REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICA DE LAS FUERZAS ARMADAS NUCLEO GUÁRICO – GUÁRICO –SEDE SEDE TUCUPIDO 8° SEMESTRE, ING. DE PETROLEO SECCIÓN: D.8-01
PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESION
DOCENTE: ING. LILIBETH BENITEZ
BACHILLERES: CI: 25617627 RAUL ALVARADO CI: 25147074 JESUS LOPEZ CI: 25617837 ANYUBIRES GARCIA CI: 25730739 JORGE MONTILLA
SEPTIEMBRE DEL 2017
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INDICE GENERAL Pág. Índice general……………………… general………………………………………………… ……………………………………………..I …………………..I
Indice de figuras………………………… figuras……………………………………………………… ………………………………………..II …………..II I
Índice de ecuaciones…………………………… ecuaciones………………………………………………………… ………………………………..III …..III
Resumen………………………………………………………… Resumen……………………………… …………………………………………...V ………………...V
Introducción………………………………………………………………………...1
Pruebas de restauración restauración de presión………………………… presión……………………………………………..3 …………………..3
Diseño……………………………………………………… Diseño………………………… ……………………………………………………. ………………………. 5
Análisis y evaluación…………………………………………………… evaluación……………………………………………………………… ………… 6
Efecto de llene o almacenamiento………………………………………………. almacenamiento………………………………………………. 8
Determinación de presión promedio…………………………………………… promedio…………………………………………….10 .10
II
Determinación de per meabilidad………………………………………………...15
Determinación del factor daño……………………………………………………16
Límites del yacimiento……………………………………………………………. 18
Conclusión………………………………………………………………………….21
Bibliografía………………………………………………………………………… 23
III
ÍNDICE DE FIGURAS Pág. Comportamiento de la curva de la tasa antes y después del cierre del Pozo………………………………………………………………………………. 5
INDICE DE ECUACIONES Pág. Ecuación 1: Ecuación de Buildup test………………………………………… 6
Ecuación 2: Ec 1 convertida en unidades de campo………………………...6
Ecuacion 3: El valor de la pendiente m es igual al coeficiente del termino del logaritmo de la ecuación 2………………………………………………. ...7
Ecuacion 4: coeficiente de almacenamiento…………………………………..9
Ecuación 5: promedio aritmético……………………………………………….12
Ecuación 6: Promedio por espesor…………………………………………….13 Ecuacion 7: promedio por área…………………………………………………13
IV
Ecuación 8: Promedio por volumen……………………………………………14
Ecuación 9: permeabilidad……………………………………………………… 15
Ecuación 10……………………………………………………………………….15
Ecuación 11……………………………………………………………………... ..16
Ecuación 12: limites del yacimiento…………………………………………… .20
V
Resumen
La síntesis informativa se enmarca principalmente en cuando a la parte de la ingeniería de petróleo que concierne al tema de las pruebas de pozos, enfocándose en un tipo de estas mismas (pruebas de restauración de presión); las cuales se llevan a cabo tomando datos del pozo y realizando un estudio del yacimiento y cuyo pozo ha sido cerrado previamente. Las investigaciones se realizan bajo un método critico-analítico que permita al lector la comprensión de todos los temas q se desarrollan a continuación, debido a que las pruebas de restauración de presión comprenden muchos pasos, factores, mediciones, etc., que son tomados en cuenta al momento de correlacionar los datos obtenidos del yacimiento. Para la descripción de este tipo de pruebas se hizo hincapié en su diseño de planificación y operacional, así como también el análisis y la evaluación de las correlaciones obtenidas, esto llevado a cabo a través de unas ecuaciones. Además, la fuente de información implemento la investigación referente a otros factores que sin embargo inciden al momento de llevar a cabo la correlación de este tipo de pruebas de pozos, entre los cuales se mencionan: efecto de llene o almacenamiento, determinación de la presión promedio, determinación de la permeabilidad, determinación del factor daño y la determinación de los límites del yacimiento. Todo esto con el objeto de brindar una completa información al lector para la correcta adquisición de conocimientos y la aclaración de cualquier interrogante
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Introducción La explotación de petróleo comprende un gran número de procesos para llevarse a cabo óptimamente, desde la fase de la exploración hasta su comercialización. Sin embargo uno de los procesos que tiene mucha relevancia en ello es la fase de la extracción o producción y para que esta se realice exitosamente necesita estimar datos y condiciones que reflejen la realidad de lo que está en el yacimiento, y estas estimaciones o mediciones se obtienen a través de la aplicación de las pruebas de pozos. Estas pruebas de pozos son la obtención de diversos valores (datos) del yacimiento con el fin principalmente de estimar su productividad, sin embargo son usadas también para calcular otros factores como: la presencia de daño, la permeabilidad del reservorio así como también los límites del yacimiento. Es por ello que esta síntesis informativa tiene como objeto principal la investigación critica de uno de los tipos más usados de pruebas de pozos como lo es las pruebas de restauración de presión, la cual es 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 área de drenaje actual, y caracterizar el daño o estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o los limites. Sin embargo el tema se profundizara indagando en cada uno de los temas que comprenden las pruebas de pozos desde los métodos y pasos
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para su aplicación hasta sus cálculos de cada uno de los factores y propiedades del yacimiento. La investigación enmarca también el efecto de llene o almacenamiento, la determinación de la presión promedio así como también de la permeabilidad del yacimiento, de la presencia de daño, y los límites del yacimiento. Aplicando un método de investigación crítico y analítico en cuanto a cada uno de los temas mencionados anteriormente.
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PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN La prueba Build up, consiste en tomar datos y realizar el estudio de un yacimiento a través de un pozo que a ha sido cerrado temporalmente para tal finalidad. Uno de los principales objetivos de este análisis es determinar la presión estática del yacimiento sin necesidad de esperar semanas o meses para que la presión del yacimiento se estabilice. Esta prueba además nos permite conocer algunos parámetros tales como: – Permeabilidad efectiva del yacimiento – Efectos de daño alrededor del pozo – Presencia de fallas – Algunas interferencias de la producción del pozo. – Límites del yacimiento, donde no hay un fuerte empuje por agua ó donde el acuífero no es de gran tamaño comparado con el tamaño del yacimiento.
Para la ejecución de la prueba se asumen algunas características entre las cuales podemos encontrar: 1.- Yacimiento: – homogéneo – Isotrópico – Horizontal ó de espesor uniforme
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2.- Fluido: – Se encuentra en una fase simple – Poco compresible – Viscosidad constante – Factor volumétrico de formación constante
3.- Flujo: – Flujo laminar – No hay efecto de la gravedad
Para efectuar la prueba, el pozo debe estar produciendo a una tasa constante por cierto tiempo antes del cierre con el fin de establecer una estabilización de la presión en el área de drenaje. Posteriormente se cierra el pozo, generalmente este proceso se efectua en superficie, y se empieza a tomar el tiempo de cierre y a registrar los valores de presión del pozo, los cuales deben comenzar a aumentar o a restaurarse desde el valor de presión de fondo fluyente, hasta alcanzar un valor de pseudo equilibrio con la presión estática del yacimiento. La tabla anexa muestra como debe ser el comportamiento de la curva de la tasa respecto al tiempo antes y después del cierre del pozo, durante una prueba build up:
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Figura 1: comportamiento de la curva de la tasa respecto al tiempo antes y después del cierre del pozo. Fuente: Ahmed Tarek (2001)
DISEÑO 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. Entre los cálculos requeridos para la prueba están: Las respuestas de presión esperadas utilizando las propiedades de la formación, conocidas a través de pruebas de laboratorio o registros eléctricos y Factores fundamentales como: final de los efectos de almacenamiento, final de la línea recta semilogarítmica, pendiente de la recta, entre otros.
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ANALISIS Y EVALUACIÓN Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre Δt, la presión registrada de fondo alcanza el valor estático Pe( presión estática). El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático de Pe. PΔt ≤ Pe Dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el tiempo de cierre se incrementa PΔt se aproximará a Pe.
Ecuación 1: Ecuación de Buildup test: Fuente: Raúl Valencia (2008)
Ecuación 2: Ec 1 convertida en unidades de campo. Fuente: Raúl Valencia (2008)
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Ecuación 3: El valor de la pendiente m es igual al coeficiente del término del logaritmo de la ecuación 2 Fuente: Raúl Valencia (2008) La extrapolación de la línea recta al tiempo de cierre infinito, [(t+Δt)/Δt]=1 , da la presión llamada p*. a) Esta cantidad es la presión que sería obtenida a un tiempo de cierre infinito. b) En el caso de un pozo en un yacimiento infinito, p* es la presión inicial. c) En realidad, p* es menor a la presión inicial de un yacimiento debido al agotamiento de energía del yacimiento por producción de fluidos. d) P* es ligeramente mayor que la presión promedio en el área de drenaje del pozo. La prueba más comúnmente usada es la prueba de restauración de presión o Buildup, que registra
valores de presiones mientras el pozo se
encuentra sin flujo, habiendo sido cerrado luego de un periodo de tiempo de haber producido mientras se realizaba una prueba de producción. Con los datos de presión, tiempo y temperatura registrados por un sensor de fondo, se realiza un sinnúmero de procedimientos matemáticos que tendrán como finalidad encontrar ciertos
parámetros
característicos del yacimiento
productor que alimenta al pozo, tales como la permeabilidad efectiva , el factor de daño, y presión inicial o estática del reservorio, área de drenaje, modelo de flujo del reservorio, y los límite del reservorio entre otros. Raúl Alvarado (septiembre 2017)
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EFECTO DE LLENE O 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 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 fluido y 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
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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. 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 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: C= V/ΔP
Ecuación 4: coeficiente de almacenamiento. Fuente: Raúl valencia (2008)
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.
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El efecto de almacenamiento o llene es un parámetro de gran relevancia al momento de establecer o definir qué tipo de prueba podría o no someterse en un determinado pozo, pues es un parámetro importante en el comportamiento de la presión al comienzo del periodo transeúnte, este efecto de almacenamiento es la capacidad del pozo de almacenar fluido por unidad de cambio de presión. Es por ello que el almacenamiento posterior en el pozo causa que la tasa al frente de la arena cambie más lento que la tasa en superficie. De este modo existe otro parámetro importante como lo es la presión promedio la cual es utilizada para caracterizar el comportamiento de yacimiento, y predecir su comportamiento futuro. Y así entender la conducta de los yacimientos en cuanto a sus recobros. Así mismo es
la permeabilidad
solo que
las mediciones de
permeabilidad se restringen a regiones de bajas tasas de flujo (flujo laminar). Para altas tasas de flujo, la ecuación de Darcy es inapropiada para describir la relación entre la tasa de flujo y la caída de presión. Jesús López (septiembre 2017).
DETERMINACION 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 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
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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 más frecuente es que esta 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 límites 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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Métodos para determinar presión promedio en un yacimiento. 1. presión en cada pozo – (cada 6 meses o cada año) se toma la presión en los pozos de observación de tal forma que se pueda obtener un mapa isobárico. No es económico tomar presiones en cada pozo teniendo un mapa isobárico. 2. los pozos seleccionados se cierran de acuerdo a un determinado programa y se someten a prueba. 3. se llevan las presiones a un mismo plano de referencia (el cual es arbitrario). A veces se toma el punto medio volumétrico del yacimiento como plano de referencia. 4. determinación de la presión promedio del yacimiento. a. Promedio aritmético.
Ecuación 5: promedio aritmético. Donde: n = Nº de pozos Pi= presión en cada pozo.
b. Promedio por espesor.
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Ecuación 6: Promedio por espesor. Donde: P=presión en cada pozo H= espesor neto de cada pozo (Más exacto que a)
c. Promedio por área.
Ecuación 7: promedio por área.
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Donde: Pi= presión en cada pozo. Ai= área de drenaje en cada pozo (acres).
d. Promedio por volumen:
Ecuación 8: Promedio por volumen
Donde: Hi=espesor neto de cada pozo (ft) Ai= área de drenaje en cada pozo (acres) (Más exacto que c) e. Método de los mapas isobáricos. Después de tomar las presiones se puede dibujar un mapa isobárico. Este es el método mas utilizado. (Utilizando planímetro).
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DETERMINACIÓN DE LA PERMEABILIDAD Determinación de la permeabilidad. La permeabilidad de la formación se puede determinar de la siguiente manera: 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 (9).
Ecuación 9: permeabilidad. 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 (10) que es válida sólo si el estado seudo-estable es alcanzado en el período de producción.
Ecuación 10. Despejando kj se obtiene la ecuación (11):
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Ecuación 11. 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
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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, radio de 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) 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
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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 límites 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 límites del yacimiento, sin embargo uno de los más 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 definición de dos líneas rectas en el gráfico 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 límite. 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.
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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 del mismo, 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). Estimar la distancia de los bordes del yacimiento y su extensión, es pertinente para una prueba de restauración de presión. Se ha demostrado que la presencia de una frontera o más, en las cercanías de un pozo probado, puede tener un efecto notable en la pendiente de la curvas de Horner, ocasionando que esta se duplique. Esto ha derivado en la creación de un método para el cálculo de la distancia de un pozo probado a un borde simple. De la ecuación restauración.
de superposición desarrollada para una prueba de
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Ecuación 12: limites del yacimiento Los procedimientos empleados para la determinación de la distancia del pozo a los límites del yacimiento, sin embargo uno de los más 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 definición de dos líneas rectas en el gráfico 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 límite. Jorge Montilla (septiembre 2017)
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Conclusión Para efectuar una prueba de restauración de presión, el pozo debe estar produciendo a una tasa constante por cierto tiempo antes del cierre con el fin de establecer una estabilización de la presión en el área de drenaje. Posteriormente se cierra el pozo, generalmente este proceso se efectua en superficie, y se empieza a tomar el tiempo de cierre y a registrar los valores de presión del pozo, los cuales deben comenzar a aumentar o a restaurarse desde el valor de presión de fondo fluyente, hasta alcanzar un valor de pseudo equilibrio con la presión estática del yacimiento. Por otra parte 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. La determinación de la presión promedio se lleva a cabo a través de las ecuaciones de: promedio aritmético, por espesor, por área y por volumen. 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. Existen muchos procedimientos empleados para la determinación de la distancia del pozo a los límites del yacimiento, sin embargo uno de los más
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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 definición de dos líneas rectas en el gráfico 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 límite. 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.
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Bibliografía
Giovanni Da Prat. “Introducción al análisis y pruebas de presión”. Stanford University.
Freddy Humberto Escobar M. PhD. “Análisis modernos de presiones de pozos”. Nevia, Huila, Colombia (2003).
Ahmed Tarek, Reservoir Engineering Handbook, 2a.ed. (Boston: Gulf Professional Publishing, 2001).
Acotaciones: Raúl Alvarado, Jesús López, Anyubires García, Jorge mantilla, (Guárico - Venezuela. septiembre 2017).
