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RELACION ENTRE LA CARACTERIZACION ESTATICA Y DINAMICA LA CARACTERIZACION ESTATICA Se puede definir como el proceso mediante el cual se identifican y evalúan los elementos que afectan la explotación de un yacimiento a través del análisis de variables que indican el comportamiento del sistema, tales como presión, temperatura, flujo y trazadores entre otros elementos SE BASA EN: A) B) C) D)

• Datos Geofísicos • Datos Geológicos • Registros de Pozos •

Datos de Laboratorio

LA GEOLOGIA SUPERFICIAL DA INFORMACION PARA REALIZAR REA LIZAR MAPAS COMO: A) Mapas de cimas y bases del yacimiento yacimiento b) Mapas de isopacas o isoespesores de la estructura geológica almacenadora. c) Secciones transversales (representación de la geometría, espesor y litología de los estratos en forma vertical) CARACTERIZACION DINAMICA Se puede definir como el proceso mediante el cual se identifican y evalúan los elementos que afectan la explotación de un yacimiento a través del análisis de variables que indican el comportamiento del sistema, tales como presión, temperatura, flujo y trazadores entre otros elementos. Su Objetivo es la detección y evaluación de los elementos que afectan los procesos de flujo presentes durante la explotación de un yacimiento, tales como fallas geológicas, acuñamientos, estratificación, discordancias, doble porosidad, doble permeabilidad y fracturas entre otros, tal como se muestra en la l a Figura 1.2. LAS HERRAMIENTAS Las herramientas herramientas utilizadas para para la Caracterización Caracterización Dinámica del del yacimiento son: 1.3.1. Datos históricos de producción (agua, (agua, aceite y gas) gas) 1.3.2. Pruebas de variación de presión presión 1.3.3. Registros de presión presión de fondo fondo fluyendo y cerrado 1.3.4. Registros de molinete molinete hidráulico y temperatura 1.3.5. Pruebas de trazadores trazadores 1.3.6. Datos de comportamiento comportamiento del yacimiento

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2.1.5. Geometría de flujo en yacimientos La producción de hidrocarburos de un yacimiento genera patrones de flujo que siguen geometrías diversas diversas (Figura (Figura 2.6), por ejemplo, el flujo hacia un pozo pozo totalmente totalmente penetrante en un yacimiento homogéneo exhibe un flujo radial cilíndrico como se muestra en la Figura 2.7a; en cambio un pozo parcialmente penetrante exhibe varías geometrías de flujo (radial, esférico y pseudo radial) en distintas regiones del yacimiento tal como lo indica la Figura Figura 2.7b. Los tipos de flujo que se generan en el yacimiento yacimiento durante una prueba tienen un efecto importante en el comportamiento de presión y generalmente se asocia una geometría de flujo con un patrón de variación de la presión de fondo en el tiempo, sin embargo, puede existir confusión en casos como el que se mencionó anteriormente, donde las líneas de flujo pueden seguir varios patrones. Lo anterior se resuelve, considerando que la variación de la presión en el pozo es afectada por al geometría de flujo de la zona que más aporta a la expansión que genera el flujo. Esto es, si la zona que más se expande durante cierto periodo de la prueba exhibe líneas de flujo que siguen rectas, entonces la presión en el pozo varía de acuerdo a las ecuaciones de flujo lineal. K μ

A ANTECEDENTES DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN 54 La zona que mayor expansión aporta se mueve a través del yacimiento y al inicio de la producción se encuentra localizada en las vecindades del pozo, de tal manera, que se aleja y cubre un mayor volumen a medida que transcurre el tiempo. Figura 2.6.- Geometrías de Flujo Figura 2.7.- Geometrías de Flujo 2.1.6. Variables adimensionales

La distribución distribución de presión que que se origina en un





comportamiento del medio en términos de variables reales ya que el número de variables dependientes es excesivo. a) Flujo hacia un pozo totalmente penetrante b) Flujo hacia un pozo parcialmente penetrante ANTECEDENTES DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN 55 El uso de variables adimensionales (Tablas II.II) permite generalizar y facilitar la presentación de las soluciones de la ecuación de difusión debido a que el número de variables dependientes se reduce significativamente. Las variables adimensionales que se utilizan en el análisis de pruebas pruebas de presión tienen tienen las siguientes características: características: • Son directamente proporcionales proporcionales a las variables reales reales • Son definidas de tal manera que las soluciones adimensionales adimensionales no contienen variables reales

• La definición definición de algunas algunas

variables adimensionales dependen de la geometría de flujo como se observa en la Tabla II.I. Tabla II.I.- Unidades Unidades y factores de conversión Variable Inglés Métrico P presión psi psi Kg/cm2 K permeabilidad md md L, ancho ancho b, espesor y altura h, radio r Pie m Μ viscosidad cp cp q gasto STB/D m3/D Φ porosidad fracción fracción ct compresibilidad psi -1

(Kg/cm2)-1 t tiempo horas horas β factor de conversión 2.637x10-4 3.489x10-4 Α factor de conversión 141.2 19.03 Lα

factor de conversión 887.2 119.58 sph α

factor de conversión 70.6 9.52 Caida de Presión ( Cambio ) Lineal Radial Esférico





ANTECEDENTES DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN 56 Tablas II.II.- Definición de variables adimensionales Tiempo Lineal Radial Esférico

Espacio

Lineal Radial Esférico GASTO Lineal Radial Esférico 2.1.7. Soluciones de la ecuación de difusión En esta sección se presentan algunas soluciones de la ecuación 2.10, que corresponden a diferentes condiciones de frontera. Estas condiciones a su vez corresponden a situaciones idealizadas de problemas de flujo en yacimientos, que son útiles en el desarrollo de ecuaciones básicas en el análisis de presiones. La ecuación 2.10 es una ecuación diferencial parcial lineal lineal y puede ser resuelta de manera analítica para la geometría de flujo de interés y para ciertas condiciones de frontera. No solo pueden ser resueltas, las soluciones de esta ecuación han sido aplicadas exitosamente en la industria de ingeniería ingeniería petrolera.

DEFINICIONES BASICAS PARA EL ESTUDIO DE LA CARACTERIZACION DINAMICA PERMEABILIDAD: Permeabilidad

La permeabilidad es la capacidad que tiene un material de permitirle a un flujo que lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, impermeable si la cantidad de fluido es despreciable.





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la densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura temperatura;;

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la presión a que está sometido el fluido.

Para ser permeable, un material debe ser poroso, es decir, debe contener espacios vacíos o poros que le permitan absorber fluido. A su vez, tales espacios deben estar interconectados para que el fluido disponga de caminos para pasar a través del material. Por otro lado, hay que hablar de una "permeabilidad intrínseca" (también llamada "coeficiente de permeabilidad"); como constante ligada a las características propias o internas del terreno. Y de una "permeabilidad real" o de Darcy, como función de la permeabilidad intrínseca más las de las características del fluido.

COMPRENSIBILIDAD TOTAL La compresibilidad de cualquier material (sólido, líquido o gaseoso) para un intervalo de producción dado y a una temperatura dada es el cambio de volumen por unidad de volumen inicial, causado por una variación de presión que ocurre en el material en cuestión. Viene dada por la siguiente ecuación: C= -1/V (dV/dP) Donde: C = Compresibilidad en el intervalo de presión de P1 a P2. V = Volumen a la presión P1. dV/dP = Cambio de volumen por unidad de cambio de presión de P1 a P2. El signo negativo de la ecuación es por conversión para que la compresibilidad (C) sea positiva para las disminuciones que resulten con el incremento mecánico de la presión. La unidad de la compresibilidad es vol/vol/lpc. Compresibilidad Compresibil idad de la Roca

La compresibilidad de la roca al igual que la de los fluidos es un mecanismo de expulsión de hidrocarburos. Al comenzar la explotación de un yacimiento y caer la presión se expande la roca y los fluidos. La expansión de la roca causa una disminución del espacio poroso interconectado. La expansión de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento ocurrido por la producción de fluidos que a su vez causó la caida de presión. Ambos efectos van en la misma dirección, la cual es expulsar fluidos del espacio poroso





fuente de energía de producción. En el caso de la formación se definen tres tipos de compresibilidades: a) Compresibilidad de los Poros (Cp) b) Compresibilidad de la Matriz (Cr) c) Compresibilidad Total de la Roca (Cb) Cuando se extrae fluido de una roca receptora, la presión interna cambia, aumentando la presión diferencial entre esta presión interna y la presión externa de sobrecarga que permanece constante. Esto trae como consecuencia el desarrollo de diferentes esfuerzos en la roca dando como resultado un cambio en la parte sólida, en los poros y por consiguiente en la roca total. Desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos, el cambio principal es el sufrido por los poros. El cambio en el volumen total es importante en áreas donde ocurre fenómeno de subsidencia, tal como sucede en Lagunillas y Tía Juana en la costa oriental del Lago de Maracaibo. La relación entre Cp, Cb y Cr con la porosidad viene dada por la siguiente ecuación: Cb = PHI Cp + (1-PHI)Cr Según estudios realizados, Cr es independiente de la presión entre 0 y 20.000 lpc, por lo tanto, para própositos prácticos puede considerarse Cr igual i gual a cero, quedando la ecuación de la forma: Cb = PHI Cp Correlaciones de Compresibilidad Compresibilidad de la Roca

a) Hall: investigó la compresibilidad Cp usando una presión exterior constante. A esta compresibilidad la denominó compresibilidad efectiva de la formación, aunque realmente es la compresibilidad de los poros. Usó un valor de 3.000 lpc como presión externa y una presión interna entre 0 y 1.500 lpc. En sus resultados se observa la disminución de Cp con el aumento de la porosidad, la cual no es una relación lineal. En general, puede tomarse como compresibilidad de areniscas consolidadas un valor promedio de 5,0E-6 1/lpc en base al volumen poroso. Esta correlación puede ser ajustada matemáticamnete por la siguiente ecuación: Cf = (1.782/PHI^0.438)10E-6 Donde:







b) Newman: presenta un estudio donde recomienda que para terminar Cp lo mejor es hacer una prueba de laboratorio, ya que Cp para determinada porosidad depende del tipo de roca y la forma y el valor de la misma varía apreciablemente según el caso. La correlación viene dada por la siguiente: Cf = a/(1+cb PHI) Donde: Cf = Compresibilidad de la Formación, 1/lpc PHI = Porosidad, frac. Las constantes a,b yc dependen del tipo de roca tal como se da a continuación: *Formaciones consolidadas: a = 97,32xE-6 b = 0,699993 c = 79,8181 *Calizas a = 0,8585 b = 1,075 c = 2,202E6 c) Yale y Nabor: afirman que generalmente la toma de muestra de núcleo en yacimientos no se realiza de manera frecuente, ya que los costos operativos para su extracción son bastante elevados. Los autores desarrollaron ecuaciones que pueden ser utilizadas para la estimación de la compresibilidad de la formación para formaciones de rocas clásticas (areniscas consolidadas, areniscas consolidadas con alto y bajo escogimiento), cuando los datos de núcleos no son disponibles. La principal ventaja que presenta esta correlación es que permite observar la variación de compresibilidad de la formación durante la vida





Pi = Presión inicial, P = Presión actual, lpc A, B, C, D, K1, K2, K3 = Parámetros de ajustes de acuerdo al tipo de formación

lpc

POROSIDAD

LA porosidad o fracción de huecos es una medida de espacios vacíos en un material, y es una fracción del volumen de huecos sobre el volumen total, entre 0-1, o como un porcentaje entre 0-100%. El término se utiliza en varios campos, incluyendo farmacia, cerámica, metalurgia, materiales, fabricación, ciencias de la tierra, mecánica de suelos e ingeniería.

VISCOSIDAD La viscosidad es la oposición de un fluido a las deformaciones tangenciales, es debida a las fuerzas de cohesión moleculares. Todos los fluidos conocidos presentan algo de viscosidad, siendo el modelo de viscosidad nula una aproximación bastante buena para ciertas aplicaciones. Un fluido que no tiene viscosidad se llama fluido ideal. La viscosidad sólo se manifiesta en líquidos en movimiento, se ha definido la viscosidad como la relación existente entre el esfuerzo cortante y el gradiente de velocidad. Esta viscosidad recibe el nombre de viscosidad absoluta o viscosidad dinámica. Generalmente se representa por la letra griega . Se conoce también otra viscosidad, denominada viscosidad cinemática, y se representa

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