REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICA DE LA FUERZA ARMADA (UNEFA) NUCLEO GUARICO SEDE-TUCUPIDO.
PROFESOR (A): Ing. Lilibeth Benítez.
INTEGRANTES: Camejo Francisco C.I:25.131.387 Campos Josué C.I: 25.617.321 Delgado Pedro C.I: 25.749.499 Hernández Palminio C.I: 24.239.808
SEPTIEMBRE, 2017.
Índice Índice Genera Generall
Índice General…………………………………………………………………….. I Lista de figuras…………………………………………………………………….IV Resumen…………………………………………………………………………… V Introducción………………………………………………………………………..1 Pruebas de restauración de presión………………………………………………....2
Diseño, análisis y evaluación de la prueba…………………………………………3 ¿Qué es una prueba de presión?.....................................................................3 Objetivo de la prueba de presión…………………………………......……..4 Evaluación de Yacimientos……………………………………………..…..4 Gerencia de Yacimiento………………………………………………..…...4 Descripción del Yacimiento…………………………………………..…….5
¿Para qué sirve una prueba de presión?.........................................................5 ¿En que se basa una prueba de presión?........................................................5 ¡Importante!...................................................................................................6 Pruebas de restauración de presión o (Build up )……………………………6 Etapas……………………………………………………………………….6
Cierre del pozo………………………………………………………….......7
I
Índice Índice Genera Generall
Índice General…………………………………………………………………….. I Lista de figuras…………………………………………………………………….IV Resumen…………………………………………………………………………… V Introducción………………………………………………………………………..1 Pruebas de restauración de presión………………………………………………....2
Diseño, análisis y evaluación de la prueba…………………………………………3 ¿Qué es una prueba de presión?.....................................................................3 Objetivo de la prueba de presión…………………………………......……..4 Evaluación de Yacimientos……………………………………………..…..4 Gerencia de Yacimiento………………………………………………..…...4 Descripción del Yacimiento…………………………………………..…….5
¿Para qué sirve una prueba de presión?.........................................................5 ¿En que se basa una prueba de presión?........................................................5 ¡Importante!...................................................................................................6 Pruebas de restauración de presión o (Build up )……………………………6 Etapas……………………………………………………………………….6
Cierre del pozo………………………………………………………….......7
I
Proceso……………………………………………………………………...7 Aspectos importantes…………………………………………………….…7 Métodos de determinación…………………………………………….……8
Planificación de pruebas de presión………………………………………...8 Finalidad de la prueba de presión…………………………………… presión…………………………………………..9 ……..9 Utilidad de la prueba de presión……………………………………………10 Efecto de llene o almacenamiento………………………………………………… .12 Determinación de presión promedio………………………………………………..14
METODOS PARA DETERMINAR LA PRESION PROMEDIO EN UN YACIMIENTO…………………………………………….16
Método de MBH (Matthews-Bronz & Hazebrock)………………..16 Método de Dietz…………………………………………………….16 Método de MDH (Miller-Dietz-Hu (Miller-Dietz-Hutchinson tchinson))………………………..16 Método de Ramey-Cobb …………………………………………….16 Método Directo (Azari 1987)……………………………………….17 Determinación de permeabilidad…………………………………………………....17 Determinación del factor daño……………………………………………………...19 Limites de Yacimientos…………………………………………………………….21
II
Límite sellante (no hay aporte de flujo en el límite)………………………..22 Límite de de mantenimiento mantenimiento de presión presión……………………………………….33 Conclusiones………………………………………………………………………..37 Referencias Bibliográficas………………………………………………………….39
III
Lista de Figuras
Ecuación de Build Up………………………………………………………………10
Ecuación de Permeabilidad K………………………………………………………18 Ecuación 4…………………………………………………………………………..18 Ecuación 5…………………………………………………………………………..19 Posibles geometrías de área de drenaje……………………………………………..22 Solución usando Software…………………………………………………………..26
Grafica tipo Semi-Log…………………………………………………………….....27 Grafica tipo Log-Log………………………………………………………………..29 Geometrías de área de drenaje y ubicación del pozo………………………………..30 Geometría de área de drenaje y ubicación del pozo………………………………....32 Simulación respuesta de presión en función del tiempo…………………………..…33 Solución grafica generada usando software (Limite de presión constante)…………35 Solución generada usando software…………………………………………………36
IV
Resumen
En la presente investigación se desarrollo una metodología para interpretar las pruebas de restauración de pozos, por medio de técnicas modernas de análisis, centrándose el interés de estudio en dicha prueba, con el fin de conocer a fondo las funciones, aplicación, finalidad, utilidad, etc.
Inicialmente se hizo un estudio detallado de la prueba de restauración de presión Build-Up test, utilizando investigaciones sobre tesis y libros que contuvieran la información exacta y precisa para lograr así los mejores resultados.
Posteriormente se hizo una investigación referente al efecto de llene o de almacenamiento en el cual se pudo obtener que el almacenamiento es un fenómeno que se presenta cuando un pozo es cerrado y la formación sigue aportando fluidos hacia él, lo cual hace que se cree un aumento en la presión ejercido por los fluidos almacenados en el pozo anteriormente cerrado, la presión en el fondo del pozo puede ser obtenida midiendo el nivel del fluido. Cuando el almacenamiento es significativo, debe ser considerado en el análisis de las pruebas de presión. Al no ser considerado, el resultado puede ser erróneo, lo que nos puede arrojar datos de condiciones inexistentes en el yacimiento, tales como, fallas, fronteras o el análisis de datos sin sentido.
V
Continuando con parte de la investigación realizada se obtuvo información acerca de la determinación de presión promedio, la cual puede determinarse a partir de varios métodos, los cuales son: Método de MBH (Matthews-Bronz & Hazebrock), Método de Dietz, Método de MDH (Miller-Dietz-Hutchinson), Método de RameyCobb, Metodo Directo (Azari 1987).
También se pudo recopilar a través de la investigación como se determina la permeabilidad (K), y el daño a la formación, el cual se puede definir como una reducción en la permeabilidad de una zona productora en la vecindad del pozo. Esta reducción puede ser causada durante el período de perforación, completación o producción del pozo. Dicho daño puede ser el resultado del hinchamiento de arcillas presentes en la formación, invasión del lodo de perforación hacia la formación, precipitaciones químicas, formación de emulsiones, deposición de parafinas, entre otros.
Finalmente se hizo un estudio a los limites de yacimiento obteniendo que pueden estar representados por cualquier barrera, bien sea impermeable, como una falla sellante, semi-permeable, como las heterogeneidades de la roca o completamente permeable, como en el caso de un acuífero o una capa de gas. Cada uno de estos límites se representa de forma diferente en el comportamiento de la presión.
VI
Introducción
La caracterización de un yacimiento es fundamental para conocer sus características y tomar decisiones acerca de su desarrollo y explotación. Tradicionalmente las herramientas para caracterizar un yacimiento, además de la geología, han sido el análisis de n6c1eos, el perfilaje de pozos y las pruebas de presión. Estas herramientas se conocen como técnicas de evaluación de formaciones.
El flujo de fluidos en medios porosos ha sido escrito principalmente flujo del crudo, drenaje de aguas en el suelo, filtración, flujo de fluidos en reactores o lechos empacados, fluidización, intercambio iónico fundamentales del flujo en medios porosos como base para un mejor análisis e interpretación de pruebas de presión transitoria en pozos que producen crudo, gas y/o agua. Según la Ley de Darcy, la permeabilidad es una característica intrínseca del lecho, y la relación entre el caudal y caída de presión es lineal, sin embargo la relación puede no ser lineal y la Ley de Darcy es aplicable en el mismo intervalo en el cual se aplica la ecuación de carmankozeny.
Las distintas pruebas de pozos permiten conocer los flujos de fluidos en medios porosos y su comportamiento de ellos en el yacimiento. El petróleo se encuentra en el suelo en espacios porosos entre las rocas sedimentarias, que son las de mayor importancia desde el punto de vista petrolero.
Cabe destacar, que actualmente se cuenta con herramientas que permiten una adquisición eficiente de los datos del yacimiento, así como software confiables para la interpretación de los mismos. Sin embargo, a pesar de estas tecnologías, siguen existiendo fallas a la hora de la realización de las pruebas de pozos, lo que equivale a pérdidas económicas. Por tal razón, es necesaria la planificación de las pruebas, con el fin de minimizar cada vez más los resultados errados de la información del yacimiento y certificar su potencial productivo, considerando los factores críticos que pudiesen presentarse durante la ejecución de la misma.
Las pruebas de restauración y otras pruebas de presión transiente han sido usadas por años para la evaluación del flujo de fluidos dentro del yacimiento. El concepto de daño fue definido por Van Everdingen y Hurst (1953) como un impedimento del flujo que es causado por una región infinitesimal delgada dañada por el fluido de perforación alrededor del pozo. La caída de presión adicional a través de este daño es proporcional a la tasa de flujo del pozo y se comporta como un flujo a través del daño como un estado estacionario. El efecto de almacenamiento es causado por tener un nivel de líquido en movimiento, o por simplemente tener un volumen de fluido compresible almacenado en el pozo, Ramey (1965).
Cuando el pozo es cerrado en superficie, los efectos de gravedad hacen que el líquido descienda y el gas ascienda hacia la superficie. Debido a la relativa incompresibilidad del líquido y la inhabilidad del gas a expandirse en un sistema cerrado, esta redistribución de fases causa un incremento neto en la presión del pozo, Spivey (1999). Este efecto es observado en una prueba de restauración ya que el pozo ha sido cerrado para dicha prueba, la redistribución de fases en el pozo se muestra como un efecto de almacenamiento y es incorporado matemáticamente en una nueva solución de la ecuación de difusividad.
En la estructuración de la metodología de este trabajo se pretende enfatizar un conocimiento amplio acerca de la prueba de restauración de presión (Build up), su diseño, análisis y evaluación, también proporcionar información con respecto a las determinaciones de la presión promedio, en la cual la presión promedio, p, es utilizada para caracterizar el comportamiento de yacimiento, y predecir su comportamiento futuro. Es un parámetro fundamental para entender la conducta de los yacimientos en recobro primario, secundarios proyectos de mantenimiento de presión y se aplican distintos métodos para determinarla por lo que es de gran importancia mencionar.
El objetivo de este trabajo es proporcionar el conocimiento tanto teórico como práctico acerca de la prueba de restauración de presión y explicar detallada y minuanamente el diseño, análisis y evaluación de la misma. A través de esta investigación se intenta conocer a fondo este tipo de prueba y todo lo concerniente.
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Pruebas de restauración de presión Build up
Medición y análisis de datos de presión del fondo del pozo (usualmente) adquiridos después de que se cierra un pozo de producción. Las pruebas de restauración de presión son los medios preferidos para determinar la capacidad de flujo del pozo, la capacidad de flujo, el factor de daño y otra información. Poco después de cerrarse un pozo, el fluido del pozo alcanza usualmente un estado de reposo relativo en el cual la presión del fondo del pozo aumenta suavemente y se mide con facilidad. Esto permite que los resultados de la prueba se puedan interpretar.
La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la presión en el estado transitorio. Básicamente, la prueba es realizada por un pozo productor a una tasa constante por cierto tiempo, cerrando el poso usualmente en la superficie permitiendo que la presión se restaure en el pozo (usualmente hoyo abajo) en el pozo es una función del tiempo. A partir de esta data, es frecuentemente posible estimar la permeabilidad de la formación y la presión del aérea de drenaje actual, y caracterizar el daño o estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o los limites.
Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo del Pwf (presión de fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre t, la presión registrada de fondo alcanza el valor estático Pe (presión estática).
El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático Pe.
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Dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el tiempo de cierre se incrementa PΔt se aproximara a Pe.
Diseño, análisis y evaluación de la prueba
Es posible realizar pruebas de presión sin diseño previo, sin embargo no es recomendable a menos que se hayan realizado pruebas anteriores a través de las cuales se pueda inferir el comportamiento del yacimiento. Se deben realizar cálculos requeridos: Las respuestas de presión esperadas utilizando las propiedades de la formación, conocidas a través de pruebas de laboratorio o registros eléctricos. Factores fundamentales como: final de los efectos de almacenamiento, final de la línea recta semilogarítmica, pendiente de la recta, etc.
¿Qué es una prueba de presión?
Son una de las herramientas estándar que utilizamos para la caracterización del sistema POZO-YACIMIENTO, haciendo que los cambios que se realizaran en la producción produzcan alteraciones en la presión del pozo y en las áreas de drenaje. La respuesta de presión que obtengamos del pozo dependerá básicamente de las características propias del yacimiento • Porosidad • Permeabilidad • Geomorfología
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• Las pruebas de medición se basan básicamente en dos variables • La tasa de producción • La presión del pozo o taza de inyección en pozos inyectores
Objetivos de la pruebas de presión • Evaluación de yacimiento . • Gerencia de yacimientos . • Descripción de yacimientos .
Evaluación de yacimientos: Es la que decide sobre la mejor estrategia para producir un yacimiento determinado, conocer su potencial, sus propiedades y tamaño. Atreves de esta prueba de presión podríamos determinar su potencial, su expresión inicial y posibles limites de yacimiento La capacidad del yacimiento determinara la velocidad con los que los fluidos se pueden mover hacia el pozo tomando muestras de los fluidos producidos para evaluar las capacidades físicas y químicas de estos fluidos y evaluar las condiciones alrededor del pozo y averiguar el efecto de almacenamiento
Gerencia de yacimientos:Es el seguimiento que se le hace al comportamiento y las condiciones del pozo durante la vida del yacimiento, siendo importante registrar los cambios de la presión del yacimiento con lo cual se pueden ajustar los pronósticos sobre el comportamiento futuro así mismo saber las condiciones del pozo siendo así candidatos al reacondicionamiento y una futura estimulación del pozo.
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Descripción del yacimiento: Los yacimientos son complejos, los cuales pueden estar formados por diferentes tipos de rocas, diferentes secuencias estratigráficas, fallas, barreras y además diferentes contactos de fluidos, la mayoría de estas características afectan el comportamiento del yacimiento en especial de la presión del yacimiento, las pruebas de presión permiten hacer interpretaciones acerca de la extensión de los yacimientos, lo cual resulta interesante a la hora de definir un plan de desarrollo
¿Para que sirven las pruebas de presión? Las pruebas de presión es un experimento de flujo de fluidos que se utilizan para determinar algunas características del yacimiento de manera directa. Así mismo, las pruebas constituyen la única forma de obtener información sobre el comportamiento DINAMICO del yacimiento y estimar Parámetros • Limites del yacimiento • Daño de la formación • Comunicación entre pozos Características • Permeabilidad • Presión estática del yacimiento
¿En que se basa una prueba de presión? Se basa en la creación de un impulso o perturbación y se mide la respuesta a esa perturbación, esta respuesta estará determinada por ciertos parámetros como lo son: • Permeabilidad
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• Daño • Coeficiente de almacenamiento • Distancia de los límites del yacimiento • Propiedades de las fracturas
¡Importante!Una prueba de presión específica no provee necesariamente toda la información del yacimiento. Primero es necesario tener un idea del tipo de datos que queremos obtener antes para decidir que tipo de prueba queremos realizar.
Pruebas de restauración de presión o (Build up): Son realizadas básicamente en pozos productores y consisten en hacer producir el pozo a una taza estabilizada para luego cerrarla. El incremento de la presión de fondo es medido en función del tiempo
Etapas: Un periodo de producción a una condición estable, durante el cual es mas importante tener una presión de fondo estable que una tasa estable , sin embargo es mas común contar con mediciones de tasa de producción , por eso se habla de un periodo de producción a una tasa estable. Ra el pozo y entonces se registra el incremento de presión de fondo que va a experimentar el pozo luego de haberlo cerrado, la presión que se registra luego que se cierra el pozo se conoce como presión de restauración en un pozo productor, en este caso el disturbio que generamos se produce cuando la tasa de producción es llevada a cero.
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Cierre del pozo: La respuesta que vamos a medir es el incremento de la presión de fondo dentro del pozo. Esta presión de fondo se va a incrementar progresivamente hasta lograr la estabilidad con la presión del yacimiento.
Proceso: • Estabilizamos nuestro pozo a una tasa de producción constante . • El tiempo que se colocara la producción constante del pozo dependerá de las
pruebas. • Generalmente el pozo produce una tasa constante en un periodo que va de
12 a 24 horas. • Una vez alcanzado el tiempo estimado se llevara la tasa a cero . • Una vez en cero el pozo se mantendrá cerrado hasta que la presión de fondo
iguale la presión estática del yacimiento. • Una vez cerrada la tubería de producción, la prueba partirá desde la presión
de fondo fluyente. • Finalmente la presión de fondo (Pwf) vuelve a la presión inicial del
yacimiento (Pi).
Aspectos importantes: • Esta prueba se lleva a cabo sobre un solo pozo.
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• Existen factores como el tiempo que tiene produciendo un pozo, la tasa que
produce diaria la importancia económica de producción del yacimiento que determinan el tiempo de cierre del pozo. • Un buen diseño como se realizara la prueba de presión se lleva a cabo antes
de ejecutar la prueba, lo que hacen es estimar cual será el valor de presión estáticas al que debemos llegar, el tiempo que durara cerrado el pozo. También el tiempo en alcanzar una presión de fondo estabilizada. • Las pruebas de presión generalmente siempre con corridas luego de una
prueba de arrastre o drowdown debido que la prueba de arrastre lo que consiste registrar los valores de presión una vez que el pozo es puesto en producción. • Existen diversos modelos para estimar una vez realizada la prueba de presión
la permeabilidad y el daño de la formación.
Métodos de determinación: • Método de HORNER . • Método de MDH (MILLER-DYES-HUTCHINSON). • Método extendido de MUSKAT . • Entre otros.
Planificación de pruebas de presión: Durante la planificación se deben definir los parámetros y procedimientos para obtener los datos ya que estos garantizan un resultado satisfactorio al analizarlos. Es importante tomar en consideración las siguientes consideraciones:
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•Estimar el tiempo de duración de la prueba. •Estimar la respuesta de presión esperada. •Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones. •Tener claras las condiciones del pozo.
Características de la planificación: Consideraciones operacionales. Cálculos requeridos para el diseño. Ejemplo de diseño de una prueba de restauración de presión. Se deben determinar las condiciones operacionales las cuales dependen de: •Tipo de pozo (productor o inyector). •Estado del pozo (activo o cerrado). •Tipo de prueba (pozo sencillo o pozos múltiples). •Declinación, restauración, tasas múltiples. •Presencia o no de un sistema de levantamiento.
Finalidad de una prueba de presión: Consiste en un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas características del yacimiento de manera indirecta. Se causa una perturbación en el yacimiento, se meden las respuestas y se analizan los datos que constituyen el período de flujo transitorio. Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.
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Utilidad de una prueba de presión: Una prueba de presión es utilizada para determinar propiedades ycaracterística s del yacimiento como lo son la permeabilidad y presión estática del yacimiento. También es útil para Predecir parámetros de flujo como: Límites del yacimiento, daño de formación y Comunicación entre pozos.
Cuando se analiza una prueba de restauración de presión, luego de un período de producción a una tasa constante de duración tp, las curvas tipo de restauración de presión (dadas por la siguiente ecuación donde PD{tD/CD} es la función de presión adimensional), que se utilizan son:
Ecuación de Build Up Fuente: Raúl Valencia (2008). Diferenciando, la relación anterior se tiene:
Ecuación de Build Up Fuente: Raúl Valencia (2008).
Por consiguiente, si se alcanza flujo radial infinito, PD’(tD/CD) = 0.5, lafunción de restauración de presión en forma diferencial será:
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Ecuación de Build Up Fuente: Raúl Valencia (2008). Por lo tanto, se tiene:
Ecuación de Build Up Fuente: Raúl Valencia (2008).
De este modo, en vez de graficar el grupo derivada Δp’Δt versus Δt que se
utilizó para una prueba de decremento de presión (las curvas tipo fueron desarrolladas para decremento de presión) en una prueba de restauración de t p t presión, se utiliza una nueva función de tiempo (grupo derivada)
Ecuación de Build Up Fuente: Raúl Valencia (2008).
Versus Δt, y entonces los datos pueden ajustarse a la curva tipo de
decrementode presión cometiendo un mínimo de error. El método tiene la ventaja demantener una línea recta cuando ocurre flujo radial infinito, de esta manera enel
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análisis de restauración de presión, el método combina las ventajas del ajuste de la curva tipo con aquellas del análisis de Horner.
Resumiendo, para utilizar la derivada se debe graficar los correspondientes grupos derivadas en el eje Y versus tiempo de cierre o de flujo, dependiendo del tipo de prueba que se tenga; es decir, si se trata de unaprueba de decremento de presión el grupo derivada será: Δp’Δt, donde Δt correspondería al tiempo de flujo, por otra parte, si se trata de una prueba de incremento de presión el grupo derivada será:
Ecuación de Build Up Fuente: Raúl Valencia (2008).
Donde Δp’Δt correspondería al tiempo de cierre. En ciertos casos, donde no se conozca eltiempo de producción previo al cierre en una prueba de incremento de presión,se utilizará el grupo derivada para el decremento de presión; en estos casos,claro está que el error no será tan pequeño como en el caso anterior.
Efectos de llene o de almacenamiento
El almacenamiento es un fenómeno que se presenta cuando un pozo es cerrado y la formación sigue aportando fluidos hacia él, lo cual hace que se cree un aumento en la presión ejercido por los fluidos almacenados, la presión en el fondo del pozo puede ser obtenida midiendo el nivel del fluido. Cuando el almacenamiento es
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significativo, debe ser considerado en el análisis de las pruebas de presión. Al no ser considerado, el resultado puede ser erróneo, lo que nos puede arrojar datos de condiciones inexistentes en el yacimiento, tales como, fallas, fronteras o el análisis de datos sin sentido.
El almacenamiento post-flujo, ha sido reconocido como un parámetro de gran relevancia en el comportamiento de la presión al comienzo del período transeúnte, cuya teoría asume que el cierre de un pozo en una prueba de restauración ocurre en frente de la arena. Sin embargo, en la mayoría de las pruebas, el pozo es cerrado en superficie, causando que el volumen en el pozo afecte la temprana respuesta de la presión. Cuando el efecto de almacenamiento es significativo, este debe ser considerado en los datos y análisis del período transiente.
El almacenamiento del pozo, causa que la tasa al frente de la arena (qs) cambie más lento que la tasa en superficie (q). Este efecto, dice la capacidad del pozo de almacenar fluido por unidad de cambio de presión. Un almacenamiento post-flujo nulo significa que la condición de flujo es impuesta al frente de la arena. Para un efecto de almacenamiento mayor que cero, la mayoría de la tasa de flujo vendría del volumen almacenado en el pozo.
Considerando el caso de una prueba de restauración, cuando un pozo se abre por primera vez para fluir, la caída de presión causa una expansión del fluidoy así la primera producción no es de la formación, sino de lo almacenado en el pozo. La contribución de la formación a la tasa total será inicialmente muy pequeña, sin embargo, la relación qs/q se incrementará con el tiempo hasta que llegue a 1, significando que todo el fluido que se produzca en superficie viene de la formación.
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Mientras mayor sea el almacenamiento en el pozo, más tardará en estabilizarse. Por otro lado, cuando el coeficiente de almacenamiento es despreciable, qs/q es siempre 1.
El coeficiente o constante de almacenamiento es un parámetro usado para cuantificar el efecto del almacenamiento posterior, la cual enmarca el volumen de fluido que viene del pozo, debido a un diferencial unitario de presión y viene definida por: EC.
C= V/ ΔP
Donde C=Constante de almacenamiento del pozo, bls/lpc V= Volumen del fluido producido, bls ∆P= Cambio en la presión de fondo, lpc
Cuando el pozo está completamente lleno de un fluido monofásico, la ecuación anterior se transforma en: EC. C= Vw c Donde V w es el volumen del pozo por unidad de longitud, bls/pie y c es la compresibilidad del fluido en el pozo a condiciones de pozo.
Determinación de presión promedio
La presión promedio, p, es utilizada para caracterizar el comportamiento de yacimiento, y predecir su comportamiento futuro. Es un parámetro fundamental para
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entender la conducta de los yacimientos en recobro primario, secundarios proyectos de mantenimiento de presión. La presión es definida, en un yacimiento sin influjo de agua, como la presión que debería alcanzarse si los pozos estuviesen cerrados por tiempo indefinido. Una definición equivalente, suponiendo compresibilidad uniforme, es la presiónpromedia obtenida por planimetría a un mapa isobárico del yacimiento. La presión, además, es un parámetro fundamental en la determinación de las propiedades de los fluidos para efectos de evaluación del yacimiento. Durante la vida productiva de un yacimiento normalmente se presenta una declinación en la presión. Esta presión debe ser determinada periódicamente, en función del tiempo (producción acumulada). Los pozos productores pueden ser representados como un sistema radial de flujo. Cuando el pozo está produciendo, la mayor caída de presión ocurre en la vecindad del pozo, por lo que la presión de flujo el pozo no es representativa de la presión que prevalece en el área drenada del pozo. La presión promedio aritmética es por lo general determinada de los datos de presión en pozos de reconocimiento o de observación. Si el yacimiento es uniforme el espesor y la variación de presión es pequeña, la presión promedio aritmética es satisfactoria. Lo mas frecuente es que estas condiciones no prevalezcan, entonces otras técnicas para promediar serán requeridas. Los datos de presión son colocados en un mapa donde se han dibujado los límites del yacimiento. Para un yacimiento de petróleos limites son definidos por la línea de contorno cero del isopaco de petróleo y luego cada línea de presión. El tipo de contorno, contacto gas – petróleo, contacto petróleo – agua, formación discordante o fallas deben ser indicadas en el mapa.
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METODOS PARA DETERMINAR PRESION PROMEDIO EN UN YACIMIENTO. Método de
MBH (Matthews-Bronz & Hazebrock): Este método es
considerado el más exacto. Utiliza un gráfico Horner. Se aplica en la mayoría de situaciones donde se desea para hallar la presión promedia en un yacimiento cerrado para cualquier localización de pozo dentro de una variedad de formas de drene. El método asume que no hay variaciones en movilidades de fluido ocompresibilidades de fluido dentro de la región de drene. Esta limitación se puede sobrellevar usando un tiempo de producción tp igual tpss.
Método de Dietz: Este método asume que el pozo fluyó lo suficiente hasta alcanzar el estado pseudoestable antes del cierre y que la recta semilog se desarrolló apropiadamente. Este método es sencillo y simple y usualmente se prefiere en pozos sin un daño significante, s >-3 o rw ’ = 0.05 re .
Método de MDH (Miller-Dietz-Hutchinson): Esta técnica fue elaborada para estimar la presión promedia en yacimientos de forma circular o cuadrada. Se aplica solamente en pozos que operan bajo estado pseudoestable.
Método de Ramey-Cobb: Ellos presentaron un método para extrapolar la presión promedia de un gráficoHorner cuando
t
≥ tpss. Este método requiere
conocer información sobre la forma del área de drene, la localización del pozo y la confirmación que las fronteras son cerradas.
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Método Directo (Azari 1987): Azari (1987) presentó un método simple para calcular la presión promedia durante producción o restauración de presión sin la ayuda de ninguna gráfica. Este método requiere conocer la distancia desde el pozo a la cual la presión del yacimiento es la misma presión promedia.
Determinación de la permeabilidad
La prueba más utilizada para medir la presión transiente es la prueba de buildup o restauración de presión. Básicamente esta prueba consiste en el cierre, generalmente en superficie, de un pozo que se encuentra produciendo a una tasa constante durante un tiempo definido (figura 1), permitiendo que la presión se restaure o aumente en el pozo y recordando que la presión en el pozo es función del tiempo. A partir de los datos obtenidos en esta prueba es posible estimar la permeabilidad de la formación, presión estática promedio, caracterizar el daño o estimulación y las heterogeneidades presentes en el yacimiento.
La permeabilidad es la capacidad de una roca para permitir el paso de un fluido a través de sus poros interconectados. Como se sabe, todos los yacimientos existentes son heterogéneos, por lo cual, la permeabilidad dentro de un mismo yacimiento variará en menor o mayor grado. Por lo tanto, la estimación de esta propiedad es de suma importancia a la hora de producir un yacimiento.
La permeabilidad de la formación se puede determinar de la siguiente manera:
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1. Establecer el probable inicio del tiempo intermedio real (TIR) cuando desaparezca el efecto consistente en el movimiento del fluido al pozo (afterflow). 2. Asumir que el probable final del TIR ocurre cuando la curva de Horner se vuelve no lineal. 3. Luego, calcular la pendiente de la aparente línea del TIR y estimar la permeabilidad por medio de la ecuación (3)
Ecuación de Permeabilidad K Fuente: Lee, John año 1982.
Puede ser de ayuda en el análisis del TIR el cálculo de la permeabilidad promedio, kj, a partir de los datos obtenidos de la prueba del buildup. Partiendo del índice de productividad J y la Ley de Darcy se obtiene la ecuación (4) que es válida sólo si el estado seudo-estable es alcanzado en el período de producción.
Ecuación 4 Fuente: Lee, John año 1982.
Despejando kj se obtiene la ecuación (5):
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Ecuación 5 Fuente: Lee, John año 1982. Para un pozo que no se encuentra dañado ni estimulado, kj debe ser igual a la permeabilidad de la formación k, determinada a partir de la pendiente del TIR, para un pozo dañado kjk.
Determinación del factor de daño
El daño a la formación se puede definir como una reducción en la permeabilidad de una zona productora en la vecindad del pozo. Esta reducción puede ser causada durante el período de perforación, completación o producción del pozo. Dicho daño puede ser el resultado del hinchamiento de arcillas presentes en la formación, invasión del lodo de perforación hacia la formación, precipitaciones químicas, formación de emulsiones, deposición de parafinas, entre otros. Este mismo efecto puede ser producido por una reducción en el área ortogonal a la dirección de flujo cerca del pozo, así una penetración parcial puede dar la impresión de una formación dañada. Inversamente, un pozo desviado incrementa el área de flujo cerca del pozo, dando la impresión de un pozo estimulado (con mayor permeabilidad alrededor del hoyo).
El daño se expresa en valores de unidades de daño. Cuando una formación tiene un valor de daño mayor que cero (S>0), se considera que el pozo posee restricciones de flujo y mientras mayor sea este valor, mayor será la reducción en la permeabilidad. Cuando el pozo no presenta daño, el valor de S es igual a cero (S=0), mientras que cuando el valor es negativo (S<0),se considera que el pozo se encuentra estimulado. El factor de daño puede variar desde un valor alrededor de -5 para un pozo hidráulicamente fracturado, hasta +∞ para un pozo que se encuentra demasiado dañado para producir.
La siguiente ecuación relaciona el efecto de daño con el radio del pozo, radiode drenaje y permeabilidades tanto del yacimiento como del área dañada: S= (k/kd – 1)ln(rd/rw)
Esta expresión indica que si el área alrededor del pozo tiene menor permeabilidad que la permeabilidad del yacimiento, es un pozo dañado y la S será mayor que cero. Si la permeabilidad alrededor del pozo es mayor que la permeabilidad del yacimiento, entonces es un pozo estimulado y la S tendrá un valor inferior a cero.
Si la permeabilidad alrededor del pozo es mucho más grande que la permeabilidad del yacimiento (un pozo de amplio radio), se puede reescribir la ecuación de la siguiente forma: S = - ln(r´w/rw)
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Donde r´w usualmente es referido como el radio efectivo del pozo. Si S es un valor negativo, el radio efectivo del pozo será mayor que r´w. Si S es un valor positivo, el radio efectivo del pozo será menor que r´w. El radio efectivo del pozo es un término desarrollado para describir el radio equivalente de un pozo con un valor de S igual a cero. Así el pozo dañado bajo consideración es equivalente a un pozo con una S igual a cero, pero con un radio efectivo menor. De esta manera, ambos pozos reales y equivalentes tendrían la misma productividad bajo la misma caída de presión.
S < 0 ⇒r´w>rw S > 0 ⇒r´w
Limites de Yacimientos
Los limites de un yacimiento pueden estar representados por cualquier barrera, bien sea impermeable, como una falla sellante, semi-permeable, como las heterogeneidades de la roca o completamente permeable, como en el caso de un acuífero o una capa de gas. Cada uno de estos límites se representa de forma diferente en el comportamiento de la presión.
Existen muchos procedimientos empleados para la determinación de la distancia del pozo a los limites del yacimiento, sin embargo 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 de la ecuación de difusividad para una prueba de restauración en el caso de un yacimiento limitado por una falla sencilla, conduce a la
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definición de dos líneas rectas en el grafico de Horner de los datos de presión en función del tiempo, siendo la primera de ellas la representación del periodo de acción infinita y transitorio (m1) y la segunda (m2), representativa del limite. Matemática y físicamente estas pendientes de dichas rectas se relacionan de la manera (m2=2*m1), es decir, la segunda recta es de pendiente dos veces mayor que la primera.
Para el caso de yacimiento finito podemos considerar dos situaciones básicas posibles asociadas con el límite externo re: (1) que no hay flujo a través delmismo, es decir, límite de cero tasas (gradiente de presión igual a cero en el límite externo), y (2) presión constante.
Límite sellante (no hay aporte de flujo en el límite): Esta condición es la más representativa desde el punto de vista práctico, es decir, la de un yacimiento limitado y no infinito.A continuación se presentan posibles geometrías en cuanto al área de drenaje (A):
Posibles geometrías de área de drenaje. Fuente: Giovanni Da Prat 1990.
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El área de drenaje A se caracteriza por su magnitud, como veremos másadelante en esta sección, así como por un factor de forma CA , cuyo valor depende de la forma del área, y la localización del pozo en la misma. Por ejemplo, para el caso de un área tipo circular y estando el pozo ubicado en el centro, el valor de CA es de 31.62. El valor de CA es conocido para otras geometrías pozo-yacimiento y su valor se puede obtener de las referencias.
Se puede demostrar que la solución a la ecuación de difusividad, aplicando la condición de sello como límite externo, a diferencia de la solución para el caso de yacimiento de extensión infinita, se caracteriza por mostrar tres regímenes de flujo diferentes: inicialmente, tipo infinito; seguidamente, un período detransición; y finalmente, un período que se denomina Semi-estacionario (pseudo-steadystate).
Durante el período de flujo semi-estacionario, se puede demostrar que la solución a la presión adimensional en el pozo viene dada por: Ec. Presión adimensional.
El tiempo adimensional, para alcanzar el flujo tipo semi-estacionario vine dado por: Ec. Tiempo de flujo tipo semi-estacionario.
24 El valor de (tDA) pss depende de la geometría del área de drenaje y de la ubicación del pozo. Por Ejercicio, en el caso de un yacimiento circular, y el pozo ubicado en el centro, tDA = 0.1 es el tiempo adimensional mínimo, a partir del cual el régimen de flujo es semi-estacionario.
Basados en la solución (EC. 23), durante el período semi-estacionario, la presión sigue tendencia lineal con el tiempo, es decir, este período. dp/dt es constante durante este periodo.
Substituyendo los términos adimensionales según las definiciones tenemos:
Definiendo m como:
Se obtiene que la presión del pozo viene dada por la siguiente expresión:
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Ejemplo 3 Cálculo del valor de la presión en el pozo a 240 horas producción. Supongamos que el área de drenaje del pozo es circular y de un radio re = 300 metros (984.3 ft), y que el pozo está ubicado en el centro del circulo (CA = 31.62). Asumamos los mismos valores para los parámetros de yacimiento y pozo que los dados en el ejercicio 1: Solución: Primero debemos asegurarnos que el régimen de flujo es semiestacionario: el valor de Tda es de 1.68, por lo tanto mayor que 0.1. De aquí que se cumpla la condición requerida en cuanto al tiempo de prueba.
Substituyendo valores en la EC. 26, se obtiene que la presión al cabo de 240 horas es de 2387.3 psia. (menor que para el caso de un pozo en un sistema tipo infinito).
La Fig. 2.6. Muestra la solución para la presión en función del tiempo generada mediante software asumiendo los mismos parámetros de diseño en cuanto a yacimiento y pozo:
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Fig. 2.6 Solución usando Software. Fuente: Giovanni Da Prat 1990.
Como se ilustra en la figura la respuesta tipo tendencia lineal de la presión con el tiempo que representa el estado o régimen de flujo pseudos-estacionario inicia mucho antes de las 240 horas (de hecho a partir de las 14.6 horas). Igualmente, se puede verificar que el valor obtenido mediante cálculo manual de la presión al cabo de 240 horas es igual al que se obtiene mediante software.
Como veremos en este y el resto de los capítulos en el análisis de transientes de presión es muy común presentar las soluciones de la presión en función del tiempo de prueba y, si se quiere, más generalmente, el cambio de la presión (referida a una presión base) en función del tiempo en escalas tipo semi-log y log-log. La idea es poder identificar de forma visual el régimen de flujo asociado con la respuesta de la presión durante el período de tiempo objeto de análisis.
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En la próxima sección se presenta el concepto de la presión derivativa que, como veremos, permite igualmente una identificación de alta resolución de los regímenes de flujo.
A continuación se muestra una gráfica tipo semi-log para nuestro ejemplo:
Grafica tipo Semi-Log. Fuente: Giovanni Da Prat 1990.
Una inspección detallada de los resultados gráficos obtenidos confirma que el tiempo en el que finaliza la solución tipo sistema infinito es a las 6.3 horas, (puntos de presión inician desvío de la tendencia de línea recta semi- logarítmica, característico de la solución para el estado infinito) luego sigue un período de transición, y finalmente comienza el régimen de flujo tipo semi- estacionario a partir de las 15 horas aproximadamente.
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Como veremos en el capítulo de análisis de datos (Capítulo III) si durante una prueba se alcanza el régimen de flujo semi-estacionario y se dispone de datos de presión durante este período, mediante análisis de los mismos se puede calcular el área de drenaje asociada con el pozo. El procedimiento se basa en la definición de m*:Ec.
El valor de m* se obtiene de la pendiente de la línea recta mostrada en la Fig.2.6. De aquí que el volumen de drenaje asociado con el pozo se puede obtener mediante la ecuación:
En la práctica el uso de pruebas denominadas extendidas o límites (ver Capítulo VI) se basan en este concepto.
Como se mencionó anteriormente, el uso de escalas tipo log-log es muy común en el análisis de los datos. A fin de complementar el ejercicio presentamos a continuación la solución a la presión que se presenta en la Fig. 2.7. Pero en escala Log-Log, a fin de familiarizarnos con los resultados en esta escala:
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Grafica tipo Log-Log Fuente: Giovanni Da Prat 1990.
Los valores del cambio de presión usados para elaborar la Fig. 2.8. son los mismos que los usados en la Fig. 2.7., sólo se cambiaron las escalas de las gráficas. Esto es con la finalidad de visualizar la respuesta en esta escala.
Hemos usado un ejemplo simple a fin de demostrar el concepto de flujo semiestacionario. Cabe mencionar que, dependiendo de la ubicación del pozo en un área de drenaje particular, el inicio del régimen de flujo pseudo estacionario puede ser diferente, es decir, no es lo mismo que el pozo esté ubicado en el centro de un cuadrado (geometría del área de drenaje) que cerca de uno de los lados del cuadrado.
Como se mencionó anteriormente el área de drenaje se caracteriza por su magnitud así como por un factor de forma CA, cuyo valor depende tanto de la forma
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del área (circular, cuadrada, rectangular) así como de la ubicación geométrica del pozo en la misma, tal como se muestra en la Fig. 2.5. Y en la Tabla 2.1.
A continuación se presentan ejemplos de geometría de área (más casos se presentan en las referencias) y ubicación del pozo en la misma y la incidencia que esto tiene en el valor del tiempo de inicio del régimen de flujo tipo pseudo estacionario.
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Geometrías de área de drenaje y ubicación del pozo. Fuente: Giovanni Da Prat 1990.
Como se puede apreciar en la Tabla 2.1., según el tipo de área de drenaje es diferente el tiempo de inicio del período de flujo pseudos estacionario. Es igualmente importante señalar que para el caso de una misma área de drenaje, el tiempo de inicio del régimen de flujo pseudo-estacionario es diferente según la ubicación del pozo dentro de la misma. Por ejemplo, en el caso de estar el pozo ubicado en el centro de un rectángulo con una relación de lados de 4 a 1, el valor de tDA es de 0.8. Sin embargo, de estar el pozo desplazado 1/2 del valor del lado corto, hacia la derecha, el valor de tDA es de 4 (5 veces mayor).
En la práctica, un objetivo importante del análisis de los datos de presión es la determinación del área o volumen de drenaje asociada con el pozo, debido a que su valor está directamente relacionado con las reservas. Para este fin y sobre la base de lo expuesto anteriormente, es necesario que la duración de la prueba sea tal que se alcance el régimen de flujo pseudo estacionario, caracterizado por la tendencia de cambio lineal de la presión en el tiempo.
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Como veremos en el capítulo de análisis de datos, se puede determinar tanto el área de drenaje como el factor de forma relacionado con al misma del análisis de los datos.
A continuación y parta finalizar esta sección, mostramos la solución de la presión en función del tiempo de prueba (fluencia) a esperar en un área de drenaje inspirada en la configuración geometría-pozo, que se presenta en la Fig. 2.9.
Asumamos los mismos valores para los parámetros de yacimiento y pozo que los del ejemplo anterior. En este caso el pozo se encuentra ubicado en un área de drenaje mayor, tal como se presenta a continuación:
Geometría de área de drenaje y ubicación del pozo Fuente: Giovanni Da Prat 1990.
La simulación de la respuesta de la presión a esperar en este caso se presenta en la siguiente figura.
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Simulación respuesta de presión en función del tiempo Fuente: Giovanni Da Prat 1990.
En este caso el inicio del régimen de flujo pseudo estacionario se obtuvo mediante inspección visual usando otras gráficas especializadas, como la presión derivativa cuyo concepto y aplicación veremos en la próxima sección.
Aunque el tiempo de inicio del régimen de flujo semi-estacionario es a partir de las 295 horas, vale mencionar que a partir de 180 horas los datos de presión difieren en menos del 1% del valor a esperar, según tendencia en línea recta. Sin embargo, deben usarse los puntos a partir del inicio de la línea recta, a fin de definir la pendiente de la misma, de cuyo valor se extrae la información de reservas, como se mencionó anteriormente.
Límite de mantenimiento de presión: Se puede demostrar que la solución a la ecuación de difusividad, aplicando la condición de mantenimiento de presión como límite externo, se caracteriza por mostrar tres regímenes de flujo diferentes:
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inicialmente, tipo infinito; seguidamente, un período de transición; y finalmente, un período que se denomina estacionario (SteadyState).
Se puede demostrar (ver Referencias) que el tiempo adimensional mínimo, necesario para alcanzar la condición de presión constante, cumple con la siguiente relación:
El valor de la presión adimensional, en este caso, viene dado:
Al sustituir PD por su definición y despejando la tasa q del pozo se obtiene la Siguiente relación:
Esta es la Ley de Darcy que aplica para el caso de flujo tipo estacionario.
Ejemplo 4 Cálculo de la presión en el pozo al cabo de 240 horas de producción.
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Usando los mismos datos del ejemplo 3, tenemos que tDA= 1.68 (mayor que 0.40). De aquí que se cumpla que el estado de flujo es estacionario.
Queremos saber cuál es el valor de la presión al cabo de 240 horas. Despejando la presión de la fórmula anterior (ley de Darcy), tenemos que:
Substituyendo valores se obtiene que el valor de la presión es de 2719.8 psia. A continuación se presenta la solución obtenida para la presión en función del tiempo de fluencia generada mediante software.
Solución grafica generada usando software (Limite de presión constante) Fuente: Giovanni Da Prat 1990.
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Como se puede apreciar en la Fig. 2.11., la solución obtenida para la presión al tiempo requerido en el ejemplo mediante el software es prácticamente idéntica (como debe de ser) a la dada según la ecuación de estado estacionario (Ley de Darcy), una vez que el sistema alcanza este régimen de flujo.
A continuación, mediante el uso de software, se puede generar una gráfica del cambio de presión en función del logaritmo del tiempo, por lo que se puede identificar visualmente los diferentes regímenes de flujo que preceden al estacionario (en nuestro caso solo el radial y transición):
Solución generada usando software Fuente: Giovanni Da Prat 1990.
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Conclusiones El flujo de fluidos a través de un medio poroso es un fenómeno que ocurre constantemente en un yacimiento de hidrocarburos, donde los fluidos son el aceite, gas, agua y petróleo y el medio poroso es la roca que los almacena. A la hora de poner a producir un pozo es que se evidencia este fenómeno, en la medida que los fluidos ascienden hasta la superficie estos a su vez hacen un desplazamiento a través de esos pequeños intersticios o poros de la roca, abriéndose camino hasta la cara del pozo.
Luego de numerosos estudio fue posible modelar ese comportamiento bajo una serie de ecuaciones que permiten determinar el movimiento de estos fluidos, llegando a la conclusión que son los mismos principios fundamentales que regulan el movimiento de fluidos en tuberías o inclusive del cauce de un rio.
Los principios fundamentales que permiten representar el movimiento de los fluidos en un yacimiento son la Conservación de masa, Momento y Energía. Como el fenómeno es enfocado al flujo de fluidos a través de un medio poroso, el principio de la Conservación del Momento es reemplazado por una ecuación mas experimental como lo es la Ley de Darcy. Adicionalmente a estas relaciones que se has establecido hasta ahora, se debe tener en cuenta las propiedades físicas de los fluidos del sistema, pues deberían estar representados como funciones de las variables independientes.
La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la presión en el estado transitorio.Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir
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partiendo del Pwf (presión de fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre t, la presión registrada de fondo alcanza el valor estático Pe (presión estática).
Las pruebas de presión es un experimento de flujo de fluidos que se utilizan para determinar algunas características del yacimiento de manera directa. Así mismo, las pruebas constituyen la única forma de obtener información sobre el comportamiento DINAMICO del yacimiento y estimar Parámetros del mismo. Durante la planificación se deben definir los parámetros y procedimientos para obtener los datos ya que estos garantizan un resultado satisfactorio al analizarlos.
Finalmente las pruebas de restauración de presión son realizadas básicamente en pozos productores y consisten en hacer producir el pozo a una taza estabilizada para luego cerrarla. El incremento de la presión de fondo es medido en función del tiempo, puesto que a medida que se cierra el pozo y este deja de producir, la presión se va restaurando mientras va transcurriendo el tiempo que luego cuando el pozo es abierto, la presión es puesta a prueba nuevamente haciendo producir a dicho pozo.
