaciones y Usos. Entre Entre los los parám parámet etros ros carac caracte terís rísti tico coss de la forma formaci ción ón obteni obtenidos dos a parti partirr de datos datos registrados en pruebas de presión se encuentran:

• Presión estática de la formación.

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• Presión promedio del área de drenaje. • Capacidad de producción del pozo. • Presencia de heterogeneidades de la formación, anisotropía. • Distanciamiento entre el pozo y las heterogeneidades. • Radio de drenaje del pozo. (área de drenaje, volumen poroso). • Transmisibilidad de la formación. • Efecto daño o estimulación sobre el área cercana al pozo. • Características de los efectos de llene. • Presencia de flujo no Darcy. • Características de los fluidos de formación mediante análisis de muestras.

2.1.3. Tipos de Pruebas de Presión. Las pruebas de presión aplicables aplicables a pozos varían de acuerdo a los parámetros parámetros que se desee determinar, además de las limitaciones prácticas. Para el caso de yacimientos de gas las consideraciones consideraciones son distintas distintas a las establecidas en pruebas de presión en yacimientos yacimientos de petróleo, por tanto en la práctica son aplicables pruebas de presión especiales para yacimientos de hidrocarburo gaseoso. Las pruebas aplicadas a pozos de gas aportan variación tanto en el diseño del pozo como en las condiciones de producción y/o inyección del hidrocarburo, obteniendo datos que permiten determinar propiedades de formación tales como:

• Presión inicial de la formación. • Presión promedio del área de drenaje de un pozo. • Permeabilidad • Factor de daño. • Distancia entre el pozo ay las heterogeneidades del yacimiento.

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• Condición de la completación del pozo. • Determinación de la tasa de producción. • Flujo turbulento. • Predicción de la declinación de producción. • Volumen de drenaje de reservas. Determinar la capacidad de producción de un pozo es la función principal de las  pruebas de presión aplicadas a pozos de gas. Así es posible analizar la efectividad efectividad del diseño aplicado de producción: diseño de plantas de procesamiento, plan de explotación, líneas de flujo de gas, etc..

2.1.3.1 . Pruebas RFT Esta prueba se basa en el empleo empleo de un equipo de cámara conocida como Probador de Formación (RFT), el cual es capaz de extraer muestras de fluido (entre 10 y 15 cc) para realizar luego una Restauración de Presión. Al realizar realizar esta Prueba Prueba es posible posible realizar realizar un análisis análisis de muestra muestra de fluido fluido en laborat laboratorio, orio,

posibil posibilita itando ndo

la obtenci obtención ón de datos datos dinámic dinámicos os y estátic estáticos os del fluido fluido

 proveniente  proveniente de la formación, formación, midiendo midiendo gradientes gradientes de presión a diferentes diferentes profundidades profundidades del pozo, justo después después de realizar realizar los registro registross eléctri eléctricos, cos, de estos estos datos datos obtenidos obtenidos es  posible determina determinarr los siguientes siguientes parámetros: parámetros:

• Gradientes de Presión de la columna de lodo • Gradientes de Presión en el Yacimiento. • Presión inicial de formación • Aproximaciones de Permeabilidad • Daño por efecto del lodo de perforación sobre la formación • Comunicación de zonas o lentes de la formación • Contactos entre fluidos

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  c    )    i   u   a   s    t    f    d   r   e    i   o   e   l    i   r    d    P    P   n   d V  a   (

 PRESIONES  PRESIONES DE DE FORMACIO FORMACION N (RFT) Presión Hidrostática . (BUENOS) Presión Presión de Form

-15000

Presión Presión de Form. (NO CONF.) CONF.) -15400

-15800

-16200 -16600

8000

9000

10000

11000

12000

13000

14000

15000

Presión (LPC)

Formación RFT  Figura 1.  Prueba con Probador de Formación 2.1.3.2. Prueba DST Conocida como Drill Drill Stem Test (DST), (DST), esta consiste en en una completació completaciónn temporal temporal de un pozo a través una herramie herramienta nta que aísla aísla la formación formación del lodo lodo de perforación, perforación, esta herramienta herramienta esta formada por una tubería de perforación perforación que lleva un sistema de válvulas válvulas espec especial iales es y serie seriess de empa empaque ques, s, lo cual cual le permit permitee traba trabaja jarr como como una tuber tubería ía de Producción. Gracias a esta prueba se puede puede registrar la presión de fondo fluyente, fluyente, consiguiéndose consiguiéndose determinar determinar las las propiedades propiedades de la formación formación y de los los fluidos fluidos del yacimiento yacimiento antes de tomar la decisión de completar el pozo. Las Pruebas DST son muy costosas debido a que se realizan durante la evaluación de un poz pozo. o. La infor informa mació ciónn de presió presiónn inic inicial ial de formac formació ión, n, las las muest muestras ras de fluido fluidos, s,  parámetros  parámetros adicionales adicionales (productividad (productividad de zona de estudio y naturaleza naturaleza del fluido) fluido) son para la realización realización de esta prueba una una herramienta herramienta informativa informativa relevante en lo que respecta respecta a la evaluación de yacimientos. La Prueba DST permite determinar los siguientes datos:

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• Tipo de fluido presentes en la formación • Tasa de Producción de fluidos de la formación • Producción de fluidos de zonas prospectivas • Datos de Permeabilidad • Efecto de Daño • Eficiencia de Flujo • Heterogeneidad del yacimiento. • Limites del yacimiento.

     r       i      s      n       P     e       ó

2

9

5

8

1

3

6

7 Tiem o

Presión en una Prueba DST  DST  Figura 2.  Respuesta de Presión

2.1.3.3. Prueba de Declinación de Presión. La Prueba de Declinación de Presión o llamada Prueba de Arrastre, se fundamenta en tomar medidas medidas de presión de fondo fluyente fluyente (P (Pwf ) en función del tiempo (t) en un pozo  productor a una tasa de flujo constante. constante. El pozo ha sido previamente previamente cerrado hasta alcanzar la presión estática del yacimiento antes de efectuar la prueba. Mediante este tipo de prueba se obtienen datos que permiten determinar parámetros como:

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• Permeabilidad Efectiva. • Daño o Estimulación. • Efecto de Almacenamiento del pozo. • Capacidad de la Formación. • Transmisibilidad del Yacimiento. • Eficiencia de Flujo. • Área de Drenaje. • Volumen de Drenaje. • Geometría del Yacimiento.

 Pwf  (psia)

 Tasa de Flujo Flujo

t (Hr)

Figura 3. Comportamiento de la tasa de flujo y la presión en una Prueba de Declinación. Presión

En las pruebas de declinación de presión donde no se puede conservar una tasa de  producción  producción constante constante o en aquellas aquellas donde el pozo no se cierra con suficiente tiempo de

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antelación para alcanzar la presión estática antes de la Prueba de Flujo, se utiliza las Pruebas de Múltiples Tasas.

Efecto del llene y/o daño

P (psia) (psia)

Recta semilog

Pozo Estimulado

Limite con presión constante

Limite cerrado

t (Hr)  Representación Esquemática Esquemática de de una prueba prueba de Declinación Declinación de Presión. Figura 4.  Representación

2.1.3.4. Prueba de Restauración de Presión Esta Prueba se realiza en pozos productores y ella radica en hacer producir un pozo a tasa constante durante un período de tiempo que permita obtener una distribución de  presión estabilizada estabilizada en el área de drenaje y limpieza, limpieza, para luego proceder proceder a cerrar el pozo hasta alcanzar la restauración de presión y se procede a tomar las medidas de presión de fondo fluyente (Pwf ) en función del tiempo (t).

q

q1 = q = constante q2 = 0

q1 q1

q2

19  ∆

la tasa de Producción de una Prueba de Figura 5. Representación gráfica de la  Restauración  Restauración de Presión. Presión. A partir partir de estos datos datos en función función del tiempo se obtienen obtienen parámetros parámetros de la formación formación tales como:

• Permeabilidad. • Eficiencia de flujo. • Daño o Estimulación. • Efecto de Almacenamiento del pozo. • Presión promedio del área de drenaje. • Heterogeneidades presentes en el yacimiento. • Volumen y Área de Drenaje. • Capacidad de la formación. • Transmisibilidad de la formación. • Existencia de Fracturas. Las técnicas de análisis para las pruebas de restauración de presión están basadas en el méto método do de Ho Horne rner, r, el cual cual es valido valido para para yacim yacimie iento ntoss infini infinito tos, s, no ob obst stant ante, e, pue puede de utiliza utilizarse rse en yacimie yacimientos ntos finitos finitos donde la variació variaciónn de presión presión no haya alcanzad alcanzadoo los límites del yacimiento.

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 Yacimiento  Yacimiento infinito infinito

P (psia)

Frontera cerrada y/o Efecto de interferencia

Pozo Estimulado Recta semilog Pozo Dañado y/o con efecto de almacenamiento

 Log( t)

 Representación de una una Prueba de Restauración Restauración de Presión Presión Figura 6.  Representación Semilogarímica 2.1.3.5 Prueba Pseudos-Build Up Este tipo de pruebas pruebas son realizadas realizadas en pozos ya evaluados evaluados previamente previamente y funcionan como pruebas de control de los mismos, se caracterizan porque el período de tiempo empleado en el acondicionamiento del pozo para la medición de los gradientes estáticos, es utilizado para registrar mediciones de presión de restauración. Tienen como objetivo evaluar las condiciones del pozo así como el de determinar parámetros de formación como son la permeabilidad efectiva efectiva del fluido a producir, la transmisibilida transmisibilidadd de la formación, la eficiencia de flujo, el factor de daño, la presión de yacimiento y los gradientes estáticos y dinámicos de la formación.

    e     r      ó       i       P    s    n

B

A Tiem  po

21

Figura 7. Prueba de Presión Pseudo-BuildUp

2.1.3.6. Prueba Convencional Este tipo de prueba también se le denomina Prueba de Contrapresión, consiste en someter el pozo a un cierre tal que permita la restauración de la presión, alcanzando así la estabilidad estabilidad en el pozo, luego el pozo se abre a producción tomando tomando medidas de presión presión de diferentes diferentes tasas de flujo. Se deben obtener obtener los registros de por lo menos cuatro cuatro tasas de flujo y se cierra nuevamente el pozo. Las pruebas convencionales convencionales permiten permiten predecir predecir el potencial potencial de producción o la tasa de flujo flujo que tendr tendráá el poz pozoo a condi condici cione oness de presió presiónn atmo atmosfé sféric rica. a. Esta Estass prueb pruebas as son recomendadas recomendadas para aplicarlas aplicarlas en pozos de yacimientos yacimientos de alta permeabilidad, permeabilidad, ya que para yacimientos poco permeables serán necesarios largos períodos de tiempo para adquirir la estabilidad del pozo, lo cual afectaría la rentabilidad económica del proceso. La tasa de flujo o potencial de producción del pozo (AOF), es el valor teórico de la tasa de flujo que se obtendrá si la la presión de fondo fluyente en la cara de la arena fuese la  presión atmosférica atmosférica..

Presi ón

Período de PLimpieza

Período de Cierre

ws

P

1

ws2

Pwf1

Pwf2 Pwf3

q1

q3

q2

22

Tiempo

 Representación de una una Prueba Convenciona Convencionall o de Contrapresión. Contrapresión. Figura 8.  Representación

2.1.3.7. Prueba de Tasas Múltiples La prueba multitasa o de tasas múltiples consiste en producir el pozo a tasa de flujo variable midiendo la presión por periodo de flujo estabilizado. El pozo es sometido a un  período de flujo de limpieza, limpieza, para luego realizar un primer cierre tratando de alcanzar una estabilización de la presión del área de drenaje. Posteriormente se deja fluir el pozo por  lapsos de tiempo con previos cierres que logran la estabilización del flujo. La prueba de tasas múltiples se realiza en pozos donde no es posible conservar una tasa de flujo constante por un largo periodo de tiempo hasta completar la estabilización de la presión y alcanzar la presión estática. Mediante el empleo de reductores de presión es  posible producir el pozo a una tasa en un lapso de tiempo determinado, variando dicha tasa con diferentes diferentes reductore reductores. s. Estos cambios cambios en la tasa generados generados por los reductore reductoress  pueden ser ser de mayor a menor menor tasa tasa o viceversa. viceversa. Estas pruebas pruebas son útiles en la determinación determinación del índice de productividad productividad del pozo y  para hacer un análisis nodal al mismo. Se usa el principio de superposición superposición para el análisis de estas pruebas. Los parámetros obtenidos a partir de datos de este tipo de pruebas son:

• Permeabilidad. • Factor de daño. • Presión del yacimiento.

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Periodo Prim de er Limpiez CierrPws Pws a e 2 1        P

Pwf  1

q 1

Pws 3

Pwf  2

q 2

q 3

Pwf  3

Tiempo

Figura 9. Comportamiento de la Presión de una Prueba de Multitasas1. La prueba de múltiples tasas es capaz de recorrer desde tasas variables hasta una serie de tasas constantes, también contribuye a minimizar los coeficientes de almacenamiento y efectos de los estados de segregación. Por otra parte este tipo de prueba reduce la caída de  presión común que es difícil de controlar dado que las fluctuaciones fluctuaciones de tasa son difíciles difíciles de medir.

2.1.3.8. Prueba Isocronal La Prueba Isocronal se aplica en pozos en yacimientos de Gas de baja permeabilidad, los cuales presentan características de estabilización muy lenta. Esta Prueba consiste someter someter el pozo pozo a ciclos ciclos de de producci producción ón cada cada uno a diferent diferentee tasa de flujo flujo durant durantee interv intervalo aloss de tiem tiempo po igual iguales, es, segu seguido idoss de cier cierres res qu quee permi permita tann alcan alcanzar zar la seudo seudo estabilización de la presión. Las Las tasas tasas de produ producci cción ón varían varían al insta instala larse rse Reduc Reducto tores res cada cada vez vez más más grande grandes. s. Inmediatamente de cada período de producción se realiza un período de cierre hasta alcanzar la de la seudo presión estabilizada en el pozo, permitiendo tomar registro del comportamiento comportamiento de la tasa de flujo, la presión de fondo fluyente y la presión en el cabezal

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del pozo. Se repiten los ciclos hasta lograr el alcance de la estabilización de presión  promedio en el área área de drenaje del del pozo. La Prueba Isocronal tiene como principal objetivo objetivo el definir las condiciones existentes alrededor de un pozo hasta logra el equilibrio. Este método desarrollado por Cullender  establece establece que el Radio Efectivo Efectivo de Drenaje es función de la duración duración del período de flujo, y deberá ser el mismo para cada punto e independiente de la rata de flujo.

Procedimiento de Campo de una Prueba Isocronal:

Con el Pozo Cerrado y sometido a una pseudo presión: 1. Anti nticipad ipadaamente nte el poz pozo de gas ha sido sido cerr cerraado permitie itiend ndoo la seud udoo estabilización de la presión. 2. Se ubica ubica un estrangulador estrangulador pequeño pequeño para para así definir la primera primera tasa tasa de flujo. 3. Dejar Dejar fluir fluir el pozo pozo a tasa tasa consta constante nte en en un períod períodoo de tiemp tiempo, o, el cual cual deberá deberá ser  ser  igual para cada tasa de flujo. 4. Se toma toma regist registro ro de la tasa tasa de flujo flujo de gas, gas, Presión Presión de de fondo fondo y Presión Presión de cabezal cabezal en función del tiempo. 5. Cerrar Cerrar el pozo pozo hasta hasta alcanzar alcanzar la la misma misma seudo-pr seudo-presió esión. n. 6. El estrangu estrangulad lador or es cambiado cambiado por uno más grande grande (mayor (mayor diámetro) diámetro) obtenie obteniendo ndo otra tasa de flujo. 7. Repetir Repetir del 3 al al 6 en los mismos mismos períodos períodos y para para estra estrangul ngulador adores es cada cada vez más grandes. 8. Ab Abrir rir el pozo pozo,, dejánd dejándol oloo fluir fluir hast hastaa lograr lograr que la la presió presiónn y la tasa tasa de flujo flujo se se estabilicen. 9. Medir Medir la Tasa de Gas Estab Estabiliz ilizada ada y las Presione Presioness Estabiliz Estabilizadas adas.. 10. Tabular los datos datos obtenidos. obtenidos.

P Pwf  1

       P

Pwf  2 Pwf  3

1

t

2

t

25 3

Pwf  4 t

4

t

Tiem po

Figura 10. Comportamiento de la tasa y la presión en una Prueba Isocronal.

2.1.3.9. Prueba Isocronal Modificada Esta prueba consiste en hacer producir el pozo a diferentes tasas de flujo, durante intervalos de tiempo iguales, estos lapsos de producción van seguidos por períodos de cierre de igual duración. El objetivo primordial de la prueba isocronal modificada es reducir el tiempo tiempo de pruebas, pruebas, logrando los mismos datos de la la prueba isocronal isocronal sin sin usar  los largos largos periodos periodos de estabilizac estabilización ión que se necesitan necesitan para llegar llegar a la presión promedio promedio de yacimiento en el área de drenaje del pozo. La prueba prueba isocronal isocronal modificad modificadaa es

simila similarr a la prueba prueba isocronal isocronal convencio convencional, nal,

diferenciándose diferenciándose esta en que los tiempos de cierre son iguales a los tiempos de producción producción de cada periodo de flujo para el yacimiento. Este Método sugerido por Katz establece que el pozo debe ser cerrado y luego sometido a producción durante períodos iguales de tiempo sin esperar alcanzar la seudo estabilización de la presión.

P Pwf  1

       P

1

t

Pwf  2

t 2

Pwf  3 3

26

t

Pwf  4 t 4

Tiempo

Figura 11. Comportamiento de la Tasa de Flujo y Presión en una Prueba Isocronal   Modificada.  Modificada.

2.1.3.10. Prueba de Interferencia La Prueba de Interferencia se lleva a cabo produciendo o inyectando a través de un  pozo llamado llamado pozo activo y observando la respuesta respuesta de presión en por lo menos otro pozo cercano el cual es llamado pozo de observación. Esta prueba de presión tiene como objetivo detectar la comunicación entre los pozos de un mismo yacimiento, yacimiento, mediante mediante la medición medición de la variación de presión en un pozo de observación debido a los cambios en la tasa de flujo de otros pozos. Cuando existe comunicación comunicación entre los pozos es viable hallar información información con respecto a parámetros tales como:

• Permeabilidad. • Factor porosidad – compresibilidad. • Posibilidad de anisotropía en el estrato productor.

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Pwf 

Pozo observador 

Pozo activo

q=ctte Tasa del Pozo activo

Tiempo  Diagrama esquemático esquemático de una una prueba de interferencia interferencia Figura 12.  Diagrama

2.1.3.11. Prueba de Disipación de Presión (FALLOFF) La prueba fall- off es fundamentalmente una prueba de inyección de fluidos, donde se inyectan fluidos compatibles con la formación, hasta alcanzar la máxima presión (esta  presión no debe sobrepasar a la presión de fractura de la formación), para ser interpretada interpretada  posteriormente.  posteriormente. Se reali realiza za en poz pozos os que no fluye fluyenn natura naturalm lment ente, e, don donde de exist existen en probl problem emas as de  productividad.  productividad. Esta prueba se corre cerrando el pozo inyector inyector y registrando la presión en el fondo del pozo como función del tiempote cierre. El cambio de presión con el tiempo es monitoreado después que el flujo cesa y que la tasa de inyección es constante, estas tasas idealizadas se muestran en la figura 13.

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Qinj 0

-Q

Pozo Cerrado

Inyectando

Tiempo

Presión Pwf (t =0)

Tiempo

 Historia de tasa Idealizada. Idealizada. Figura 13.  Historia

El flujo hacia el pozo pozo es mucho mayor que el procedente procedente del pozo. Con Con la fall-off se obtiene información de la movilidad del agua en las rocas y el gas.

2.1.3.12. Prueba de Pulso La Prueba de Pulso Pulso constituye constituye un tipo tipo específico de prueba de interfere interferencia, ncia, donde se determinan las propiedades del yacimiento mediante mediciones de la respuesta de presión en el pozo de observación como respuesta de los periodos alternos de inyección o

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 producción  producción que experimenta experimenta el pozo activo. Para medir la presión en el pozo de observación se utiliza un diferencial de presión muy sensitivo de 0,01 lbs/pulg2. Las ecuaciones utilizadas para el análisis de este tipo de pruebas están basadas en el  principio de superposición. superposición. La técnica de Prueba de pulso permite obtener los siguientes parámetros de la formación:

•

S=φ Ch k 

• η = φ*µ*C t k 

• T = h *µ Ventajas que ofrecen las pruebas de pulso sobre las pruebas de interferencia convencional: a) Las Las inter interrup rupcio cione ness normal normales es en las ope operac racio ione ness son muchos muchos menore menoress que las hechas en prueba de interferencia. Estas requieren de un mínimo tiempo que  puede variar variar de pocas horas horas a pocos pocos días.  b) Hay pocos problemas problemas causado por malas interpretaciones interpretaciones de la respuesta de  presión. c) Las Las prue prueba bass de pul pulso son son anal analiz izad adas as con con frec frecue uenc ncia ia basa basado do en la solu soluci ción ón sencilla de las ecuaciones de flujo.

 ∆P1

q

1

3 2

 ∆P4

5

4

Numero de3pulsos4 2

6 5

6

Tasa en  pozo activo

30

 Figura 14. 14. Respuesta de presión en una prueba de pulso

2.2. ECUACIÓN DE DIFUSIVIDAD En el estudio de las Pruebas de Presión se aplican soluciones de la Ecuación de Difus Difusivi ividad dad espec específi ífica came ment ntee en deriva derivadas das parci parciale ales, s, la cual cual perm permit itee descr describi ibirr el comportamiento del flujo de fluido a través de un medio poroso (pozo).

2.2.1. DEFINICIÓN DE DIFUSIVIDAD La Difusividad sigue el principio de que: el excedente total de la tasa de flujo másico  por unidad de tiempo que entra y sale de un elemento cuyo volumen es infinitesimal, infinitesimal, es igual al cambio por unidad de tiempo de la densidad del fluido por el volumen poroso del elemento en un momento determinado.

2.2.2. SUPOSICIONES DE LA ECUACIÓN DE DIFUSIVIDAD

• Fluido posee compresibilidad pequeña y constante. • La viscosidad del Fluido es constante. • Los Gradientes de presión son pequeños • El Medio poroso es Isotrópico y Homogéneo. • Porosidad y Permeabilidad permanecen constantes. • Se desprecian las Fuerzas gravitatorias. 2.2.3. LEYES UTILIZADA UTILIZADAS S PARA LA RESOLUCIÓ RESOLUCIÓN N DE LA ECUACIÓN ECUACIÓN DE DIFUSIVIDAD

31

2.2.3.1. Ley de Darcy. Esta Ley establece que la velocidad aparente de un fluido homogéneo en un medio  poroso es directamente directamente proporcional proporcional al gradiente gradiente de presión e inversamente inversamente proporcional proporcional a la viscosidad del fluido, lo cual se expresa a través de la siguiente ecuación [5]: ν  =

q  A

= −1.127

k  dP 

 µ  ds

(1)

Donde: = velocidad aparente de filtración, (bpd/pie2).

q = tasa volumétrica de flujo, (bdp).  A = área de la sección transversal al flujo, (pies2). dP/ds = gradiente de presión, (lpc/pie).  K = permeabilidad (Darcy)  P = presión (Lpc) = viscosidad (cps) 2.2.3.2. Ecuaciones de Estado Las Las ecuac ecuacion iones es de esta estado do muest muestran ran la relac relació iónn direc directam tamen ente te propor proporci ciona onall de la densidad del fluido (ρ) con respecto a la presión y la temperatura del sistema. Por ende la ecuación de estado utilizada utilizada variará dependiendo dependiendo del fluido o los fluidos presentes, presentes, en el sistema. El Yacimiento es considerado como un medio isotérmico, por este motivo para la resolución de las Ecuaciones de Estado estas se expresaran sólo como función de la  presión.  ρ  = ρ o eC  ( P − P  ) o

o

ó

 ρ  = ρ o [1 + C o ( P − P o ) ]

Donde:

32

(2)

o

y Co son la densidad y la compresibilidad de un líquido a P=Po, lb/pie3 y lpca-1

respectivamente. 2.2.3.3. Ley de Conservación de la Masa La Ley de Conservación de la Masa establece que cualquier cantidad de masa no  puede ser creada ni destruida, destruida, por lo tanto se puede decir que el flujo de fluido a través través de un medio poroso conserva su masa. La variación de masa del fluido con respecto a la unidad de tiempo será igual a la diferencia entre la tasa de flujo entrando y la tasa de flujo saliendo del elemento durante el intervalo de tiempo determinado. Lo descrito anteriormente se expresa en la siguiente ecuación: φ 

∂ ρ   ∂ Vx ∂ Vy ∂ Vz   = − { ρ  } + { ρ  } + { ρ  }  ∂t   ∂ x ∂ y ∂ z  

(3)

Donde:

Vx, Vy y Vz  son los componentes de la velocidad de filtración, en pies/seg en las direcciones X, Y, Z. = Porosidad, (en fracción). = Densidad, (lb/pie3). 2.2.3.4. Constantes de Equilibrio Las Las Ecuaci Ecuacione oness de Equil Equilibr ibrio io se util utiliz izan an en ingen ingenie iería ría de yacim yacimie iento ntoss para para cara caract cter eriz izac ació iónn de hidr hidroc ocar arbu buro ros, s,

la

y esto estoss cons consti titu tuye yenn mezc mezcla lass comp comple leja jass de

multicomponentes en estado líquido o gaseoso. Las Constantes de Equilibrio se emplean en definición de la composición relativa de un componente de mezcla perteneciente a un sistema. Ki = Yi/Xi.

33

(4)

Toman Tomando do en cuenta cuenta las las con consid sidera eraci cione ones, s, supos suposic icion iones es y leyes leyes,, la Ecuac Ecuació iónn de Difusividad puede expresarse de la siguiente forma:

∂ 2 p ∂ 2 p ∂ 2 p 1 ∂ p + + = ∂ x 2 ∂ y 2 ∂ z 2 η  ∂`t 

(5)

Donde “  ”  representa el Coeficiente de Difusividad Hidráulica, el cual se define como la la facilidad facilidad con con que se transmi transmiten ten los los cambios cambios de presión presión y es directa directament mentee  proporcional  proporcional a la permeabilidad permeabilidad e inversamente proporcional proporcional al producto de la viscosidad, viscosidad,  porosidad y compresibilidad compresibilidad total. total. η =

k 

φ  µ C 

(6)

Donde:

 K = Permeabilidad efectiva al fluido, (Darcy). = Porosidad, (fracción). = Viscosidad, (cps).

C = Compresibilidad, (lpc-1).

2.2.4. ECUACIÓN DE DIFUSIVIDAD PARA POZOS DE GAS La Ecuación de Estado para pozos de gas ha tenido gran aceptación para por su aplicación para la resolución de sistemas multicomponentes de gases. Esta ecuación se expresa de la siguiente forma:  P V  = n R T  Z 

Donde:  P = presión, (lpca).

V = volumen, (pie3).

34

(7)

 R = constante de los gases, 10.732 (

lpc ∗  pie3 lb − mol ∗º R

)

n = número de moles. T = temperatura, (ºR).  Z = factor de desviación del gas, (adimensional). La viscosidad y el factor de compresibilidad son dependientes de la presión y temperatura tanto para gases reales como para gases de hidrocarburos. Si el gas se considera ideal, la viscosidad dependerá solo de la temperatura. La permeabilidad de un gas depende de la presión promedia de flujo, considerando que este flujo de gases se encuentra o fluye en un medio poroso. Este fenómeno se conoce como efecto Klinkemberg y se expresa mediante la siguiente ecuación:

   

k  g  = k l  1 +

b  

 

(8)

 p    

Donde: k l l  = permeabilidad al líquido, (Darcy).

k  g  = permeabilidad al gas, (Darcy).  P = presión promedia de flujo, (lpc). b = constante El efecto Klinkenberg frecuentemente se aplica en casos de presiones muy bajas, por  ende es posible presumir que la permeabilida permeabilidadd de un gas puede permanecer en un valor  constante o fijo. La ecuación de difusividad para un flujo radial se expresa: expresa:

∂ 2 p 2 1 ∂ p 2 φ  µ c ∂ P 2 + = ∂r 2 r  ∂r  η  ∂t  Donde: = Difusividad Hidráulica.

35

(9)

2.2.5. PSEUDO PRESIONES En la Ecuación de Difusividad tanto la viscosidad como la compresibilidad son funciones de presión, presión, por lo lo tanto tanto la difusividad difusividad hidráulica hidráulica también también dependerá dependerá de la la  presión. Jenkins Jenkins y Aronofsky Aronofsky lograron lograron resolver resolver numéricamente numéricamente la Ecuación Ecuación de Difusividad Difusividad  para gases, definiéndola como una ecuación diferencial en derivadas parciales no lineal y de soluciones de no lineales. Lo que representaba representaba un gran problema en la determinación determinación de las presiones para un pozo de gas. Por tal razón Hussainy introdujo como nueva variable a la “pseudo presión” para gases reales:  P 

m( P ) =

 pdp

∫  µ  z 

(10)

 Pb

Esta definición permite tratar con mayor claridad las ecuaciones de gas para casos de flujo bifásico, es decir, empleando el flujo másico en lugar del flujo volumétrico se  pueden adecuar más fácilmente fácilmente las ecuaciones ecuaciones de gas a gas condensado. condensado. La pseudo  presión es un termino conveniente conveniente para el manejo de la no linealidad linealidad introducida introducida en el  problema  problema debido a la expansión expansión del gas y a la viscosidad viscosidad dependiente dependiente de la presión. presión. El uso de la normalización normalización de esta función es beneficioso, beneficioso, debido a que se trabaja directamente directamente en unidades de presión. Donde:

 P b representa una presión base cuyo valor esta por debajo de la presión de interés. Mediante el empleo de pseudo presiones de gases reales se dedujo la ecuación de transmisión de presión expresada de la siguiente manera:

∂ 2 m(  p ) 1 ∂m(  p ) φ  µ C t  ∂m(  p ) + = ∂t  η  ∂r 2 r  ∂r 

(11)

Esta ecuación ecuación representa representa una solución solución lineal con respecto respecto a m(p), donde los términos de ( µ .φ  Ct / η) se encuentran en función de presión. En la solución de esta ecuación son susti sustitu tuido idoss los valore valoress de visco viscosid sidad ad y compr compres esibi ibili lidad dad por la presió presiónn inici inicial al de

36

yacimiento, y en el caso de no conocerse la presión inicial se toma el valor de la presión más alta medida durante la prueba.

2.2.6. SOLUCIONES DE LA ECUACIÓN DE DIFUSIVIDAD 2.2.6.1 Solución para un Yacimiento Yacimiento Cilíndrico Limitado. En un yacimiento cilíndrico y limitado es necesario definir dos condiciones de borde y una condición inicial, entonces para obtener una solución representativa se deberá suponer  que el pozo fluye a tasa constante q*B (BY/d); (BY/d); el pozo posee un radio definido rw y esta ubicado ubicado en el centro de un yacimient yacimientoo de radio radio re y no existe existe flujo a través través del límite mismo; mismo; asimismo asimismo que la presión presión inicial inicial de producción producción es constante constante y uniform uniformee en el yacimiento. La ecuación de Difusividad para este tipo de Yacimientos será: − t  ∞ e α   j12 (α n r e ) 2t  D 3 qB µ     P wf   = P i −141.2  + ln r e − + 2 ∑ 2 2 ) 4 − kh  r e2  j12 (α n ) n =1 α n [  j1 (α n r  e  2 n  D

 D

 D

 D

 D

 ] 

(12)

En donde:

t  D y r eD eD son variables adimensionales empleadas para la eficiencia en los resultados. n

son las raíces de: J1(αnr eD eD) Y1(αn)-J1(αn) Y1(αnr eD eD) = 0

J1 y Y1 son las funciones de Bessel Presiones, (lpc).  P i i  – P wf  wf  = Presiones,

q = Tasa de flujo a condiciones de yacimiento, (pie3/seg). k = Permeabilidad, (Darcy) h= Espesor de la arena, (pies).  µ  = Viscosidad, (cps).

 B = Factor volumétrico del fluido, (BN/BY). r w= Radio del pozo, (pies). r e= Radio de drenaje del pozo, (pies).

37

t = Tiempo, (seg). = Porosidad, Porosidad, (en fracción).

Ct = Compresibilidad total,( lpc  –1). Los valores de tD y reD se obtienen a partir de las siguientes ecuaciones:

t  D

r e D

=

0.000264 kt 

=

C t r w2 φ µ 

(13)

r e

(14)

r w

2.2.6.2. Solución para un Yacimiento Infinito

Para el caso de un yacimiento infinito con un pozo cuyo radio es considerado cero, es (BY/d); la presión inicial necesario suponer que: el pozo produce a una tasa constante q*B (BY/d);

 P i i  de producción es uniforme; y el área de drenaje es infinita. La ecuación de Difusividad encontrada por Horner para este tipo de yacimientos será: qB µ   − 94φ µ  C t r 2      P = P i + 70.6  E i    kh kt     

(15)

Donde la función integral exponencial Ei está definida por:

 E i ( −  x ) = −

∞ −u

e

∫  u

(16)

du

 x

La solución de Horner es una buena aproximación a la solución exacta de la ecuación de difusividad para tiempos:

38

t > 3.79 *10

y hasta:

t ≈ 237

5

φ µ r w2

k 

φ µ C t r e2 k 

= A

=  B

(17)

(18)

Para tiempos menores que A, la suposición, limita la ecuación. Para tiempos mayores que  B, los límites del yacimiento afectan la distribución de la  presión. La solución Ei puede ser especificada con las siguientes condiciones: Si X<0.02 ⇒ Ei (x) ≈ ln (1.781 X), con un error < 0.6% Si 0 < X < 10.9 10.9 se emplean los valores reportados en las Tablas Si X > 10.9 se tiene que Ei (-x) ≈ 0. Las ecuaciones anteriores están definidas por: Presiones, lpc.  P i i  – P wf  wf  = Presiones,

q = Tasa de flujo a condiciones de yacimiento, pie3/seg. k = Permeabilidad, Darcy h= Espesor de la arena, pies. = Viscosidad, cps.  B = Factor Volumétrico del fluido del fluido BN/BY r w= Radio del pozo, pies. t = Tiempo, seg. = Porosidad, en fracción.

C t t  = Compresibilidad total, lpc-1

2.3. PRINCIPIO PRINCI PIO DE SUPERPOSICI SUPERPOS ICIÓN Una de las técnicas más utilizadas en ingeniería de yacimientos es el principio de superposición, el cual puede ser enunciado como: “la caída de presión en cualquier punto

39

de un yacimiento es igual a la suma de la caídas de presión en ese punto; causada por el flujo de cada uno de los pozos que se encuentran en el yacimiento. Esta asunción hace  posible construir construir funciones funciones de respuesta del del yacimiento yacimiento en situaciones situaciones complejas, complejas, usando  para ello solo simple modelos modelos básicos. Mediante superposición superposición es posible representar  las respuestas debida a varios pozos a través de la adición de las respuestas individuales. La elección adecuada de la tasa de flujo y de la ubicación del pozo permite también representar varios límites del yacimiento. Además, la superposición en tiempo se puede emplear para determinar la respuesta del yacimiento debida a un pozo que fluye a tasa variable, usando solamente soluciones a tasa constante. El principio de superposición se emplea comúnmente para generar cambios de tasa de flujo o cambio en las condiciones de presión en el limite de contorno en pruebas de restauración de presión, este le permite al ingeniero escribir las ecuaciones matemáticas apropiadas para describir el flujo de fluidos de una fase, de compresibilidad constante a través de un medio poroso ideal que contiene un arreglo específico de pozos produciendo  bajo un determinado determinado esquema. Otra aplicación interesante es cuando dos pozos producen a tasa constante y en un  punto A exactamente exactamente a la mitad de la distancia entre los dos pozos, se dice que la  presión se inclina hacia los otros pozos y de esta forma el flujo neto hacia cada pozo es cero. Por lo tanto, cualquier punto a la mita de dicha distancia es un punto de no-flujo, y cada uno de esos puntos puede ser reemplazado por barreras impermeables sin afectar la distribución de flujo o el campo de presión. Alternativamente, si los pozos están equidistantes y tienen tasa de flujo equivalentes,  pero opuestas en signo entonces la caída de presión en el punto medio será exactamente cero, ya que la caída de presión debida a un pozo será cancelada por el incremento debido al otro. El resultado neto, neto, es que tales puntos permanecen permanecen a presión constante constante y el efecto es idéntico a la situación en la cual está presente un límite de presión constante. De está manera, se pueden establecer tres casos básicos de aplicabilidad de este  principio:  principio: Sistemas múltiples de pozos en un yacimiento infinito.

40

Simulación del comportamiento de presión en un yacimiento limitado: aplicación del método de la imagines. Superposición en tiempo: esquema de producción para un pozo de tasa variable. El principio de superposición es la base fundamental de los métodos empleados en la determinación de la distancia existente entre el pozo probado y uno o varios limites existentes en el yacimiento, los cuales pueden ser identificados en la prueba de presión como cambios de pendiente en la zona afectada por dichos limites (región de tiempo tardía). Entre alguno de esos métodos se pueden mencionar el método de las imágenes y los métodos desarrollados por Horner, Gray, Davis y Hawkins, entre otros.

2.4. MÉTODOS PARA INTERPRETAR LAS PRUEBAS DE PRESIÓN 2.4.1. Método de Horner En 1951 R. Horner presentó un estudio de análisis de pruebas de restauración de  presión similar al trabajo desarrollado desarrollado por Theis*, pero extendió este trabajo para determinar presiones estáticas por extrapolación. Horner consideró yacimientos infinitos y cerrados y demostró que una extrapolación extrapolación de la línea recta del grafico semilog  podría ser extrapolada extrapolada a una razón de tiempo tiempo igual a la unidad para obtener la presión inicial del, yacimiento, pi, si el periodo de producción era corto. Además Horner demostró que para períodos de producción producción largos en yacimientos yacimientos limitados, la línea recta podría ser  extrapolada a una presión p*, la p* no es la presión inicial ni tampoco la presión promedio  p . Sin embargo si el tiempo de producción es corto, entonces pi ≅  p

41

≅ p*.

Este método consiste en graficar los datos de presión versus el logaritmo del tiempo de Horner, con lo cual se obtiene el comportamiento de presión del yacimiento. No obstante, en la practica real el comportamiento de presión se ve afectado por las condiciones del pozo y las heterogeneidades del yacimiento, los cuales provocan una desviación en la linealidad de los datos. El método para realizar el análisis de la prueba consiste en:

 t  + ∆t       ∆t   

1. Gráficar el el P WS  WS  Vs log

(19)

2. Iden Identi tifi fica carr el perí períod odoo de fluj flujoo esta estabi bili liza zado do,, si exis existe te este este perí períod odo, o, se calc calcul ulaa la  pendiente  pendiente “m” de la recta ubicada en dicha región, y se estima la permeabilidad mediante la ecuación. k  = 162.6

qµ 

(20)

mh

 t  + ∆t  = 1   , la presión en este punto representa la presión   ∆t   

3. Extr Extrapo apola larr la recta recta hasta hasta un 

estática del fondo del pozo (P*) para un yacimiento de extensión finita, o también representa la presión estática del yacimiento (Pr), si se trata de un yacimiento de extensión infinita. 4. Calcula Calcularr el factor factor de daño, daño, a partir partir de de las ecuaci ecuaciones ones::

• Si es una Prueba de Restauración:  P 1hr  −  P wf ( ∆t = 0) s = 1.151 m 

  − log  

     3 . 23 +  2 c t r w     

k 

Donde:

P1 hr –Pwf = Presiones, lpc. m = Pendiente, lpc/seg. k = Permeabilidad, Darcy. = Porosidad, fracción.

42

(21)

= Viscosidad del fluido, cps.

C o= Compresibilidad total del sistema, lpc-1. r w = Radio del pozo, pies.

• Si es una Prueba de Declinación:

 s

 P  −  P    = 1.151 1hr  i − log  φ  m

     3 . 23 +  ct r w2   µ     k 

(22)

Si no existe un período de flujo estable muy bien definido, o si el mismo es tan estrecho que la pendiente de la recta no puede determinarse en forma confiable, se puede estimar la  permeabilidad  permeabilidad de la la formación formación mediante mediante el análisis análisis de la prueba prueba con la la curva tipo. tipo.

2.4.2. Principio de Curvas Tipo Esta solución fue introducida por Agarwal, Al Hussainy y Ramey en 1970, la cual revoluci revoluciona ona los métodos métodos de análisis análisis de pruebas pruebas de pozo pozos, s, hasta hasta la década década del 70, los métodos de análisis de pruebas de pozos usados eran el método método de Horner, MDH, MBH MBH y Muskat que se conocen como los métodos convencionales de análisis. Estos métodos no analizan las primeras primeras presiones presiones registradas registradas a tiempos tiempos relativamente relativamente pequeños pequeños de flujo o de cierre. Por esto gran parte de la información de presión se perdía y normalmente su análisis se omitía. Estos métodos son complementarios de los métodos convencionales. Las curvas tipos son una aplicación de los procedimientos normales, que tiene como objetivo la determinación de la permeabilidad de la formación y la caracterización de las condiciones del efecto de daño. Estas curvas pueden ser obtenidas simulando pruebas de declinación de presión a tasa de producción constante. Sin embargo pueden ser utilizadas para analizar pruebas de restauración de presión cuando el tiempo de cierre ∆t es relativamente pequeño en comparación al tiempo de producción tp.

43

La utilización de las curvas permite analizar el comportamiento de las pruebas cuando los efectos de llene afectan los datos obtenidos. Las curvas tipo es una familia de curvas de declinación o de restauración de presión las cuales están pre-graficadas y son presentadas en términos de variables adimensionales. Las Las ecuac ecuacio iones nes está estánn escrit escritas as para para todas todas

las las posibl posibles es situ situaci acione ones: s: yacim yacimie iento ntoss

homogéneos, heterogéneos, fracturados, con condiciones de límite exterior, etc. Todos como una función de las variables reducidas: tiempo y presión adimensional. Esto produce una serie de curvas las cuales son graficadas. Las curvas registradas están graficadas en coordenadas log/log, para producir el grupo hk, C = coeficientes de almacenamiento y S = efecto de daño. Las curvas tipo también  permiten  permiten un diagnóstico diagnóstico concerniente concerniente al tipo de yacimiento. yacimiento.

2.4.3. Método de la Derivada Derivada En 1982 Bourdet, introduce este método para el análisis de presiones. El problema de las curvas tipo anteriormente mencionadas consistía en que la respuesta no era única: Bourdet, aún cuando presenta una curva tipo de flujo compuesta de dos familias de curvas de parámetros CDe2s, esto es: la curva tipo log-log de Gringarten y la derivada de la curva tipo de Gringarten multiplicado por tD/CD, presentan  presentan técnicas técnicas computacionale computacionaless para tratar  las pruebas de flujo y las pruebas de restauración de presión en forma separada; de tal forma que la derivada en la declinación o en prueba de restauración de presión representan derivadas con respecto al ln tD (tD +∆tD)/∆tD respectivamente. Este método toma una gran ventaja con respecto a los demás debido a la gran sensibilidad de la derivada para detectar características y comportamiento característico del sistema  pozo-yacimiento,  pozo-yacimiento, la obtención obtención de la derivada con respecto al lntD o ln (tD +∆tD)/∆tD representa la pendiente del método semilog. Este método permite hacer un ajuste de  presión más preciso y efectuar con más confiabilidad el análisis y la interpretación interpretación de la  prueba de presión. presión.

44

2.5. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA INTERPRETACIÓN DE LA PRUEBA DE PRESIÓN 2.5.1. Efecto de Almacenamiento. El almacenamiento es el influjo continuo de fluidos de la formación hacia el hoyo, después de que el pozo ha sido cerrado. Este fenómeno afecta el comportamiento de la  presión transitoria transitoria en un corto período de tiempo, y, por lo tanto, debe ser considerado en el diseño diseño y análisis análisis de pruebas pruebas de presión. presión. El efecto efecto de almacenami almacenamient entoo causa una significativa diferencia entre la tasa de producción de superficie y la tasa de flujo en la cara de la arena dentro del pozo. Este se manifiesta como la desviación de la linealidad de los datos de una prueba de presión (restauración o declinación), y está definido por un  parámetro  parámetro denominado denominado Coeficiente Coeficiente de Almacenamie Almacenamiento nto Cs, en bbls/lpc. bbls/lpc. Este coeficiente coeficiente debe ser estimado de una gráfica de ΔP = Pi - Pwf contra tiempo en papel log-log. La  pendiente  pendiente de la curva es uno (m=1) durante el período dominado por los efectos de almacenamiento, por lo que, cualquier punto sobre esta porción de línea recta puede ser  usado para hallar Cs. Considerando Considerando un pozo en un yacimiento yacimiento con presión uniforme y constante, cerrado en cualquier punto exceptuando el fondo del hoyo, se producirá una acumulación de líquido dentro del hoyo que genera una presión sobre la formación tal que se alcance un equilibrio entre dicha presión y la del yacimiento. Si se abre una válvula en la superficie y se inicia el flujo, el fluido producido inicialmente será aquel que se encontraba almacenado en el  pozo y la tasa de flujo inicial en la formación será igual a cero, es decir, en ese momento momento la formación no aporta fluido. Con el transcurrir del tiempo y produciendo a una tasa constante, la tasa de flujo en la cara de la arena se aproximará a la tasa en superficie, y la cantidad del líquido almacenado en el hoyo se aproximará a un valor constante. Desarrollando una relación matemática general entre la tasa de flujo en la cara de la arena y la tasa de flujo en la superficie, para un pozo con una interfaz gas-líquido en el hoyo, que produce a una tasa variable, se obtiene de un balance de masa en el hoyo, que la tasa de acumulación del líquido viene dada por la diferencia entre la tasa de líquido que

45

entra al hoyo y la tasa de líquido que sale del mismo, ambas a condiciones condiciones de yacimiento, entonces: 24 5 ,615

 Awb

dz  dt 

= ( q sf   − q ) B  B

(23)

Donde: Awb: Área que contiene el fluido almacenado (constante), plg 2 B: Factor volumétrico del líquido, constante e igual tanto en la cara de la arena como en superficie, BY/BN. Z: Altura del líquido almacenado (desde el fondo del pozo hasta nivel superior),  pie. qsf  :Tasa de flujo en la cara de la arena, BN/D. q: Tasa de flujo en la superficie, BN/D. t: Tiempo, horas. Teniendo en cuenta la definición de Pw y colocando esta ecuación en función de la variación de presiona y derivando con respecto al tiempo y definiendo el coeficiente de almacenamiento como: Cs

=

144 *  Awb

(24)

5 ,615 ρ

Suponien Suponiendo do Pt =0 o Pt = constant constantee (esto es una suposici suposición ón no necesari necesariame amente nte válida), entonces: q sf  

=q+

24Cs dPw  B

(25)

dt 

La ecuación (24) se considera constante cuando la densidad del líquido dentro del hoyo no varía a lo largo de la columna, lo que no se cumple en la práctica, debido a que el fluido dentro del pozo experimenta una segregación, dando como resultado que 1as  partículas  partículas más livianas livianas asciendan asciendan hacia el tope de la columna, columna, mientras mientras las más pesadas caen al fondo, lo cual se conoce como Redistribución de Fases.

46

La definición anterior muestra el efecto del movimiento de la columna de líquido almacenado en el pozo, cuando el mismo es puesto en producción. Sin embargo, existe otra definición del coeficiente de almacenamiento, que considera un pozo que contiene un fluido monofásico (líquido o gas) y que produce a una tasa constante q, en este caso el almacenamiento almacenamiento se genera debido a la expansión del fluido. Haciendo un balance de masa en el hoyo, tal como se hizo en el caso anterior, la ecuación resultante es:

24V wb C wb

dPw dt 

= ( q sf   − q ) B

(26)

Donde: Vwb: Volumen del hoyo, bbls. Cwb: Compresibilidad del fluido almacenado en el hoyo, lpc-1. T: Tiempo , hrs. Pw: Presión, lpca. B: Factor volumétrico constante (BN/BY). Definiendo al coeficiente de almacenamiento como: Cs = V wb * C wb

q sf  

=q+

(27)

24Cs dPw  B

(28)

dt 

 Nótese que las ecuaciones ecuaciones (25) y (28) son idénticas, idénticas, sólo que la constante de alma almace cena nami mien ento to Cs ha sido sido defi defini nida da en form formaa dife difere rent ntee para para ambo amboss caso casos. s. La compresibilidad (Cwb) incluye los cambios de volumen en la tubería de producción y revestidor, aunque, estos son generalmente pequeños. Ésta no debe confundirse con la compresibilidad total del yacimiento Ct, ya que Ct incluye la compresibilidad de la roca y está bajo diferentes condiciones de presión, temperatura y saturación que el hoyo. Para

47

 pozos de gas, la ecuación (29) asume Cwb constante, constante, lo cual no es cierto, ya que la compresibilidad del gas es una función fuerte de la presión [(Cwb)gas= 1/P]. Otros autores (Horner) definen el coeficiente de almacenamiento Cs con las mismas ecuaciones, solo que asumen otras condiciones del hoyo. Ellos consideran que existe almacenamiento debido al cambio del nivel de fluido en el caso de una completación que consista de una sarta de producción sin una empacadura. Inicialmente la presión en el fondo del pozo es Pi, y en el cabezal del pozo existirá existirá una presión Pci. En el instante en el cual se abre la válvula A y el pozo comienza a producir a una tasa qs. En ese instante la  presión en el cabezal se reduce a un valor Pc1
=

V 

(29)

 Δ P 

Donde:

V : volumen de fluido producido, BY o PCY.  ΔP : caída de presión, lpc. El coeficiente de almacenamiento es un valor que no debe ser asumido constante, aunque las ecuaciones de las que él se deriva supongan algunas propiedades invariables Para facilitar el análisis de las soluciones de problemas que incluyen almacenamiento se introdujeron los términos adimensionales, definidos de forma diferente dependiendo del autor(es). Agarwal, A1-Hussainy y Ramey propusieron las siguientes definiciones para tiempo, presión y Cs adimensional:

 P  D =

0.00708 kh(  Pi − Pw ) qiB μ

(30)

48

t  D

=

0.000264 Kt 

=

Cs D

(31)

φμCtrw 2

0.894Cs

(32)

φCthrw 2

A partir de estas tres ecuaciones se define una ecuación análoga a las (25) y (28) en función de las variables adimensionales: q sf  

q dP   = qi  − Cs D  D  dt  D   qi

(33)

Para una tasa de producción constante [q(t)=qi], la ecuación (36) sería: q sf   q

= 1 − Cs D

dP  D

(34)

dt  D

 Efecto del Almacenamiento en el Comportamiento de la Presión. Como una consecuencia del efecto de almacenamiento del pozo, la respuesta inicial del presión durante una prueba no es característica del yacimiento, sino del pozo. Las  principales  principales soluciones aplicadas para el análisis de las pruebas de presión p resión se presentan de maner maneraa gráfi gráfica ca en pap papel el semi semi-lo -loga garít rítmi mico co y logar logarít ítmi mico. co. Cu Cuan ando do es estudi estudiado ado el comportamiento comportamiento de presión con el tiempo en una gráfica gráfica log-log, a tiempos tempranos tempranos se observa una tendencia en los puntos que representa una línea recta de pendiente unitaria (45°). Esta línea recta aparece y permanece mientras el fluido producido sea el acumulado en el poz pozo y no hay haya aport portee de flu fluido de la for formaci ación al pozo ozo (Efe (Efect ctoo de Almacenamiento). Como qsf  = 0 entonces la ecuación (37) queda: 1 − Cs D

dP  D dt  D

=0

(35)

49

Donde: dt  D

= Cs D dP  D

(36)

Integrando entre tD = o (donde PD= 0) 0) y tD (PD) y aplicando logaritmo:

= log t  D − log Cs D

log  P  D

(37)

Entonces, Entonces, ya que que qsf = 0, la teoría conduce conduce a esperar que una gráfica de log log PD Vs. log tD, presente una línea de pendiente unitaria, donde cualquier punto (tD, PD) sobre ella satisfaga la relación: Cs D P  D t  D

donde: Cs D =

=1

(38)

t  D

(39)

 P  D

Las Las Cu Curva rvass Tipo Tipo inclu incluye yenn la soluci solución ón anal analít ítica ica de las las ecuac ecuacion iones es menci menciona onadas das (desarrolladas para la ecuación de difusividad en forma radial), como el almacenamiento como condición de borde interna, radio de drenaje finito, presión inicial del yacimiento uniforme y daño o estimulación de la formación. La técnica de empalme (“match”) con curvas tipo fue introducida en la literatura petrolera en 1970 para el análisis de la información proveniente de pozos bajo los efectos del almacenamiento y daño. Aunque este método surgió en un principio como el sustituto de los métodos convencionales (análisis semi-log), esta técnica debe ser usada sólo en caso de emergencia o como una herramienta de comparación después de que los métodos convencionales han fallado, debido a que los ejes log-log tienden a suavizar el comportamiento comportamiento de la curva de presión con tiempo. La efectividad efectividad de esta técnica depende específicamente específicamente de la curva empleada empleada en el análisis. El efecto de almacenamiento dificulta la interpretación de pruebas de presión, ya que disfraza la respuesta del yacimiento hasta avanzada la la prueba. La forma más más apropiada de

50

solucionar este problema es medir las tasas de flujo en la cara de la arena en lugar de hacerlo en superficie. Estas mediciones mediciones de las tasas en fondo elevan el costo de la prueba, y son difíciles en pozos con flujo multifásico, inclinados y con equipos de bombeo.

2.5.1.1. Almacenamiento Variable.

Después de la introducción del método de la derivada se encontró muchas veces que los los datos datos reale realess no cub cubría ríann la curva curva tipo tipo de alma almacen cenam amie iento nto ideal ideal.. El mode modelo lo de almacenamiento variable es basado en un hoyo lleno de líquido el cual es raramente el caso en la práctica. En este ejemplo de campo la derivada decrece marcadamente al final del período afectado por el almacenamiento y el comienzo de la región media MTR, es decir, el aplanamiento aplanamiento de la derivada ocurre más temprano que la predicción del período de ciclo y medio logarítmico de Ramey. Este es un ejemplo del decrecimiento del almacenamiento y muchos ejemplos de campos muestran tal conducta. La utilidad de la derivada en estas circunstancias es mostrar muy claramente cuando ocurre el aplanamiento (m=0) y finaliza el período de almacenamiento. En relación con el ajuste automático es es preferible ignorar los datos dentro de la región afectada por el almacenami almacenamiento ento en lugar lugar de ajustarlos ajustarlos a un modelo modelo de almacenamiento almacenamiento ideal, el cual no es realmente aplicable. La suma de una función cuadrada sería dominada  por los datos de tiempo temprano temprano y la estimación estimación de los parámetros del yacimiento yacimiento puede, puede, en efecto, efecto, ser perjudica perjudicada da debido al ajuste forzado forzado de un modelo modelo de almacen almacenami amiento ento inapropiado. La variación del coeficiente de almacenamiento aparente Cs, durante el curso de una restauración fue claramente demostrada cuando las herramientas de registro de producción fueron usadas para medir el “afterflow”. La evidencia de medidas de “afterflow” usando

51

PLT, confirman los resultados del ajuste de la curva tipo derivada, donde los datos actuales de campo cruzan la respuesta ideal de la derivada. Distintos fenómenos pueden ser responsables del efecto no ideal del almacenamiento y ellos aparecen frecuentemente frecuentemente en combinación. En pozos solo con fase de gas dentro de yacimientos de baja permeabilidad, la compresibilidad del gas en el hoyo disminuye a medida que aumenta la presión durante una restauración ocasionando una disminución del almacen almacenami amient ento. o. Este Este caso puede ser tratado tratado teóricame teóricamente nte usando la combina combinación ción de  pseudo presión de gas real, m(P), y el pseudo tiempo de Agarwal, Agarwal, Δta. Este análisis de almacenamiento no ideal en pozos de gas comprimido fue formulado por Lee y Holditch.. Holditch.. Otro problema surge en pozos de gas cuando el medidor es localizado a alguna distancia  por encima de las las perforaciones. perforaciones. En todas las pruebas pruebas de pozos la presión presión a la profundidad profundidad medida es corregida al datum usando una corrección hidrostática hidrostática basada en la densidad in situ del fluido. Sin embargo durante una restauración de presión en un pozo de gas la temperatura del hoyo al lugar medido puede cambiar debido al enfriamiento, el cual ocurre cuando el pozo es cerrado. Al final del período de flujo el intervalo del hoyo entre las  perforaciones  perforaciones y las mediciones mediciones es llenado esencialmente esencialmente con gas a la temperatura temperatura del yacimiento (punto medio). Durante el cierre toma lugar una pérdida de calor hacia el gradiente geotérmico más frío y la temperatura del gas en las mediciones es una medida  precisa ya que los “transductores” “transductores” modernos utilizan utilizan una corrección corrección de temperatura temperatura dentro dentro de la calibración de presión. Por esto se puede asumir que existe un gradiente lineal de temperatura en la columna de gas con los extremos de la temperatura fija del yacimiento al datum y con la temperatura medida a la locación del medidor. La corrección hidrostática sin embargo, puede ser hecha en la base de la columna de gas cuyo perfil de temperatura es cambiante con el tiempo; si este efecto no es tomado en cuenta pudiese parecer que la  presión del hoyo disminuye disminuye al final de de la restauración. restauración. La presión correspondiente correspondiente entre el lugar medido, PG, y la presión al datum, PD es escrita como:  P  D

=  P G +  ρ g  gZ G

(40)

Donde:

ZG: Altura vertical verdadera del medidor al datum.

52

ρg: Densidad promedia del gas sobre la columna. Dada la suposición de un gradiente de temperatura lineal el cálculo de la densidad  promedia del gas es: es:  ρ g 

=

 ρ g 

G

+  ρ g  D

(41)

2

Donde:  ρ g 

y

G

 D  g 

 ρ

=

=

 M w P G

(42)

G

 ZcRT 

 M w P  D

(43)

 ZcRTyac.

Esto es también de interés para ver como la compresibilidad del gas cambia con temperatura mientras el gas se enfría en el hoyo durante el cierre. La causa principal de la no idealidad en el almacenamiento es la redistribución de fluido en el hoyo durante una restauración con cierre en superficie. El fenómeno de “humping” causado por la redistribución de fases fue identificado ya en 1958 ,mediante los problemas asociados con crecientes niveles de líquido en pozos de gas condensado y  pozos de petróleo petróleo produciendo produciendo con cortes de agua han sido apreciados en tiempos más recientes.

2.5.1.2. Redistribución de la Fase de Gas. La primera referencia del problema de la redistribución de fases fue discutida por  Stegemeir y Matthews en 1958 relacionando el fenómeno de “humping” (Joroba). Al momento momento del cierre, existe en el pozo una distribución de las burbujas de gas cuya presión depende del gradiente dinámico. dinámico. Si el RGP es bajo, es decir, la fracción de gas no es muy

53

grande, el perfil de presión reflejará esencialmente el sistema líquido con la presión cerca del fondo del hoyo más alta que la del cabezal. Desp De spué uéss que que el pozo pozo es cerr cerrad ado, o, las las bu burb rbuj ujas as de gas gas más más livi livian anas as migr migrar arán án eventualmente eventualmente hacia arriba formando un cojín de gas o una columna bajo el cabezal. cabezal. Si el hoyo fuese efectivamente incomunicado, por ejemplo, si estuviese en contacto con una formación con un alto daño, la redistribución de fases tomaría lugar con el volumen de  petróleo  petróleo constante (líquido incompresible). incompresible). Ya que el volumen volumen del hoyo es fijo, implica implica que que el proc proces esoo de segr segreg egac ació iónn de fase fasess ocur ocurre re con con el vo volu lume menn de gas gas tamb tambié iénn  permaneciendo  permaneciendo constante. constante. Por esto como las las burbujas de gas migran migran hacia arriba a la parte parte de presión más baja del hoyo y la fase de petróleo se mueve hacia abajo, la presión  promedio de la fase de gas debe elevarse para mantener un volumen constante de gas. La mecánica del proceso es similar a problemas de arremetidas de gas en las perforaciones. Pitzer mostró la ventaja potencial del cierre en el fondo del hoyo con una herramienta en la guaya descrita como “collar lock pressure gauge plug”, y treinta años más tarde, la tecnología moderna puede mostrar tales dispositivos los cuales son capaces de realizar una operación confiable. El fenómeno de “humping” en una prueba de pozo es cuando la  presión del hoyo se eleva durante un período de tiempo por encima de la presión de la formación a causa de la tendencia a incrementarse que tiene la presión del sistema (pozoyacimiento) debido a la segregación de la fase de gas a un volumen total constante. El problema de la redistribución de la fase de gas sólo ocurre con cierre en superficie y no es visto en un DST o durante el desarrollo de pruebas de pozos donde es empleado el dispositivo de cierre en fondo. Las condiciones bajo las cuales la redistribución de la fase de gas puede presentar un problema serio, pueden ser resumidas como sigue:

• Cierre en superficie. • Pozos profundos. • Bajos RGP. • Altos daños.

54

• Capacidad (kh) moderada. • Único fenómeno de restauración. El diagnóstico para tales almacenamientos no ideales, por ejemplo, la detección de un “humping”, es ampliamente atribuido al uso de la derivada. Sin embargo, ha sido señalado  por Mattar que la derivada natural, P = dP/dt, es más usada que la derivada logarítmica logarítmica convencional, P’, a este respecto. Refiriéndonos a la gráfica cartesiana de Pws Versus tiempo de cierre, cierre, Δt, Ai, en la figura 27, puede verse que la la presión en la restauración restauración actualmente pasa por un máximo y entonces decrece durante el período afectado por la redistribución de fases. En un sistema descrito por la ecuación de difusividad no hay  posibilidad  posibilidad de que ocurra un decrecimiento de presión momentánea momentánea de esta manera, si es impuesto un cierre perfecto en la cara de la arena. Un excelente detalle de la gráfica cartesiana puede ser destacado presentando un diagnóstico diagnóstico de P = dP/dΔt, en una escala lineal en vez de logarítmica, logarítmica, contra el tiempo de cierre, Δt. La escala lineal lineal permite representar, representar, tanto tanto los valores positivos positivos como negativo negativo de P. Si estos stos val valores ores se conv convie iert rteen en nega negati tivo vos, s, ento entonc ncees el fenó fenóme meno no de almacenamiento podría ser postulado. Haciendo una ampliación de la gráfica cartesiana de Pws contra Δt, también aparecerán particularidades cuando se exhiba el inverso de la  presión de restauración restauración y el almacenamie almacenamiento nto no ideal ideal esté presente. presente. En algunas circunstancias la presión de restauración no esta realmente invertida pero sólo muestra un aplanamiento y en este caso la gráfica semilog tiene apariencia de un sistema de doble porosidad con almacenamiento. Esta es una de las trampas más comunes en la interpretación y muchos análisis llamados de doble porosidad no tienen valor, ya que es el almacenamiento no ideal, en efecto, el responsable de la naturaleza de la gráfica semilog. En el caso de un cierre en superficie, una interpretación de doble porosidad  podría ser aceptada sólo si hay confirmación confirmación de otros datos que es un yacimiento yacimiento fracturado con un gran bloque matriz o un sistema de dos capas, con una zona delgada  permeable  permeable soportada por un yacimiento yacimiento de de flujo cruzado cruzado de una zona gruesa gruesa adyacente. adyacente. Uno de los puntos claves es el cambio de compresibilidad contenido en el hoyo mientras la fase de gas se segrega de la fase de petróleo debido a la diferencia de densidad.

55

La compresibilidad del gas es dependiente de la presión siguiendo la ecuación:

C  g 

=

1

−

1 ∂ Z 

(44)

 P   Z  ∂ P 

Así, en una restauración donde la presión es elevada, se puede esperar que el coeficiente coeficiente de almacenamiento almacenamiento disminuya. disminuya. Una vez que las fases se hayan segregado y e1 colchón (soporte) de gas se haya formado por debajo del cabezal, la compresibilidad contenida en el hoyo puede ser escrita aproximadamente como: C wt 

=

V 1 V 

C O

+

V  g  V 

(45)

C  g 

A medida que se eleva la presión, tanto el volumen de gas acolchonado conteniendo una cierta masa, Vg, como la compresibilidad, Cg, decrecerán y es importante observar la  presión de cabezal para obtener alguna idea dentro del proceso; por esta razón programas modernos de análisis de pruebas de pozos permiten cubrir las presiones del fondo del pozo y de cabezal. El modelo físico de segregación de fases en el hoyo ilustra cómo una disminución del coeficiente de almacenamiento puede ocurrir en pruebas de restauración reales. La conducta de estado estable de un pozo fluyendo puede ser modelada usando un  programa convencional convencional de análisis nodal (VLP Vertical Vertical Lift Performance); Performance); la variación variación del gas entrampado en cualquier posición es generada usando tal simulador del hoyo. Por  lo tanto, esto es usado para analizar la conducta de un pozo fluyendo cuando existen  problemas  problemas aparentes con la no idealidad del almacenamiento. almacenamiento. Es decir, es posible calcular  calcular   por cuadratura cuadratura la cantidad cantidad de gas libre presente en el hoyo al momento momento del Cierre, Cierre, denot denotada ada mg. Esto Esto depe depend ndee prin princi cipa palm lmen ente te de la prod produc ucci ción ón (del (del RGP) RGP) y de la Profundidad a la cual se alcanza el punto de burbuja en la tubería. Dada tal predicción de esta cantidad puede ser estimado el tamaño del cojín de gas eventual. El análisis nodal

56

también también producirá el uso de la información información sobre sobre las presiones de cabezal cabezal y del fondo hoyo al momento del cierre. Al momento del cierre el modelo del flujo del pozo predecirá la velocidad de deslizamiento o elevación, Vs, de las burbujas de gas con respecto al movimiento de la fase de petróleo usando una correlación debido a Harmathy de la forma: 1

  g σ ( ρ1 −  ρ g  )   4   V S  = 1 ,53   ρ 2   1    

(46)

Dónde:

Vs: Velocidad de deslizamiento o elevación, m/s. : Tensión interfacial, dinas/cm.

 g : 9.81m/s2  ,l 

 g 

: Densidades de las fases, kg/m3

Después del cierre, con la fase de petróleo esencialmente estacionaria, las burbujas de gas se elevarán debido a su flotabilidad a esta velocidad. Fue señalado por Stegemeir y Matthews que el punto al cual aparece la joroba (“humping”) en la respuesta de presión debe corresponder al tiempo requerido por las burbujas para migrar al cabezal. Un típico valor de Vs y de acuerdo a ellos es 0.35 pie/s y para un pozo de 7900 pies de profundidad profundidad el tiempo de elevación de las burbujas es más o menos 377 minutos, es decir, 6.3 horas. Obviamente a mayores profundidades del pozo es más pronunciado este efecto. Cuando una joroba es observada en la respuesta de una prueba de presión y la redistribución de la fase de gas es una causa sospechosa, entonces el tiempo aproximado de elevación de las  burbujas debe ser calculado calculado para dar una evidencia evidencia que confirme que éste es en efecto el caso. En el modelo empírico de Fair de la no idealidad del almacenamiento, el tiempo constante, τ, debe estar en este orden de magnitud y un valor de inicio para un proceso de ajuste automático puede ser calculado sobre esta base. Note que otro mecanismo para la

57

 joroba es posible y, por lo tanto, es importante importante obtener alguna idea física dentro del fenómeno, de manera que pueda ser hecha una correcta interpretación. Para ilustrar el posible incremento de presión en el hoyo debido a la redistribución de fases pueden ser hecho siguiendo el orden de las magnitudes estimadas. Considere una situación donde la fase de gas es distribuida en la columna de líquido. La presión en el cabezal de esta situación fluyendo es denotada Pcab y la presión en el fondo del pozo es Pwf. La cantidad total de gas presente en el el hoyo esta dada por la integral:  z 

m g 

= ∫ φρ g  At dz 

(47)

0

y el volumen de este gas esta dado por:  z 

∫ 

Vs = φ At dz 

(46)

0

 Note que la distribución de presión fluyente actual esta implícita implícita en estos cálculos ya que la densidad local del gas, ρg, es una función de la presión local. En el proceso de la redistribución de fases las burbujas de gas migran hacia arriba a contra corriente del flujo de líquido cayendo. Como las burbujas de gas se elevan en el sistema y hay una tendencia de éstas a expandirse, hay movimiento dentro de la región de menor presión. Si la fase líquida es considerada como incompresible entonces el volumen, Vl ocupado por la fase líquida no cambiaría y en consecuencia el volumen de la fase de gas, Vg =Vt- Vl, también  permanecerá  permanecerá constante. Después Después que el proceso de la redistribuci redistribución ón ha ocurrido, la fase de gas formará un cojín de masa mg y volumen Vg. Aplicando la ecuación de estado a este cojín producido:  PV  g 

=

m g   M w

(47)

 zRT 

58

Ya que tanto mg como Vg son conocidos, esta ecuación puede ser resuelta para la  presión de la fase de de gas después de la redistribució redistribución. n. La diferencia de presiones presiones (P -Pcab) -Pcab) es una medida del potencial de presión que alcanza la redistribución de la fase de gas en un sistema cerrado. En la condición donde el pozo está efectivamente incomunicado con el yacimiento, es decir, altos daños y bajo kh, este incremento de presión puede ser real antes que regrese el flujo dentro de la formación causando su disipación. La altura de la columna de líquido después de la segregación de fases está dada por: ht 

=

V l 

(48)

 At 

Y la presión del fondo del hoyo del sistema cerrado, será:  Pwsc =  P +  ρl  ghl 

(49)

De nuevo la diferencia de presión (Pwsc-Pwf) es una medida del potencial de la  presión incrementando incrementando debido a la redistribución de la fase de gas. Note que Pwf incluye efecto de fricción en condiciones fluyentes mientras que Pwsc es puramente hidrostática. Para pozos profundos fluyendo con gradientes de líquido cercanos, es decir, bajo RGP, este aumento de presión puede ser de algunas cientos de libras. Si el aumento de presión así calculado es mayor que o comparable con la declinación, debe esperarse la aparición de una joroba (humping).

2.5.2. Factor Daño (SKIM). Mediante las pruebas de presión se puede determinar el efecto Skim (S). Este es un valor numérico que indica la magnitud del daño o estimulación. Si éste difiere de cero, por  lo general existe un cambio en la permeabilidad de la formación.

S  =

 K .h * ∆ P S  (Adimensional) 141.2.q. B. µ 

59

(50)

∆ P S  =  P WF ( sindaño) − P WF ( condaño ) (Lpc)

(51)

Donde: K ZONA ZONA DAÑADA < K ZONA ZONA VIRGEN ⇒

ocurrió un daño

⇒ S>0

K ZONA ⇒ ocurrió estimulación ⇒ S<0 ZONA DAÑADA > K ZONA ZONA VIRGEN

El concepto de efecto de daño fue introducido por Van Everdingen y Hurst y lo definieron como aquel que sucede, cuando la permeabilidad de la formación cerca del  pozo se encuentra encuentra reducida reducida o incrementada incrementada.. La reducción es causada por:

• Hinchamiento de las partículas de arcillas. • Completación parcial (intervalo productivo no perforado enteramente). • Taponamiento de perforación. • Incremento de agua connata. • Crecimiento bacterial. • Precipitación química (yacimiento de carbonatos). El incremento es causado por: 

Fracturamiento.



Acidificación. Existen varias maneras de cuantificar el daño existente en un pozo productor o

inyector. La más utilizada en análisis de pruebas de presión considera que existe una caída de presión en la pared del pozo, adicional a la caída de presión ocasionada por el flujo transitorio. transitorio. La caída de presión adicional, denominada efecto pelicular pelicular ocurre en una zona de ancho infinitesimal y está dada por la expresión:

60

( ∆ p ) skin

=   141.2  

QB    * S  T   

(52)

Donde el factor de daño S puede ser positivo para pozos dañados y negativo para  pozos estimulados estimulados.. Las Las prueb pruebas as de presión presión persigue persiguenn ob obte tener ner el daño daño de formació formación, n, para para esto, esto, es neces necesari arioo cuant cuantifi ifica carr los los facto factores res de daño daño apare aparente nte o seudod seudodañ años os que ocasio ocasionan nan la reducción o incremento incremento de la permeabilidad permeabilidad efectiva del flujo en el área cercana al pozo y sustraerlos del valor de S calculado de la prueba de presión. El factor de daño S obtenido de una prueba de presión p resión esta representado representado por la sumatoria total total de una serie de términos cuya expresión esta dada por:

S  =

h h p

( Sd  + Sc + Sp + Si + St  + Sf  )

(53)

Donde:

h= es el espesor productivo de la formación. hp= es el espesor completado.  Sd= Daño de la Formación  Sc+Sp+Si+St+Sf = Seudodaño de Formación 2.5.2.1 Daño de la Formación. Se define como cualquier restricción al flujo en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad permeabilidad en la vecindad del pozo, por la producción de fluidos o por  la introd introducc ucció iónn de fluido fluidoss durant durantee las las ope operac racio iones nes de perfor perforac ació iónn term termina inaci ción ón y/o y/o rehabilitación del pozo.

2.5.2.2 Seudodaño de Formación

61

Se define como cualquier restricción al flujo en el medio poroso ocasionada por  factores diferentes al daño de formación, como por ejemplo:

2.5.2.2.1. Daño ocasionado por penetración parcial (Sc) El cañoneo parcial del espesor productivo restringe el área de flujo en la pared del  pozo, ocasionando una caída de presión adicional a la que existiría si todo el espesor se abre a producción. El factor de daño aparente por completación parcial del intervalo se  puede obtener obtener de la ecuación: ecuación:

0.825

  h     Sc = 1.35  h p − 1     

[ ln(hr  + 7) − 1.95 − (0.49 + 1 ln(hr )) ln(r rc )]

(54)

Donde: r rc = r w e

hr  =

  Zm + 2.753       h  

0.2126 

(55)

h

(56)

kv kh

Siendo kv y kh la permeabilidad vertical y horizontal, respectivamente.

2.5.2.2.2. Daño ocasionado por desviación del pozo (Si) En pozos pozos desviado desviados, s, la sección sección abierta abierta a producc producción ión es mayor mayor en espesor espesor que en  pozos verticales, verticales, lo cual cual se traduce traduce en un efecto efecto de estimulaci estimulación ón aparente con valores valores de Si negativos1. Una ecuación para calcular el factor Si es:

62

2.06

1.865

 α     α    Si = −   −     41    56  

  h     − log   r  100 * w    

(57)

Donde α es el ángulo de inclinación del pozo, con respecto a la dirección vertical, expresado en grados. La ecuación es valida para: 0 ≤ α ≤ 75 y h/r w > 40.

2.5.2.2.3. Daño ocasionado por turbulencia del flujo (St) La ecuación de difusividad no es aplicable bajo condiciones de flujo turbulento. En  pozos de gas y en pozos de petróleo petróleo con altas tasa de producción, producción, en las regiones cercanas cercanas al pozo existen condiciones de flujo turbulento. Esta situación se traduce en una caída de  presión adicional que es función de la tasa de producción. producción. El factor de daño aparente por  turbulencia, St, ésta dado por: St  =  D Q

(58)

Donde D es una constante de turbulencia y Q la tasas de producción. Para sustraer el efecto de turbulencia se requiere una prueba que permita obtener dos o más valores de S, a diferentes tasas. La extrapolación de un gráfico de Svs. Q hasta Q=0, permite obtener el valor de S corregido por turbulencia.

2.5.2.2.4. Daño ocasionado por redistribución de fases (Sp) El daño aparente ocasionado por el flujo a través de las perforaciones puede obtenerse en función de la densidad y características geométricas de las perforaciones. A continuación se presenta un conjunto de tablas y ecuaciones que permiten calcular el valor de Sp. Sp = Sh + Sv + Swb

Donde:

63

(59)

Sh = ln

r w

(60)

r θ 

y r es el radio efectivo del pozo, obtenido en función del ángulo de fase de las  perforaciones  perforaciones

. El term termiino r θ  = αθ (r w + lp) siθ  ≠ 0 .

Lp es la lon longitud de las las

 perforaciones  perforaciones y αθ se obtiene de la tabla siguiente:

Tabla 1. Valores del Angulo de Fase de las Perforaciones θ  vs αθ 

0

0.250

(360) 180 120 90 60 45

Sv

=

10

a

b

0.500 0.648 0.726 0.813 0.860

b

h p 1 r  pD  p D −

(61)

Donde: r  pD

=

hp =

r wD

=

r perforado   1 +  2h   1

kh

lp

kv

kv  

 

kh    

(62)

(63)

r w lp + r w

(64)

64

a= a1log r  pD+a2  b=b1r  pD+b2 Donde a1, a2 y b2 se obtiene de la siguiente tabla:

Tabla 2. Constantes del Ángulo de Fase de las Perforaciones θ  A1

A2

a3

a4

0(360)

-2.091

0.0453

5.1313

1.8672

180

-2.025

0.0943

3.0373

1.8115

120

-2.018

0.0634

1.6136

1.770

90

-1.905

0.1038

1.5674

1.6935

60

-1.898

0.1023

1.3654

1.6490

45

-1.788

0.2398

1.1915

1.6392

Swb = C 1 exp( C 2 rw D  )

(65)

Donde C1 y C2 se obtiene de la siguiente tabla:

Tabla 3. Constantes del Ángulo de Fase de las Perforaciones θ .

0(360) 180 120 90 60 45

C1

C2

1.6e-1 2.6e-2 6.6e-3 1.9e-3 3.0e-4 4.6e-5

2.675 4.532 5.320 6.155 7.509 8.791

65

2.5.2.3. Factores que originan Daño. Son todos los factores que influyen sobre la caída de presión alrededor del pozo. SKIN se refiere más que todo a caídas de presión en la cara de la arena.

•  Zona de Alteración de permeabilidad alrededor del pozo - Deposición de parafina, asfáltenos, formación de escamas, que pueden eliminar  mediante la acidificación. - Invasión de lodo por completación.

•  Perforaciones - Mientras menor área al flujo mayor daño que se le puede hacer a la formación. Este factor depende del número de perforaciones, del diámetro, de la penetración de las  perforaciones,  perforaciones, del ángulo de fase y de las relaciones relaciones de permeabilidad, permeabilidad,  permeabilidad  permeabilidad vertical y radial. Otros factores influyentes, influyentes, son debidos a la  penetración  penetración parcial (tiene que ver con el cañoneo). cañoneo).

• Fracturamiento hidráulico - Si existe un contacto de gas-petróleo cerca, no conviene cañonear la parte superior, debido a que puede haber conificación. Si existe la presencia de un acuífero, se cañoneará la parte superior de la arena, dependiendo siempre del programa de explotación. - Implica, abrir canales de mayor permeabilidad, lo que indica que se está haciendo una estimulación. Es una forma de permitir el acceso a los poros de la formación que contiene hidrocarburos. Se dirige fluido a alta presión hacia la roca, causando su ruptura. Para mantener la ruptura abierta se emplean aditivos. La producción general del pozo se ve afectada por el efecto de pared o barrera sobre la cara de la formación ocasionando ocasionando una zona de permeabilidad reducida alrededor alrededor del borde del pozo, denominada denominada zona de Daño Daño (Skim). Este efecto de daño daño causa en los pozos una

66

menor producción, con respecto a su potencial teórico, una caída de presión adicional en sus inmediaciones, originando una concentración de esfuerzos sobre la matriz de la roca, los cuales al superar la resistencia mecánica de la formación incide en el colapso del esqueleto mineral induciendo la producción de arena. La zona de permeabilidad permeabilidad reducida alrededor del borde del pozo se llama “daño daño”. ”. Por  lo tanto, el efecto de la reducción de la permeabilidad (efecto skim) en las cercanías del  pozo, se considera como una caída de presión (∆P) adicional, proporcional al caudal (Q). Este daño se produce durante las prácticas de perforación y terminación de pozo, siendo las causas posibles de su origen: invasión invasión del fluido de perforación, dispersión dispersión de arcillas,  presencia de revoque del lodo y de cemento, formación de emulsiones, alta saturación de gas, penetración parcial del pozo y/o perforación limitada. El efecto del daño puede ser considerado considerado proporcional a la tasa, dado como la función de una tasa de flujo y un factor de daño adimensional:

∆PSKIN =

qµ 2πkh

.S = q D .S

(66)

Donde:

S es el factor de daño en una zona de conductividad (kh) alterado comparado con la conductividad total de la formación. La variación de la temperatura (∆T) convencionalmente se considera no influyente y es tomada como uno (1) y la ecuación es manipulada para obtener daño (S), donde a partir  de las pruebas de presión (restauración y/o abatimiento), es posible cuantificar el mismo:

 P 1h S  = 1 ,151 

−  P wf   m

− log 

 K  Φ μcrw 2

 + 3.23 

(67)

Otra forma de representar el daño es considerando una zona alterada de radio una r s, dentro de la cual la permeabilidad ha sido afectada por fluidos incompatibles con ella, entonces el factor de daño puede expresado como:

 k  − 1 log  e  ks 

S=

67

rs rw

(68)

Donde:

Pwf = Presión de fondo fluyente, lpc. Pwfs= Presión de fondo fluyente en la cara de la formación, lpc. El efecto de daño positivo (S>0), indica una reducción de la permeabilidad (daño) en la zona vecina al pozo en en comparación con la permeabil permeabilidad idad de la formación. Este daño se produce durante las prácticas de perforación y terminación de pozos, y las causas  pueden estar asociadas asociadas a: invasión de fluido de perforación, dispersión dispersión de arcillas,  presencia de revoque de lodo y de cemento, cemento, formación de emulsiones, emulsiones, alta saturación de gas, penetración parcial del pozo, perforación limitada, entre otros. Un efecto de daño negativo negativo (S<0), indica un incremento incremento de la producción (estimulación). (estimulación). Las causas de su origen, pueden ser por tratamientos a la formación, tales como estimulaciones reactivas (ácido) y no reactivas (solventes), fracturamiento hidráulico, etc.

•  Reducción de la permeabilidad en las cercanías del pozo El daño afecta principalmente principalmente el área de drenaje del pozo entre 0 y 3 pies. Los medios  para eliminar eliminar o remover el daño son tratamientos tratamientos químicos químicos (ácidos, solventes, solventes, surfactantes, etc.), así como fracturas cortas, creando una zona de alta conductividad y  poca longitud. longitud.

2.5.3. Regímenes de Flujo del Yacimiento 2.5.3.1. Regímenes Regímenes de Flujo Flujo de acuerdo acuerdo a la Geometría Geometría del Yacimiento: Yacimiento: Aunque las trayectorias reales de las líneas de flujo dentro de un medio poroso son irregulares, las trayectorias generales o promedio pueden ser representadas a través de líneas rectas o curvas con tendencia definida.

68

2.5.3.1.1 Régimen de Flujo Radial: Ocurre cuando el fluido avanza radialmente hacia el  pozo y las líneas de flujo son rectas, tanto areal como verticalmente. verticalmente. Esta geometría geometría de flujo se presenta como una línea recta en un gráfico de presión contra logaritmo del tiempo (P vs. Log(t) Log(t))) o como una recta de pendiente cero en un gráfico que muestra la derivada de presión contra el tiempo.

2.5.3.1.2 Régimen Régimen de Flujo Flujo Lineal: Lineal: En ésta geometría, las líneas de flujo son paralelas tanto areal como verticalmente y la sección transversal expuesta al flujo es constante. Este régim régimen en de flujo flujo es asoci asociado ado gener general alme mente nte a pozos pozos o yacim yacimie iento ntoss fract fractura urados dos o a configuraciones de límites del tipo no-flujo, como fallas paralelas o en forma de U.

2.5.3.1.3. Régimen de Flujo Bilineal: Este régimen de flujo se desarrolla normalmente en fracturas de conductividad finita, cuando el fluido fluye linealmente dentro de la fractura.

2.5.3.1.4. Régimen de Flujo Elíptico: En un pozo fracturado, el flujo elíptico se presenta como una transición entre el régimen de flujo lineal y el régimen de flujo radial tardío.

2.5.3.1.5. Régimen de Flujo Esférico: En este régimen, las líneas de flujo son rectas en zonas alejadas alejadas del pozo y en las cercanías del mismo convergen convergen en tres dimensiones dimensiones hacia un centro común. Se presenta generalmente en los extremos de las perforaciones hechas a un revestidor o en situaciones donde existe entrada limitada del fluido hacia el  pozo, es decir, decir, completación completación o penetración penetración parcial. parcial.

2.5.3.2. Regímenes de Flujo De Acuerdo al Estado Estado del Yacimiento: Yacimiento: Se refiere a la tasa con que el flujo se aproxima a una condición de estado continuo después de una  perturbación,  perturbación, entre ellos ellos se tienen: tienen:

2.5.3.2.1 Régimen de Flujo Continuo (Transitorio): El régimen de flujo continuo se refiere a la condición de flujo en un sistema, donde la presión, velocidad y densidad de las fases son constantes con tiempo en cada sección transversal a la dirección de flujo. Por lo tanto, en cada sección considerada, el cambio de presión, velocidad y densidad de las fases

69

con tiempo es cero. Las propiedades pueden cambiar de sección a sección, pero son constantes en cada una.

2.5.3.2.2. Régimen de Flujo Semicontinuo (Estado Estable): La definición del régimen de flujo semicontinuo implica condiciones condiciones de declinación declinación de presión en forma constante y uniforme. Estas se manifiestan en yacimientos limitados en flujos a través del límite exterior exterior una vez que las condiciones condiciones de flujo transitorio transitorio han cesado cesado y el diferencial diferencial de  presión se mide por la presión constante desarrollada desarrollada fuera del límite límite del yacimiento yacimiento menos menos la presió presiónn de fondo fondo fluye fluyente nte.. Esto Esto ocu ocurre rre para para tiem tiempos pos grand grandes es cuando cuando la  perturbación  perturbación de presión se ha movido en el área de drenaje y ha alcanzado los límites del yacimiento.

2.5.3.3.3. Régimen de Flujo Variable (Estado Semiestable): Es lo contrario del régimen de flujo continuo, continuo, es decir, en una sección transversal a la dirección dirección de flujo cualesquiera, la presión, velocidad y densidad de las fases cambia con el tiempo. Este tipo de régimen se manifiesta manifiesta en yacimientos yacimientos finitos sin flujo en el límite límite exterior y el diferencial de presión se mide por la presión promedia del yacimiento menos la presión de fondo fluyente.

2.5.4. Efecto del Flujo No-Darcy Los pozos de Gas Condensado Condensado son considerado consideradoss como flujos No Darcy Darcy en vista de que a mayor tasa de flujo y una declinación de presión específica, la velocidad de los gases será mayor que la de los líquidos e inversamente proporcional al radio. El flujo No-Darcy se manifiesta manifiesta en los alrededores del pozo por tanto se estima como un factor de daño adicional. adicional. Debido a la aceleración aceleración y desaceleración de las partículas del fluido en un régimen turbulento a través del medio poroso, el flujo No-Darcy es una  perturbación  perturbación que implica implica una caída de presión presión adicional. adicional. Para pozos de gas se asocia un facto daño el cual depende de la tasa de flujo. Mediante un análisis del modelo de Forcheimer para flujo radial en un pozo vertical, se podrá seguir  un comportamiento no lineal propio de este tipo de pozos.

70

2

  m   = + βρ  g      dr  k   ρ 2π rh   ρ 2π rh  

dP   µ  m g 

(69)

Considerando Considerando que la viscosidad viscosidad en el término No-Darcy No-Darcy es constante y que el flujo turbulento tiene su ocurrencia en las cercanías del pozo es posible aproximar la ecuación anterior de la siguiente manera:

 r e    µ iβ m g 2   1 1    −   ∆ψ  = ψ ( Pe) − ψ ( Pw) = + ln   2    r w   2π kh ρ i    µ   ρ  i π  h ( 2 )    r w r e   m g  µ i

(70)

La ecuación expresa el modelo modelo de Forcheimer Forcheimer aplicado para flujo radial a condiciones condiciones de hoyo abierto. Tomando en cuenta que el radio externo es mucho mayor que el radio interno del pozo (r  (r e>>r w)  ) por 1/r  por 1/r w. w), por tanto es posible simplificar el término (1/r w – 1/r e ) Para yacimientos donde la permeabilidad sea baja y las declinaciones grandes, es conveniente asumir  µ  =  µ i , en tal sentido la ecuación puede ser de nuevo simplificada: ψ ( Pe ) − ψ ( Pw) m g  µ i

= ln

r e r w

+  Dm m g 

(71)

2π kh ρ i

Donde:

 Dm

=

β k  2π hr w µ i

(72)

Esta ecuación arroja resultados directos en el cálculo de la caída de pseudo presión adimensional a condiciones de hoyo abierto. El parámetro  Dm se conoce como el coeficiente de turbulencia, y es también una referenc referencia ia de resiste resistencia ncia inercial inercial de fluido fluido (coeficient (coeficientee de resistencia resistencia inercial). inercial). Esta ecuación es aplicada en yacimientos de arenas de baja permeabilidad lo cual hace poco  probable los efectos de turbulencia., turbulencia., por tal motivo el daño producto D producto  Dmm g  depende  principalmente  principalmente de la tasa de flujo por cada unidad de altura. Para el caso de pozos donde la tasa de flujo es realmente elevada el efecto daño será mayor.

71

Para el caso de pozos revestidos y perforados, se requiere considerar los factores de forma forma de flujo. flujo. Es necesario necesario adoptar adoptar el modelo modelo de flujo esférico esférico local local dentro de las  perforaciones  perforaciones individuales. individuales. En estos casos se toman en cuenta las mismas mismas consideraciones consideraciones que para un hoyo abierto: m g  se convierte en m gp= m g  /Np,  /Np, la presión al radio esférico externo, r  s, es Pt  es Pt , mientras que la presión al radio fuente es Pw es Pw.. Finalmente la ecuación expresada en términos de la tasa volumétrica estándar es: ψ ( Pt ) − ψ ( Pw) QB gi µ i

=  f   D S 

h

2 Npr  s 3  A

+  f   ND S 

β kh ρ SC  3

24π  µ r  s  Np 2

Q

(73)

2π kh

2.5.5. Permeabilidad Absoluta y Efectiva La definición de permeabilidad parte de los resultados obtenidos por Darcy durante sus experimentos del flujo del agua a través de filtros de arena no consolidada. La ley de Darcy incluye el término término k, como una constante constante de proporcionalidad, proporcionalidad, la cual representa una propiedad inherente a la roca. Bajo este concepto se definió a la permeabilidad como la facil facilid idad ad que tien tienee la roca roca de condu conducir cir un fluido fluido a travé travéss de ella ella,, asoci asociánd ándose ose directamente este parámetro con el término de conductividad del fluido, similar al término de conductividad eléctrica. eléctrica. Nótese que la definición definición inicial de permeabilidad considera un medio poroso saturado en su totalidad por un único fluido de baja compresibilidad, en este caso agua, por lo que realmente realmente este parámetro parámetro representa una propiedad propiedad de la roca y no del fluido que la atraviesa. Cuando el medio poroso esta saturado en un 100% por un fluido homogéneo homogéneo (líquido o gas a alta presión), el término de permeabilidad permeabilidad se convierte en permeabilidad absoluta, indicando que la misma es una propiedad de la roca. Estudios posteriores a los realizados por Darcy introdujeron modificaciones a su ley, extendiendo extendiendo su uso, con algunas limitaciones, limitaciones, al movimiento movimiento de otros fluidos, incluyendo 2 o mas fluidos fluidos no miscibles miscibles,, en rocas consolid consolidadas adas y otros medios medios poroso. poroso. Éste es el

72

 punto de partida partida para la definición definición de otros conceptos, conceptos, como son la permeabilidad permeabilidad efectiva efectiva y la permea p ermeabilidad bilidad relativa. relativa. Cuando el fluido no satura a la roca en un 100%, entonces las  permeabilidad  permeabilidad deja de ser una propiedad del sistema poroso y pasa a depender de los fluidos presente en el mismo. Entonces, el medio poroso tiene una permeabilidad permeabilidad efectiva a cada fluido, determinada de la misma manera que la permeabilidad absoluta, pero considerando la viscosidad y la tasa de cada fluido por separado. Por su parte la permeabilidad relativa es el cociente entre la permeabilidad efectiva a cada fluido y la permeabilidad absoluta de la roca. Aunque se ha dicho que la permeabilidad de la roca es una constante, esta afirmación solo solo tien tienee vali valide dezz en el aspe aspect ctoo mate matemá máti tico co,,

ya qu quee en situ situac acio ione ness real reales es,, la

 permeabilidad  permeabilidad absoluta varía de acuerdo a los fenómenos físicos de precipitación precipitación o disolución generados en el sistema poroso mediante las reacciones producidas entre los fluidos y éste. Igualmente, la deposición y el arrastre de partículas al medio poroso o desde el mismo, contribuye al taponamiento o limpieza de los poros, modificando la  porosidad del del medio y su permeabilidad. permeabilidad. Estas definiciones definiciones desempeñan un papel importante en la interpretación interpretación de las pruebas de presió presión, n, en las las cuale cualess la perme permeabi abili lidad dad dete determi rminad nadaa es repre represe senta ntati tiva va de una  permeabilidad  permeabilidad efectiva, en vista de que el medio poroso nunca esta saturado por una sola fase y las saturaciones de fluidos varían a medida que el pozo es producido o durante la inyección.

2.5.6. Efecto del Número Capilar Recie Reciente ntess inve investi stigac gacio iones nes,, análi análisis sis de prueb pruebas as de presió presiónn y simul simulaci acione oness han han descubierto la existencia del número capilar, que según se ha podido observar, bajo ciertas condiciones aumenta la permeabilidad relativa al gas (Krg) es la vecindades del pozo de modo que el gas recupera parcialmente la movilidad perdida por el banco de condensado (yacimientos de gas condensado). Este número capilar (Nc) se expresa como la relación de las fuerzas viscosas y las fuerzas capilares que actúan sobre el fluido. Asi:

73

 Nc =

 μν

(74)

σ 

Donde:

 µ: Viscosidad del fluido, cps. : Tensión interfacial, dinas/cm. v: Velocidad del fluido, cm/s. Los Los efec efecto toss del del núme número ro capi capila larr varí varían an con con la tasa tasa de prod produc ucci ción ón (Pre (Presi sión ón), ), composición del fluido y curvas de permeabilidad relativa, pero como regla general, los valores entre 10-6 y 10-3 son los más importantes y sus efectos se pueden extender hasta doscientos pies desde el pozo. A bajas tensiones interfaciales las fuerza capilares entre las dos fases decrecen y la miscibilidad miscibilidad es alcanzada. alcanzada. Las formas más frecuentement frecuentementee usadas por su expresión se deriva de la ecuación introducida por Moore y Slobod (1956):  Nc =

V *  μ D

(75)

σ * Cosθ 

Donde:

V : Velocidad aparente de la fase desplazante, cm/s. µD: Viscosidad Newtoniana de la fase desplazante, cps. : Tensión interfacial entre las fase desplazante y la desplazada, dinas/cm. : Ángulo de contacto de equilibrio corriente arriba, grados. La presión en un pozo de gas condensado es la menor de todo el sistema, siendo la mayor caída de presión alrededor del mismo (dentro de los 100 pies más cercanos al mismo), por el efecto de flujo no Darciano. Darciano. Muy comúnmente, comúnmente, cuando la tasa de flujo es máxima la presión fluyente debe estar por debajo de la presión de rocío, lo que conduce a la deposición de líquido condensado en las paredes del medio poroso. Estos depósitos de condensado mucha veces no alcanza la saturación critica por lo que son inmóviles e impi impide denn el fluj flujoo de la fase fase gase gaseos osaa redu reduci cien endo do su perm permea eabi bili lida dadd efec efecti tiva va y la  productividad  productividad del pozo. pozo. La reducción reducción de productivi productividad dad puede ser ser considerable. considerable.

74

Existen numerosos investigadores que han mostrado los resultados de sus trabajos relacionados con la influencia del referido bloqueo de condensado sobre la productividad de los pozos y su comportamiento ante cada uno de los factores determinantes, como lo son el flujo no Darciano, el número capilar, las permeabilidades relativas, la tasa de  producción  producción y la presión. presión. Como se ha demostrado mediante simulación de pruebas de presión (Al-Lamki 1999) las altas velocidades de flujo que se generan en la región alrededor del hoyo causan la reducción de la saturación crítica del líquido retrogrado cuando se consideran los efectos del número capilar; esta reducción ocurre quizás inducida por la turbulencia y el arrastre que la corriente ocasiona ocasiona sobre el condensado. Este fenómeno se conoce como como “Velocity “Velocity Stri Stripp ppin ing” g” o aume aument ntoo de las las fue fuerzas rzas visc viscos osas as y se ha demo demost stra rado do qu quee mejo mejora ra significativame significativamente nte la productividad productividad de los pozos. Esta mejora en la productividad productividad se debe a que al disminuir la saturación crítica de la barrera que impide el flujo del gas, éste empieza empieza a recuperar parte de su movilidad movilidad perdida, de manera que la corriente fluyente va cambiando su composición. Adicional a la disminución de la saturación crítica ocurre un movi movien endo do mult multif ifás ásic icoo de flui fluido doss redu reduci cien endo do la tens tensió iónn inte interfa rfaci cial al grac gracia iass al enriquecimiento del gas en los alrededores del pozo a medida que la presión disminuye y al aumento del número capilar.

2.5.7. Heterogeneidades del Yacimiento Las Las hete heterog rogene eneid idade adess de un yacim yacimie ient ntoo son las las variac variacio iones nes qu quee presen presenta tann las las  propiedades  propiedades de las rocas y los fluidos resultantes resultantes por la deposición, deposición, plegamientos plegamientos y fallamientos, cambios post-deposicionales, en la litología del yacimiento, y cambios en el tipo de fluido o sus propiedades. Estas se reflejan en una desviación de la linealidad del comportamiento de presión que presenta un pozo que posee un área de drenaje infinita. Las Las hetero heteroge genei neidad dades es pue puede denn ser ser en peq peque ueña ña escal escala, a, como como en yacim yacimie iento ntoss de carbonat carbonatos os donde las rocas tienes tienes dos component componentes, es, fractura, fractura, fugas, fugas, etc. y matriz, matriz, o a larga escala como los casos de barreras físicas, fallas, contacto de fluidos, cambios de

75

espesores, cambios cambios de litología, litología, variación variación de capas con propiedades propiedades diferentes en cada capa, etc.

2.5.8. Efecto del Radio de Investigación El radio de investigación es la distancia que un efecto de presión o transición de  presión se ha movido en una formación formación después de un cambio cambio en la tasa de producción de un pozo. Esta distancia esta relacionada con las propiedades del medio poroso, los fluidos saturantes y el tiempo transcurrido desde el cambio de la tasa de producción. El radio de investigación puede ser obtenido a través de la ecuación:

 k * t   r i = 0.032 *   φ  * µ * C t  

1

2

(76)

Donde:

k = permeabilidad, md. t = tiempo, seg. = viscosidad, cps.

Ct = Compresibilidad total del sistema, lpc-1. =Porosidad, fracción.

2.5.9. Efecto de Límite Los límites de un yacimiento pueden estar representados por cualquier barrera, bien sea impermeable, impermeable, como una falla sellante, sellante, semi-permeable, semi-permeable, como las heterogeneidades heterogeneidades de la roca o completamente permeable, como el caso de un acuífero o una capa de gas. Existen muchos procedimientos procedimientos empleados en la determinación determinación de la distancia del pozo a los límites del yacimiento, basados en el principio de superposición y el método de las imágenes. Uno de los mas Conocidos es el método de Gray para la determinación de la distancia a una falla sellante. El desarrollo de las soluciones a la ecuación de difusividad  para una prueba de restauración restauración en el caso de un yacimiento yacimiento limitado limitado por una falla

76

sencilla, sencilla, conduce a la definición definición de dos líneas rectas rectas en el gráfico de Horner de los datos de presión en función del tiempo siendo la primera de ellas la representación del período de acción infinita o transitorio (m1) y la segunda, representativa representativa del límite (m2). El método de Gray consiste en la identificación de estas dos pendientes en la gráfico semilog y el cálculo de la distancia a la falla mediante la aplicación de una ecuación sencilla (análoga a la definición del radio de investigación) que depende del tiempo en el cual las dos rectas se interceptan. La ecuación sugerida por Gray para el cálculo de la distancia a la falla es la  propuesta por por Davis y Hawkins, Hawkins, mostrada mostrada a continuación: continuación:

 L =

0.000148 K  Δtx

(77)

φμCt 

Donde: Δtx es el tiempo en que ocurre la intersección de las dos rectas.

2.5.10. Condensación Retrógrada Cuando la presión de la formación cae por debajo del punto de rocío en un yacimiento yacimiento de gas Condensado Condensado ocurre flujo composicional composicional bifásico en la región cercana al pozo. Este fenó fenóme meno no es cono conoci cido do como como segr segreg egac ació iónn o dist distri ribu buci ción ón de fase fases. s. En el caso caso de yacimientos de gas condensado, la disminución de la presión por debajo del punto de rocío causa la condensación retrograda del líquido, reduciendo la permeabilidad del gas debido al incremento en la saturación de la fase líquida, a la vez que genera cambios en la humectabilidad humectabilidad de la roca. El índice de productividad del pozo es reducido, a la vez que el daño total se incrementa, y las permeabilidades relativas a cada fluido juegan un papel importante en el comportamiento de influjo del pozo. El estudio de la componente del daño atribuida al flujo simultáneo de dos fases se complica debido a que se requiere el monitoreo constante de parámetros de difícil medición, como son el cambio en las saturaciones y permeabilidades relativas a los fluidos y las variaciones de las propiedades PVT, tales como viscosidad y densidad, para el

77

desarrollo de un concepto de pseudo presión bifásica ( ψ (P))que (P))que permita considerar toda la información pertinente al comportamiento de flujo bifásico y tratar el problema con los mismos métodos aplicables al caso monofásico. Sin embargo, el modelo basado en la  pseudo presión tiene la limitante limitante de ser tan preciso como la información información con la que los cálc cálcul ulos os de la mism mismaa son son hech hechos os y, en part partic icul ular ar,, la vali valida daci ción ón de las las curv curvas as de  permeabilidades  permeabilidades relativas relativas empleadas empleadas en en dichos cálculos cálculos pueden pueden ser cuestionables. cuestionables. Asumiendo que existe un medio confiable para la estimación de los parámetros antes mencionados, como por ejemplo las modernas ecuaciones de estado (EOS) bajo esquemas composicionales capaces de predecir el comportamiento de las fases y las  propiedades  propiedades físicas de los fluidos, es posible realizar realizar el cálculo de las pseudo presiones a  partir de las las siguientes siguientes ecuaciones: ecuaciones: 

Gas Condensado: ψ (  P  )



=

  Kro ρo  Krg  ρ g    ∫    μo +  μ g     dP   ρ gi  Pb

 μ gi

 P 

(78)

Empuje por Gas en Solución (Petróleo): ψ (  P  )

=

  Kro ρo  Krg  ρ g    ∫    μo +  μ g     dP   ρoi  Pb

 μ oi

 P 

(79)

El caso particular particular de condensación retrógrada retrógrada ha sido objeto objeto de extensos estudios encaminados a proporcionar un método confiable que permita determinar la contribución al dañ dañoo debid debidaa a la conde condensa nsaci ción ón del líqui líquido do (“liqu (“liquid id dropou dropout”) t”),, con consi side deran rando do las las inte intera racc ccio ione ness diná dinámi mica cass entr entree los los flui fluido dos. s. El banc bancoo de líqu líquid idoo prod produc ucto to de la condensación retrógrada dentro de la formación, reduce el rendimiento del pozo a través de varios mecanismos: mecanismos: (1) alteración de la permeabilidad permeabilidad y porosidad de la formación;(2) formación;(2) modificación modificación de las permeabilidades permeabilidades relativas; relativas; (3) incremento incremento de los efectos del flujo noDarcy y (4) variación en el comportamiento PVT de los fluidos.

78

La presencia de líquidos en los pozos de gas afecta negativamente las características de flujo de estos pozos. p ozos. Los líquidos pueden provenir de la condensación de hidrocarburos (condensado) o del agua producida conjuntamente con el gas. En ambos casos, la fase líquida de alta densidad debe ser transportada a superficie por el gas. Si el gas no suministra suficiente energía de transporte para levantar los líquidos, estos se acumulan en el fondo del pozo produciendo una contrapresión adicional sobre la formación que afecta negativamente la capacidad productiva de los mismos. La acumulación de condensado retrógrado puede ocurrir:

• En la zona cercana al pozo de producción cuando la presión de fondo fluyente es menor que la presión de rocío (PwfProc).

• En todo el yacimiento cuando P
2.5.10.1. En Zonas Cercanas a los Pozos Experiencias de campo han mostrado que ocurre pérdida de productividad de los  pozos cuando se tiene Pwf
79

En el peor de los casos la saturación de condensado (Sc) alrededor del pozo puede alcanzar valores de 50-60%, superiores a las medidas en la pruebas CVD (sin medio  poroso), generando generando reducciones reducciones de productividad de los pozos pozos de 2 a 10 veces la existente antes de la condensación condensación retrograda. Esta reducción se ha observado hasta en yacimientos yacimientos de gas condensado pobres. El cierre del pozo y su restauración de presión tiene un efecto desp despre reci ciab able le sobr sobree la satu satura raci ción ón del del anil anillo lo del del cond conden ensa sado do y por por tant tantoo sobr sobree la  productividad  productividad del pozo debido a que los cambios de composición composición del sistema (gas+líquido) (gas+líquido) impiden que el proceso de condensación condensación retrógrada sea reversible a nivel n ivel de yacimiento como si lo es a nivel de laboratorio en la prueba CCE. La reducción de productividad es severa cuando Kh<1000 mD-pie y es poca cuando Kh>1000 mD-pie. Estudios de simulación muestran que la alta saturación de condensado del del anill anillo, o, sever severam ament entee reduc reducee la perme permeabi abili lidad dad relat relativa iva al gas gas con conde densa nsado do (Krg (Krg)) disminuyendo disminuyendo su tasa de producción (qg). Cuando la presión promedia del yacimiento yacimiento cae  por debajo de la presión de rocío, la condensación condensación de las moléculas moléculas más pesadas empobrece el gas condensado remanente y al fluir este gas a través del anillo vaporiza el condensado disminuyendo su saturación e incrementando Krg. Resumiendo: A Pwf < Proc < Py 

Sc

, Krg

,

qg

A Pwf < Py < Proc 

Sc

, Krg , qg

Al caer la presión de fondo fluyente por debajo de la presión de rocío se forma un anill anilloo de conde condensa nsado do alred alrededo edorr del del poz pozoo que bloqu bloquea ea parci parcial alme mente nte el flujo flujo de gas gas condensado hacia el mismo. Diversos Diversos autores han dividido la zona cercana al pozo en tres regiones para estudiar el fenómeno:

• Región 3: Región alejada del pozo (dentro del yacimiento) donde sólo ocurre flujo de gas condensado, con P>Proc, Sc=0 y Sg+Swi=1.

80

• Región 2: Región intermedia donde empieza a ocurrir condensación retrógrada (P
• Región 1: Región interior cerca del pozo donde fluyen ambas fases: gas y cond conden ensa sado do simu simult ltán ánea eame ment ntee a dife difere rent ntes es tasa tasa y satu satura raci cion ones es:: Sc>S Sc>Scc cc y Sc+Sg+Swi=1. En esta región la Sc se estabiliza y el condensado retrógrado que se forma al fluir el gas condensado por la zona cercana al pozo (P0.

2.5.10.2. En Todo El Yacimiento Al caer caer la presió presiónn prome promedio dio del yacim yacimie ient nto, o, por debajo debajo de la presió presiónn de rocío rocío retróg retrógrad radaa ocurr ocurree preci precipit pitaci ación ón de conde condensa nsado do en forma forma de peque pequeñas ñas go gota tass que se acumulan en los canales porosos mas pequeños de la roca. Para que el condensado retrogrado alcance cierta movilidad en el yacimiento se necesita que su saturación sea mayor que la saturación crítica del condensado (30 – 40%), lo cual es difícil de alcanzar  ya que el volumen de condensado retrógrado rara veces excede un valor de 20% en volumen.

2.5.10.3. Metodología Para Determinar Determinar El Banco Banco De Condensado Condensado  Numerosos  Numerosos estudios teóricos, han estado dirigidos dirigidos en los últimos últimos cuarenta años en tratar de entender el comportamiento de flujo del condensado. Los datos recogidos de estos estudios han mostrado que cuando la presión alrededor de un pozo es dejada caer por 

81

debajo de la presión presión del punto de rocío, rocío, ocurre condensación condensación retrógrada retrógrada y tres zonas de diferente movilidad con diferente saturación de líquido son creadas dentro de un radio de menos de 100 pies. Una zona exterior fuera del pozo con saturación de condensado líquido inicial, una zona cerca del pozo con saturación de condensado inmóvil incrementada y  baja movilidad movilidad del gas, y una zona cerca del hoyo abierto con alto número de capilaridad (velocidad de despojamiento), que incrementa la permeabilidad relativa al gas. Este incremento incremento sobre la movilidad movilidad del gas en la vecindad inmediata inmediata del pozo compensa compensa más la pérdida causada por el condensado. Ha sido encontrado que estas zonas son muy importantes al calcular la capacidad de entrega del pozo. El análisis de pruebas de pozos en pozos de gas condensado con condensación retróg retrógrad radaa está está norma normalm lment entee basad basadoo en las las dos o las las tres tres zonas zonas del mode modelo lo radia radiall compuesto. Este modelo está basado en una geometría simplificada de las tres regiones descritas arriba. La prueba de pozo es una de las más completas herramientas para caracterizar caracterizar el sistema pozo-yacim pozo-yacimiento. iento. Y es la única capaz de diagnosticar diagnosticar la presencia presencia de acumulación de líquido alrededor del pozo. Durante una prueba de pozo, los cambios en la movilidad movilidad del fluido cuando este fluye hacia el pozo afecta la respuesta de presión medida en un sensor calibrador. Cuando esta respuesta de presión es analizada usando gráficos log-log, de la respuesta de la derivada de  presión exhibe exhibe dos o tres tres diferentes zonas zonas de estabilizació estabilizaciónn correspondientes correspondientes a cada una una de las tres diferentes zonas de movilidad movilidad con diferente saturación de líquido ya descritas.

3 DESARROLLO 3.1. METODOLOGÍA 3.1.1 Revisión Bibliográfica. La revisión bibliográfica sirvió para la recolección adecuada de la mayor cantidad  posible de documentos documentos tales como: papers, libros de textos, textos, monografías, revistas revistas técnicas

82

así como consultas de páginas web, para así tener una base bibliográfica consistente referida al tema.

3.1.2 Selección de Documentos de Interés. Una vez realizada la revisión bibliográfica se observó que una parte del material  bibliográfico  bibliográfico contenía información información más resaltante con respecto al tema a tratar, y por ello se seleccionó para su posterior análisis.

3.1.3 Análisis de Publicaciones. En vista que esta investigación enfoca temas reales fue necesario realizar un análisis de las publicaciones seleccionadas de la SPE. Este análisis consistió en verificar el  problema  problema planteado, planteado, sus asunciones y limitaciones limitaciones además de sus soluciones prácticas prácticas (a nivel de campo).

3.1.4 Desarrollo del Informe Técnico y Presentación del Mismo. Luego de analizar la información se procedió a desarrollar el tema mediante el esquema planteado, implementando las normas de redacción usadas en la ejecución de Anteproyectos y Trabajos de Grados y el uso de gráficos e imágenes para ilustrar el contenido. Posteriormente, se procederá a la presentación escrita y oral del informe mediante el uso de material multimedia.

3.2 PARAMETROS A CONSIDERAR CONSIDERAR EN LA REALIZACION DE UNA PRUEBA DE POZO. 1. Carac Caracte terís rísti tica cass del del yacimie yacimiento nto.. 2. Tipo Tipo de fluido fluido esper esperad ado. o. 3. Ob Obje jeti tivo voss de la la Prue Prueba ba.. 4. Tipo de de poz pozo. 5. Ge Geom omet etrí ríaa del del pozo pozo..

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6. Co Condi ndici cione oness de super superfic ficie ie.. 7. Disponi Disponibil bilidad idad de equ equipos ipos y servic servicios. ios. 8. Presupue Presupuesto sto asignado asignado (tiempo (tiempo y costo costo). ).

3.3 PASOS A SEGUIR PARA EL DESARROLLO DE UNA PRUEBA DE POZO. 3.3.1. Selección del Pozo a probar. Para poner en práctica la metodología de selección de una prueba de presión se debe tomar en cuenta cuenta la información información que se conozca del mismo, mismo, como propiedades propiedades de formación de los fluidos y condiciones del pozo, así como también de los requerimientos que se quieran evaluar en el yacimiento.

3.3.2. Diseño de la Prueba de Presión. Los yacimientos de gas en términos generales exhiben comportamientos más complejos que un yacimiento de crudo. Las pruebas de presión son la herramienta más adecuada para su estudio, por ello es de vital importancia que las mismas sean debid debidam ament entee diseña diseñadas das,, de maner maneraa metó metódic dicaa y sist sistem emáti ática ca para para asegu asegura rarr la confiabilidad de los resultados. A continuación se describe el diseño de la prueba a través del siguiente procedimiento. Para diseñar una prueba de presión se debe considerar en primer lugar el objetivo que se persigue con su aplicación; es decir lo que se desea investigar con la prueba (fallas, barreras, banco de condensado, etc.), el tipo de fluido, tipo de pozo (diseño mecánico mecánico a fin de determinar determinar los instrumentos instrumentos a utilizar para realizar realizar la prueba), el tiempo o duración de la prueba y finalmente el costo de ésta que es la principal limitación del diseño. Es esencial contar con un buen equipo debidamente debidamente calibrado para medir las presiones y consideraciones del pozo.

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Al momento de decidir sobre la prueba de presión más conveniente para evaluar un yacimiento determinado, se deben tener en cuenta el tipo de pozo y el estado del mismo, mismo, si es inyector o productor, activo o cerrado. Para el caso de pozos de inyección con alto coeficiente de almacenamiento asociado al nivel de líquido libre en la sarta de inyección, normalmente someter estos pozos a pruebas. pruebas. Para ello se incrementa incrementa la tasa de inyección suficientemente suficientemente como como obte obtene nerr medida edidass de pres presió ión n en el cabe cabeza zal, l, lueg luegoo se real realiz izaa una una prue prueba ba de inyectividad, a altas tasas o a dos tasas de inyecciones manteniendo una prueba positiva positiva en al cabezal. Es necesario necesario resaltar, que cuando cuando se producen variaciones variaciones en el almacenamiento del pozo se generan más problemas en los pozos de inyección que en los de producción. Algu Alguna nass prueb pruebas as de pozo pozoss puede pueden n requer requerir ir de cierr cierree en el fondo fondo,, otras otras empacaduras extras o equipos DST. 3.3.2.1. Consideraciones que se deben tener en cuenta al realizar una Prueba de Presión

Una vez decidido sobre la prueba de presión más conveniente para evaluar un yacimiento determinado, se deben tomar en cuenta ciertos factores que influyen en el nivel de éxito de la prueba. Entre ellos tenemos: 

Contratación de la empresa de servicios: -

La empre empresa sa de serv servic icio ioss

a cont contra rata tarr debe debe cumpl cumplir ir con con las las

exigencias del proyecto. 



Control de calidad: -

Acondicionamiento del pozo.

-

Revisión de fugas.

-

Chequeo Mecánico.

-

Prueba de Comunicación.

 Parte Operacional Operacional:: -

Control de la Presión durante la prueba del lubricador.

-

Medir la presión atmosférica antes y después.

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

-

Verificar la calibración del Instrumento.

-

Controlar la velocidad de bajada de los sensores.

 Problemas  Problemas con la adquisici adquisición ón de la data: data: -

Falla de los sensores durante la calibración.

-

Fuga en el lubricador durante la prueba.

-

Falla de los sensores por turbulencia.

3.3.3. Recopilación de Datos La recopilación de la información para desarrollar una prueba de presión empieza  por la recaudación recaudación de las pruebas de presión existentes existentes en la Unidad de Estudios Integrados, datos sobre la información correspondientes a: nombre del pozo, fecha, tipo de  prueba, tipo tipo de fluido, fluido, gravedad API API y profundidad profundidad a la la cual fue tomada tomada la la prueba. Tamb Tambié iénn se debe debenn cono conoce cerr dato datoss de prod produc ucci ción ón,, grad gradie ient ntes es de pres presió iónn y temperatura, propiedades del fluido, de la formación y demás parámetros necesarios para el cálculo del potencial absoluto de gas del yacimiento (AOF). En forma general los datos que deben que se deben tener a la hora de realizar una  prueba tenemos: tenemos:

3.3.3.1. Datos de Completación -

Tuber ubería íass y Empa Empaca cadu dura ras. s.

-

Tipo ipo de de Com Compl pleetación. ón.

-

Int Interva ervallos Prod Produc ucto tore res. s.

3.3.3.2. Datos del Yacimiento -

Tama Tamaño ño y form formaa del del patr patrón ón del del poz pozo. o.

-

Tasa Tasa de produ producci cción ón de poz pozos os adyac adyacen ente tes. s.

3.3.3.3. Datos de Producción -

Tasa Tasa est estab abil iliz izad adaa ante antess de la la prue prueba ba..

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-

Regis egisttro de de tas tasas as pro produ duci cida dass

-

Tipos de de fluidos

3.3.3.4. Datos de Presión -

Presió Presiónn de fondo fondo fluye fluyente nte antes antes de de la la prue prueba ba

-

Presión ddee Cabezal

-

Presi resióón a cort orto titiempo

-

Secuenc uenciia de presi resióón

3.3.4. Interpretación de las Pruebas de Presión

En el estudio de un yacimiento de gas uno de los principales objetivos es inte interp rpre reta tarr las las prue prueba bass de pres presió ión, n, ya que que ésta éstass cons consti titu tuye yen n una una pode podero rosa sa herr herram amie ient ntaa en la cara caract cter eriz izac ació ión n diná dinám mica ica de un yaci yacimi mien ento to con con el fin fin de reproducir de forma más exacta el comportamiento del mismo, que posteriormente será indispensable para el desarrollo de un buen plan de explotación. El primer paso a seguir consiste en validar los datos registrados en cada uno de los sensores, lo cual se lleva a cabo mediante la utilización de un software adecuado, verificando que la lectura de presión inicial se halle lo más cerca posible de la presión atmosférica. Seguidamente se comparan las lecturas registradas al inicio y al final con balanza de peso muerto con las tomadas por el sensor al mismo tiempo y finalmente se compara el comportamiento de ambos sensores durante la prueba, asociando posibles anomalías a eventos determinados. Ya cumplido este proceso se procede a efectuar la interpretación de las gráficas de presión aplicando los métodos de análisis convencionales basados en el comportamiento estable de la tasa de flujo. Estos métodos plantean soluciones a las ecuaciones de difusividad bajo suposiciones propias de cada caso particular, los métodos aplicados a son los siguientes:

• Método de Horner. • Método de Muskat. • Método de la Derivada Parcial de Bourdet.

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• Métodos de Curvas Tipo propuestas por Ramey, Gringarten, Argawal y Mc kliey.

• Método de Mathew-Brons-Hazebroeck (MBH). • Método de Miller-Dyes-Hutchinson. Se propone una metodología de análisis por etapas de dichas gráficas. Son sugeridas cuatro etapas o períodos de los cuales es posible determinar parámetros característicos del sistema pozo- yacimiento.

PERÍODO 1

PERÍODO 2

PERÍODO 3

PERÍODO 4

LOG D P

Daño o Fallas. estimulaciónModelo de Sistemas • Fract flujo del Cerrados Penetración • ura yacimientoBarreras. Parcial K, S, Pi • Fisu Multic • ras apas LOG D T Figura 3.1: Períodos para el análisis de una grafica de Derivada de una Prueba de  Presión. •

El período 1 se visualiza visualiza el e l efecto de almacenamien almacenamiento to (el cual puede ser variable), y que define el modelo del flujo del pozo. Durante esta etapa son apreciables los efectos de segregación o redistribución de fases y condensación dentro del pozo. El  período 2 es la etapa de la prueba donde el sensor registra la perturbación de presión a nivel de la cara de la arena en el sistema pozo-yacimiento, pudiéndose

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determ determin inar ar la presi presión ón,, pres presenc encia ia de fractu fractura ras, s, fisura fisuras, s, penetr penetrac ació ión n parci parcial al,, multicapas, además del efecto daño o estimulación en el área. El período 3 corresponde corresponde al momento momento de estabilización estabilización de la prueba definiendo el modelo de flujo del yacimiento (radial, lineal, bilineal, etc.) y los parámetros de presión inicial, factor daño y permeabilidad de la formación. Por último el período 4 reproduce el comportamiento de presión en los límites del yacimiento, dando indicios de barreras cercanas, sistema cerrado, fallas y límites infinitos de yacimiento. 3.3.5. Validación de las Pruebas de Presión

Una vez interpretada la prueba, la validación es el último paso considerado en éste análisis. análisis. Para realizar una validación de los resultados resultados de la interpretación interpretación de la prueba de presión, se necesita que dicha prueba haya sido tomada en un período de tiempo tiempo sufici suficiente ente para que permita permita obtener obtener una buena buena distri distribuc bución ión de presió presión n estabilizada en el área de drenaje y así visualizar un comportamiento más idóneo del yacimiento. Para la validación de los resultados obtenidos, es necesario cotejar con otros medios edios como como prue prueba bass inic inicia iale les, s, regi regist stro ros, s, mode modelo loss de régi régime men n de fluj flujoo más apropiados que se aproximen a los resultados obtenidos para así verificar que dichos resultados tengan consistencia. Luego de obtener la geometría del yacimiento según la interpretación de las pruebas de presión (en el caso de pruebas donde se observan los efectos de los límites límites), ), es necesar necesario io chequea chequearr estas estas condici condiciones ones mediante mediante estudios estudios geológic geológicos os y sísmicos realizados en la zona en estudio, para confirmar e interpretar que haya aportado parámetros parámetros reales del yacimiento. yacimiento. No se descarta la posibilidad posibilidad de realizar nuev nuevas as

prue prueba bass

de

pres presió ión, n,

rei reinter nterpr pret etac ació ión n

sís sísmica, ica,

nuev nuevoos

estu estudi dios os

sedimentológicos y petrofísicos, así como geológicos para establecer una definición consistente de los modelos dinámicos y estáticos de un yacimiento. El correcto diseño y ejecución de pruebas de presión que se ajustan a los objetivos requeridos para la

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caracterización de un yacimiento, también aporta información valiosa que permite establecer estrategias óptimas para la explotación del mismo.

3.4 EJEMPLO DE CAMPO DE APLICACIÓN DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN PARA EL ANÁLISIS DE TRES ZONAS DE DISTINTAS SATURACIONES DE CONDENSADO ALREDEDOR DEL POZO. (PAPER SPE-62920) El paper SPE-62920 publicado por Gringarten en Octubre del año 2000, estudia el fenómeno de la condensación retrógrada alrededor del pozo y se enfoca en las zonas de distintas saturaciones de líquido que pueden estar presentes. Otros análisis publicados se  basan en un modelo radial de dos zonas, sin embargo experimentos experimentos de laboratorio laboratorio sugieren que tres zonas de diferente movilidad pueden existir: (a) una exterior fuera del  pozo, con saturación de líquido de condensado inicial; (b) una zona cercana al pozo con saturación saturación de condensado incrementada y más baja movilidad de gas y, (c) una zona en la veci vecind ndad ad inme inmedi diat ataa del del pozo pozo con con alto alto nú núme mero ro de capi capila lari rida dadd qu quee incr increm emen enta ta la  permeabilidad  permeabilidad relativa relativa al gas resultando resultando en un mayor recobro en la movilidad movilidad del gas  pérdida del del bloqueo bloqueo de condensado. condensado. Los yacimientos de gas condensado muestran un complejo comportamiento debido a la existencia de un sistema de doble flujo, yacimiento de gas y líquido condensado, siempre y cuando la presión se encuentre por debajo del punto de rocío. Esto ocasiona una reducción de la productividad de manera irreversible, un empobrecimiento del gas que se  produce (por consiguiente consiguiente una disminución disminución del líquido en superficie) superficie) y un bloqueo de condensado en tuberías. El objetivo esencial del paper es investigar la existencia de esa tercera zona en datos de pruebas de pozos donde se produzca una “velocidad de despojamiento” que  provoca una zona zona de movilidad movilidad del gas mejorada mejorada a altas altas tasas en la vecindad vecindad inmediata inmediata del  pozo debido debido a los altos altos números números de capilaridad. capilaridad. Existen pocas publicaciones de trabajos de pruebas de pozos en yacimientos de gas condensado, las interpretaciones que se han publicado son realizadas primeramente en

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datos datos de resta restaura uració ciónn de presió presión, n, porqu porquee las las de decli declinac nació iónn son afecta afectadas das por las las fluctuaciones de la tasa de flujo y en particular, en los pozos de gas condensado por  interferencias causadas por las descargas de condensado al pozo.  No ha habido datos de prueba de pozo exhibiendo exhibiendo una región de movilidad de gas incrementada en la vecindad inmediata del hoyo abierto. Al mirar los datos de campo se logra entender esta carencia de dichas pruebas por su dificultad para identificarlas con confianza, además, cuando existen pueden estar oculta dicha región por los efectos de redistribución redistribución de fases que ocurre cuando diferentes fases fluyen en diferentes direcciones en el pozo creando un incremento en el coeficiente de almacenamiento. Este efecto de almacenamiento puede dominar la prueba por muchas horas, lo que ocasiona que el sensor  registre la perturbación de presión en el pozo por mucho tiempo reduciéndose el radio de investigación de la prueba. En los casos donde se identifique las tres zonas, los datos pueden ser analizados usando un modelo radial compuesto de tres zonas para producir una caracterización completa de los efectos cercanos al hoyo abierto y los componentes del efecto de daño total: daño mecánico, daño de dos fases dependiente de dos fases dependiendo de tasa y daño debido al bloqueo de condensado. Para el desarrollo de este estudio se realizaron numerosas corridas en el simulador  simulador  composicional TechSIM de tecnología AEA. El simulador calcula las propiedades PVT del fluido usando una ecuación de estado y varias permeabilidades relativas del gas y condensado como una función del número capilar, NC, de acuerdo a las correlaciones desarrolladas desarrolladas por Henderson et al. El modelo de simulación representa un pozo simple en un yacimiento homogéneo, radial de espesor uniforme y de características uniforme. El modelo consistió de 40 celdas con un radio exterior de 11950 pies de manera que ningún efecto de límite se vea en las pruebas de pozos simuladas. Hay una refinación de las celdas hacia el hoyo para simular exactamente el comportamiento del gas condensado cerca de la cara de la arena. Las corridas de simulación fueron diseñadas para mostrar el comportamiento del gas condensado bajo diferentes condiciones de explotación. La presión del yacimiento  para todos los casos estuvo inicialme inicialmente nte por encima de la presión de rocío. Un ejemplo ejemplo de

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la historia tasa presión para una corrida de simulación de 10 períodos alternando DrawDowns y Build-ups se muestra a continuación:

 Ejemplo de la historia historia tasa tasa presión de corridas del del simulador. simulador. Figura 3.2: Ejemplo En estas corridas de simulación simulación también se observó el aumento aumento de la saturación de condensado alrededor del pozo durante el primer período de producción (primer DrawDown) con y sin efectos de números de capilaridad (NC) y se observó que el número de capilaridad reduce la saturación de condensado alrededor del pozo y que esta saturación se incrementa a medida que el tiempo transcurre por efectos del agotamiento de presión y a su vez vez va abar abarca cand ndoo mayo mayorr área área alre alrede dedo dorr del del pozo pozo (figu (figura ra 3.3) 3.3).. Por Por su part partee la correspondiente permeabilidad relativa al gas que se observa en la figura 3.4, exhibe un mínimo entre 10 y 100 pies, un máximo correspondiente al gas en fase simple fuera del  pozo y un valor intermedio intermedio en los pocos pies alrededor del pozo. Estas son las tres regiones de movilidad y que deben producir tres estabilizaciones en la derivada.

Figura

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 Distribución de saturación saturación en en el yacimiento yacimiento durante durante la primera primera corrida de DrawDraw3.3: Distribución  Down

Figura

3.4:

 Distribución  Distribución de la permeabilidad permeabilidad relativa relativa al gas gas en el yacimiento yacimiento durante la la primera corrida de Draw-Down. Estas tres regiones de distintas distintas permeabilidades permeabilidades relativas relativas deben observarse similar  a la curva (b) de la gráfica de derivada de la figura a continuación, continuación, donde se observan tres zonas de estabilización estabilización que correspondería correspondería cada una a las distintas distintas zonas de movilidad movilidad del gas.

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Figura 3.5: Comportamiento esquemático de la presión y la derivada. (a) dos regiones (b) tres regiones. La figura 3.6 refleja el comportamiento comportamiento de una gráfica log-log de tasa normalizada normalizada de datos de declinación cuando son dominados por el incremento de almacenamiento del  pozo y como se esperaba este efecto es más pronunciado pronunciado y se extiende más para bajas tasa tasass de fluj flujoo y para para la tasa tasa más más alta altass pare parece ce meno menoss afec afecta tada da comp compar arad adoo a otra otrass declinaciones.

 Incremento del almacenami almacenamiento ento en el pozo por la redistribución redistribución de fase fase Figura 3.6: Incremento durante bajas tasa de producción. En estos casos presentados en este paper se ha observado que el problema de redistribución de fase reduce la cantidad de datos disponibles para el análisis y puede crear  form formas as de decl declin inac ació iónn o rest restau aura raci ción ón qu quee pued pueden en ser ser mali malint nter erpr pret etad adas as para para comportamientos de yacimiento. Por su parte, existen ejemplos que parecen exhibir las tres estabilizaciones sobre la derivada, correspondiente a tres zonas de movilidad descritas al principio, en la cual la tercera zona (más próxima al pozo) presenta un alto número

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capilar que incrementa la permeabilidad relativa al gas que produce un mayor recobro de la movilidad del mismo y pérdida del bloqueo de condensado.

4 CONCLUSIONES 4.1 CONCLUSIONES. 1. Las pruebas pruebas de pozo pozo permiten permiten lograr lograr una producción producción de de manera manera oportuna y óptima. óptima. 2. La inform informac ación ión obteni obtenida da de las las prueb pruebas as de presió presiónn es utiliza utilizada da para reduci reducirr el riesgo económico de una amplia gama de decisiones a ser tomadas durante la vida  productiva  productiva del pozo y del yacimiento yacimiento.. 3. Las Las prue prueba bass de pozo pozoss resu result ltan an una una fuen fuente te de dato datoss prác prácti tica ca para para moni monito tore rear  ar  yaci yacimi mien ento toss de gas cond conden ensa sado do,, ya que un probl problem emaa tal tal como como lo

es la

condensación retrograda puede ser detectado a tiempo, así como muchos otros. 4. No es convenien conveniente te que ocurra ocurra condensac condensación ión retrógra retrógrada da en un yacimient yacimientoo ya que el gas pierde su riqueza. 5. La prueba prueba isocronal isocronal precisa precisa de un tiempo de estabil estabilizac ización ión de presión presión prolongad prolongado, o,  por lo que su aplicación aplicación en la actualidad actualidad se considera considera de poca viabilidad viabilidad económica, siendo así reemplazada por la isocronal modificada. 6. Cuando Cuando la presión presión de fondo fondo fluyente fluyente de un pozo pozo de gas conden condensado sado cae cae por debajo debajo de la presión del punto de rocío del fluido f luido un anillo de condensado crece alrededor  del pozo.

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7. Cambio Cambioss en la permeab permeabilid ilidad ad relativa relativa para un alto número número de capilarida capilaridadd pueden pueden tener un significativo efecto sobre la productividad del pozo. 8. Uno de los parámetros parámetros más más importantes importantes para para determinar determinar la productividad productividad de pozos pozos de gas condensado es la permeabilidad efectiva al gas en la región cercana al pozo, donde pueden existir altas velocidades de fluido. 9. El líquido líquido formado formado en la región región cercana cercana al pozo puede puede causar signif significat icativa iva pérdida pérdida de productividad, incluso para fluidos condensados muy pobres, generando así  perdida de componentes componentes pesados a la superficie. superficie.

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4.2 RECOMENDACIONES. 1. Se recomiend recomiendaa previament previamentee realizar realizar una prueba prueba RFT para analizar analizar la formaci formación ón y luego un DST para determinar la capacidad productiva de las distintas áreas. 2. Antes Antes de real realiz izar ar una prueba prueba de pozo es indisp indispen ensab sable le plantea plantearse rse los objet objetivo ivoss como: qué se busca con esta prueba, qué información previa inherente al pozo o a la formación se tiene para así plantear el diseño más óptimo de la misma, de manera que los resultados sean los más representativos del yacimiento. 3. Para el análisis análisis de pruebas pruebas de restaurac restauración ión en yacimient yacimientos os de gas condensad condensado, o, es recomendable el cierre del pozo en el fondo, para así minimizar los efectos de almacenamiento que pueden causar una mal interpretación en las pruebas de  presión. En el caso de que el efecto de almacenamiento almacenamiento persista se recomienda recomienda recañonear para acelerar la estabilización de la presión en el área adyacente al  pozo. 4. Las Las prueba pruebass de interfe interfere renci nciaa es aconse aconseja jable ble realiza realizarla rlass en yacim yacimie iento ntoss de gas condensado de alta riqueza, que presenten una baja compresibilidad similar a un fluido, fluido, para que así el sensor de presión presión ubicado ubicado en el pozo observad observador or pueda registrar la perturbación, siempre y cuando exista una comunicación de las áreas de drenaje.

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