ENSAYOS DE PRODUCCION EN POZOS GASIFEROS por Ing. Carlos A. Dasanbiagio

Servicios Petroleros Mediterraneos SRL

1.1. Introducción Los ensayos de producción de pozos de gas tienen por objeto predecir los caudales de

producción contra cualquier contrapresión de línea. En pozos gasíferos se define el Potencial

Absoluto como el caudal que puede entregar el pozo contra una presión cero en la cara de la

arena. No puede ser medido directamente, obteniéndose por cálculos y en general es utilizado

por las autoridades regulatorias como una guía en la fijación de producciones máximas.

1.2. Historia En los primeros tiempos un pozo era ensayado abriéndolo completamente a la atmósfera

midiendo el caudal de gas, el cual fue denominado Potencial Absoluto. Este método pronto fue

desechado porque se reconoció que el potencial dependía del diámetro de tubing, los pozos se

dañaban por el “water coning” y movimiento de arenas. Además se gastaba mucho gas.

Posteriormente Pierce y Rawlins desarrollaron el Ensayo de Contrapresión en el cual se hacía

producir el pozo por distintos caudales hasta estabilización y luego se graficaba la diferencia de

los cuadrados de presiones vs. El caudal obteniéndose una recta en coordenadas doble

logarítmicas. El inconveniente de este método era el largo tiempo de estabilización cuando la

permeabilidad del reservorio era baja.

En 1955 Cullender describió el Ensayo Isocronal en el cual se hacía producir el pozo a

diferentes caudales por períodos iguales de tiempo sin esperar la estabilización, comenzando

cada flujo de condiciones estáticas, un caudal se extendía hasta estabilización. El método de

análisis era similar, graficando los valores no estabilizados y trazando una recta paralela por el

punto estabilizado.

Posteriormente se presenta el Ensayo Isocronal Modificado que básicamente era igual al

anterior salvo que los períodos de cierre y apertura eran de la misma duración. Este ensayo es

el que se utiliza en la actualidad.

1.3. Métodos de Análisis Existen dos métodos de análisis, el “Análisis Simplificado” y el “Análisis de Flujo LIT”.

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1.3.1. Análisis Simplificado Este método está basado en un gran número de observaciones empíricas. La ecuación es:

qsc = C(pR ² - pwf ²) ^ n

Donde:

qsc: Caudal de gas en condiciones standard, 1atm y 15oC

pR: Presión absoluta media de reservorio obtenida por cierre estabilizado

pwf: Presión absoluta dinámica de fondo

C: Coeficiente que describe la posición de la recta estabilizada

n: Exponente que describe la inversa de la pendiente de la recta estabilizada

Si la presión no está estabilizada C decrece con la duración del flujo volviéndose constante a la

estabilización. El exponente n puede variar desde 1,0 (flujo completamente laminar) hasta 0,5

(flujo completamente turbulento), por lo que puede considerarse como una medida de la

turbulencia.

Un gráfico de Δ p ² vs. qsc estará representado en coordenadas doble logarítmicas por una

recta de pendiente 1/n. Se denomina Δp ² = pR ² - pw f ² . El gráfico que se obtiene

representa el caudal del pozo a distintas presiones dinámicas de fondo, incluyendo el Potencial

Absoluto C y n pueden ser considerados constantes en el rango de caudales utilizados.

Fig. 1

C y n dependen de las propiedades del gas tales como viscosidad, , temperatura y

compresibilidad y de las propiedades del reservorio tales como permeabilidad, espesor

permeable, radio de límites externos, radio del pozo y daño. Si estos factores no cambian se

tendrá el mismo gráfico a través de la vida del pozo. En la práctica la compresibilidad y la

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condición del pozo cambian durante la vida productiva del pozo, por lo que es necesario

chequear estos valores.

1.3.2. Análisis de Flujo LIT La ecuación tiene en cuenta los efectos de flujo laminar, inercial y turbulento y tiene en cuenta

las siguientes suposiciones.

Condiciones isotérmicas

Efectos gravitacionales insignificantes

Flujo monofásico

Medio homogéneo e isotròpico de porosidad constante

Permeabilidad independiente de la presión

Viscosidad y compresibilidad constantes

Se aplica el modelo de flujo radial

Debido a estas limitaciones se utiliza la aproximación con pseudo presiones

Δ = R- f = aqsc+bqsc²ψ ψ ψ Ec. 1

Donde:

Rψ : Pseudo presión correspondiente a pR

wfψ : Pseudo presión correspondiente a pwf

a qsc : Caída de pseudo presión debido a flujo laminar y condiciones de pozo

bqsc ² : Caída de pseudo presión debida a efectos de flujo inercial-turbulento.

La pseudo presión está definida por: pψ = 2 dp

μ* z

p

po∫ donde po es una presión de

referencia. En cualquier problema que implique la utilización de ψ es recomendable una tabla

de conversión o un gráfico de conversión. También se puede realizar por integración numérica.

El gráfico de análisis es el siguiente:

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Fig. 2

Los factores a y b dependen de las propiedades del gas como C y n excepto la viscosidad y

compresibilidad, por lo tanto este análisis es aplicable a través de la vida del reservorio.

1.4. Determinación de las Constantes de Flujo Estabilizadas 1.4.1. Análisis simplificado Un gráfico logarítmico de Δp ² vs. qsc permitirá obtener una recta a través del rango de caudales ensayados, cuya pendiente es 1/n. El coeficiente C se obtiene a partir de:

( )qscC =

pR ² - pwf ² ^ n

1.4.2. Análisis de Flujo LIT

Un gráfico de ( )Δ bqsc ²ψ − vs. Qsc en coordenadas logarítmicas dará una recta estabilizada, pudiéndose obtener a y b por el método de cuadrados mínimos.

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Δ qsc² - qsc Δqsca =N qsc² - qsc qsc

Ψ ψ∑ ∑ ∑ ∑

∑ ∑ ∑

ΔN Δ qscqscb =

N qsc ² - qsc qsc

ψψ −∑ ∑ ∑

∑ ∑ ∑

Ec. 2 N: Número de puntos datos

1.5. Ensayos que implican Flujo Estabilizado 1.5.1. Ensayos Convencionales Para llevar a cabo un ensayo convencional se debe partir de una presión de reservorio

estabilizada. Luego se lo hace producir por un caudal hasta estabilización, registrando las

presiones dinámicas de fondo. Posteriormente se cambia el caudal tres o cuatro veces, en

cada caso que el pozo fluya hasta estabilización. Por último se efectúa un Build Up.

1.5.2. Análisis simplificado Un gráfico de Δp ² vs. qsc en coordenadas logarítmicas será como el de la fig. 1. Los valores a obtener son C, n y el Potencial Absoluto.

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1.5.3. Análisis LIT ( )ψ Los valores de pwf se convierten a wfψ utilizando la tabla o por integración gráfica. Los

valores de a y b se calculan según las Ec. 2 y la ecuación del pozo se calcula según la Ec. 1,

obteniéndose un gráfico como el de la Fig. 2.

1.5.4. Ensayo Isocronal En reservorios de baja permeabilidad no siempre es posible llegar a la estabilización, por lo que

se introdujo el Ensayo Isocronal. Está basado en el principio que el radio efectivo de drenaje en

un reservorio es función solamente del tiempo adimensional e independiente del caudal. Por lo

tanto una serie de flujos a diferentes caudales por iguales períodos de tiempo resultaría en una

línea recta en coordenadas logarítmicas y demostró que tal curva daría un exponente n igual al

determinado bajo condiciones estabilizadas. La teoría del flujo LIT ( )ψ confirma además que b

es también independiente de la duración del flujo, por lo que puede ser determinado a partir de

ensayos cortos. Por lo tanto C o a pueden ser determinados solamente de condiciones

estabilizadas mientras que n o b a partir de flujos cortos. Brevemente el ensayo isocronal

consiste en cerrar alternativamente el pozo hasta estabilización (o casi), producirlo a diferentes

caudales por un período de tiempo fijo, luego se lo hace producir por un caudal hasta llegar a

condiciones estabilizadas, que generalmente se denomina período de flujo extendido. En

general este tipo de ensayo ya no se utiliza debido a las dificultades de arribar a condiciones

estabilizadas en los cierres.

1.5.5. Ensayo Isocronal Modificado Fue introducido por Katz en 1959 y consiste en iguales períodos de cierre y fluencia, utilizando

la presión de cierre no estabilizadas para calcular la diferencia cuadrática o de pseudo

presiones, posteriormente se efectúa un flujo extendido y por último generalmente se lleva a

cabo un Build up.

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1.6. Ejemplo de Análisis Ensayo Convencional Análisis Simplificado Durac

ión

hs

Presión de

fondo

Kg/cm2

P^2

Kg/cm2 ^2

Dp^2

Kg/cm2^2

Caudal

Sm3/d

RESULTADOS

Cierre Inic. 350.502 122851.7

Flujo 1 100 347.695 120891.8 1959.9 56348

Flujo 2 100 344.609 118755.4 4096.3 112696

Flujo 3 100 341.030 116301.5 6550.2 169044

Q= C(pR^2-pwf^2)^n

n = 1

pR = 350.502 Kg/cm2

C = 4.765e-6 MMscfd/psi2n

PA = 3356000 Sm3/d

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1.7. Análisis LIT (Ψ )

Duraci

ón

hs

Presión

de fondo

Kg/cm2

Caudal

Sm3/d ΔΨ /q Q^2

Cierre Inic 350.502

Flujo 1 100 347.695 56348 .000273 3175097

Flujo 2 100 344.609 112696 .000266 12700388420

Flujo 3 100 341.030 169044 .000740 28575873940

N: 3

a 1 = 7243.4

b = 02417 PA: 1750000 m3/d

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1.8. Ejemplo de Análisis Ensayo Isocronal Modificado Análisis Simplificado

Duración

hs

Presión

de fondo

Kg/cm2

P^2

Kg/cm2 ^2

Dp^2

Kg/cm2^2

Caudal

Sm3/d

RESULTADOS

Cierre Inic. 20 558.048 311418

Flujo 1 12 543.846 295768 15650 78887

Cierre 12 556.783 310007

Flujo 2 12 535.761 287040 24378 110724

Cierre 12 555.728 308834

Flujo 3 12 522.402 272904 38514 158338

Cierre 12 554.462 307428

Flujo 4 12 509.325 259412 52006 197781

Flujo Exten. 132 501.662 251.665 59753 189893

n = 0.8574

pR = 558.048 Kg/cm2

C: 2.65e-06

PA = 777120 Sm3/d

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Análisis LIT (Ψ )

Duración

hs Presión de

fondo psia Caudal

MMscfd ΔΨ /q Q^2

Cierre Inic. 20 558.048

Flujo 1 12 543.846 78887 .00102 6223159

Cierre 12 556.783

Flujo 2 12 535.761 110724 .00107 12259804180

Cierre 12 555.728

Flujo 3 12 522.402 158338 .0011917 25979922240

Cierre 12 554.462

Flujo 4 12 509.325 197781 .00129407 39117323960

Flujo Extendid 132 501.662 189893 .0016838 36059351450

N = 4 a = 35486.8 b = 1.7829 Resultados PA: 827194 Sm3/d

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