junio 2015 Ing. Sergio A. Terrazas Aguilar
ANALISIS DE PRUEBAS DE POZOS
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TEMA N°3 .
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. Pruebas de Restauración:
Se realizan en pozos productores y consiste
en hacer producir el pozo para luego
cerrarlo y registrar la presión de fondo medido en función del tiempo.
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. Pruebas de Restauración:
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. Pruebas de Restauración:
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).
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. Pruebas de Restauración:
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
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. 3.1 Método de Horner
1) Obtenga los puntos de presión de las
cartas DST
2) Grafique P-vs-(tp+Δt)/Δt (gráfico Horner);
Calcule k
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. EJERCICIO.-
EVALUACION DE POZO PETROLIFERO.-
Q=2500 BPD Ct=8,72 E-06 porosidad= 0.21
Bo=1.21(bl/BF) U=0.92 cp rw= 0.401 pies
h= 23 pies Pwf=2989 psia
Tabla .
Determinar la presión extrapolada, la permeabilidad y el factor
de daño.
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. 3.2 Método de Miller-Dyes-Hutchinson
Grafique Pws vs. log(Δt), como se muestra
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. 3.2 Método de Miller-Dyes-Hutchinson
2. Escoja cualquier punto conveniente N sobre la
porción recta y lea ΔtN y (Pws)N.
Los valores leídos son: ΔtN = 10 hrs y (Pws)N =
3350 psi.
3. Calcule el tiempo de cierre adimensional usando
la siguiente ecuación (para el
punto N):
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. 3.2 Método de Miller-Dyes-Hutchinson
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. 3.2 Método de Miller-Dyes-Hutchinson
Nota: Use este tiempo adimensional con la curva
superior de la Fig. 3.13, y halle elvalor de PDMDH.
De esta figura, PDMDH =0.6.
5. Calcule P , (con el punto N), de la siguiente
ecuación:
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. 3.2 Método de Miller-Dyes-Hutchinson
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. 3.3 Método de Muskat
Es un método de ensayo y error que serías
más atractivo en casos de sistemas con
presión constante o sistemas de inyección
de agua (llenado) porque en éstos casos la
línea recta sería más larga y por ende más
fácil de precisar. Las ecuaciones que
gobiernan el método de Muskat (y MDH)
son:
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. 3.3 Método de Muskat
A partir del intercepto a Δt = 0 se calcula k.
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. 3.3 Método de Muskat
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. 3.4 Presión Promedio.
La presión promedia para un yacimiento
sin intrusión de agua es la presión que el
yacimiento alcanzaría si todos los pozos
se cierran por tiempo infinito. En está
sección se estudiarán dos métodos para
determinar la presión promedia: el método
de MBH, Dietz, MDH y el de Ramey-Cobb.
La presión promedia es útil para:
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1) Para caracterizar el yacimiento
a) Si ΔP = P - Pwf es pequeño por unidad de
producción, lo que se conoce como
índice de productividad, J, indica que existe un
empuje de agua activo o un yacimiento muy
grande.
b) Si ΔP es grande por unidad de producción
implica drenaje de un yacimiento
pequeño, lente de arena o yacimiento fallado.
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2) Para calcular aceite in-situ
3) Para pronósticos del comportamiento futuro
del yacimiento
4) La presión promedia es un parámetro
fundamental que debe ser entendido en
procesos de recobro primario, secundario y
proyectos de mantenimiento de
presión. Mediante el uso del análisis de
presiones lo que se estima es la presión
promedia en la región de drene.
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. TEMA 4.Heterogeneidades
El tema del comportamiento de la presión en
yacimientos heterogéneos ha tenido considerable
atención en los últimos años. La principal razón
de esto, es la necesidad de una mayor exactitud
en la descripción del yacimiento. La descripción
del yacimiento tiene un efecto significativo en el
diseño, operación, y por lo tanto, el éxito
económico del proceso involucrado.
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TIPOS DE HETEROGENEIDADES DEL
YACIMIENTO
Las heterogeneidades del yacimiento, son
variaciones en las propiedades de la roca y el
fluido resultantes de la depositación,
plegamiento, fallamiento, cambios
postdepositacionales en la litología del
yacimiento, y cambios en las propiedades o
tipos de fluidos.
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TIPOS DE HETEROGENEIDADES DEL
YACIMIENTO
Las heterogeneidades del yacimiento pueden
ser de pequeña escala, como en yacimientos
carbonatados donde la roca tiene dos
constituyentes, matriz y fracturas, cavidades y
cavernas. Estas también pueden ser de mayor
escala, tales como barrearas físicas, fallas,
contactos fluido-fluido, cambios de espesor,
cambios de litología, varias capas con
diferentes propiedades en cada capa, etc.
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TIPOS DE HETEROGENEIDADES DEL
YACIMIENTO
Adicionalmente a estas heterogeneidades
naturales, el hombre puede inducir
heterogeneidades artificiales alrededor de la
cara del pozo durante la perforación (invasión
de lodo), el fracturamiento hidráulico, o la
inyección de fluido. Otra característica
relacionada es anisotropía en la permeabilidad,
es decir cuando esta propiedad varía con la
dirección de flujo.
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. 4.1. Frontera Sencilla
Cuando un pozo está cerca a barreras
múltiples se pueden presentar diferentes
características del transiente de presión.
Por ejemplo, cuando existen dos fallas
interceptándose en ángulo recto cerca a un
pozo (una más cerca que la otra), la
pendiente se duplicará y luego se redoblará.
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. 4.1. Frontera Sencilla
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. 4.2. Fronteras Múltiples
GRADO DE ESCAPE DE UNA FALLA
La conductividad adimensional de la falla/frontera
está definida como:
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. 4.2. Fronteras Múltiples
El valor de FCD típicamente varía entre cero y
1.0 ó más. Un valor de cero indica una frontera
sellada o ausencia de la frontera y un valor
infinito indica una presión constante en la
frontera o una falla completamente sellada.
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. 4.2. Fronteras Múltiples
Frontera con Escape
Una conductividad adimensional escalable de
la frontera, τ, es definida como:
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. 4.2. Fronteras Múltiples
donde –1 ≤ τ ≤ 0. Valores negativos de τ
indican la presencia de una acuífero al otro
lado de la frontera. Note que cuando τ = 0,
FCD = 0 indica que L = 0, y cuando τ = –
1,FCD = ∞, indica que la conductividad de la
frontera es infinita.
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. 4.2. Fronteras Múltiples
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. 4.3. Capas con y sin Flujo Cruzado
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