Propiedades De las Rocas y los FluidosPonentes:Anny ArciaMara PrezVctor BlancaManuel SantanaCesar OrzattiProfesor:Ing. Henry MartnezAsistente:Maiker Blanco

PROCESADOR DE INFORMACINSENSOR DE MEDICIN

La capacidad de produccin del pozo La presin esttica del yacimiento (o rea drenada por el pozo)La transmisibilidad del pozoPresin de fondo fluyente La existencia de heterogeneidades en la roca y en la estructuraEl factor de dao o estimulacin

RFTDST

Gradiente de presin a lo largo de la formacin.Posible comunicacin entre las diferentes zonas o lentes de la formacin.Determinacin de la presin de la formacin.Contacto de fluidos.Daos por lodo de la formacin.

Produccin de fluidos de zonas prospectivas, tasas de flujo y tipos de fluidos presentes.Presin y temperatura en el fondo del pozo.Permeabilidad de la formacin, eficiencia de flujo y presencia de dao.Heterogeneidad del yacimiento.Extensin del yacimiento.Potencial de Produccin.

Tiempo 12345678910

Empacadura mal colocada.Empacadura con filtracin.Instrumentacin daada.Vlvulas con filtracin.

Una prueba de presin durante el periodo de flujo consiste en la medicin de presiones en el fondo del pozo hecha durante un determinado periodo de tiempo a una tasa de produccin constante.

PermeabilidadCapacidad de la formacinTransmisibilidad del yacimientoEficiencia del flujoDao o estimulacinEfecto del almacenamiento del pozoVolumen del drenajeGeometra del yacimiento

Presin

Perodo de flujo

Tiempo

Una Prueba de Interferencia es realizada produciendo o inyectando a travs de un pozo (el cual recibe el nombre de pozo activo) y observando la respuesta de presin, en otro pozo (el cual recibe el nombre de pozo de observacin).

Determinar si existe comunicacin entre dos o ms pozos en un yacimiento. Cuando existe comunicacin, provee estimados de permeabilidad del factor porosidad compresibilidad y determinar la posibilidad de anisotropa en el estrato productor.

Pozo Observacin Pozo Activo

Pozo ActivoPozo de ObservacinRadio de Drenaje

Conectividad del yacimientoSe puede determinar patrones de flujo.Estimaciones cuantitativas de la porosidad conectada de un pozo a otro.Naturaleza y magnitud de la permeabilidad anisotrpica.

Esta prueba consiste en realizar paradas a diferentes temperaturas, tomando las medidas de presin y temperatura en cada parada. El gradiente de presin puede ser dinmico (pozo fluyendo) y esttico (pozo cerrado).

Determinacin de fallas de un yacimiento y efectividad con que el sistema de falla sellan los diferentes bloques del mismo.

Pruebas de productividad y determinacin de las curvas de presin diferencial (Pe-Pw). Determinacin del potencial de un pozo por medio de las curvas de presin diferencial.

Determinacin de la presin mnima de flujo requerida.

Control de eficiencia de los proyectos de restauracin de presin y el control de flujo lateral de gas en la formacin.

Control y determinacin de la migracin de petrleo a travs de los lmites del yacimiento.

Determinacin de la presencia de obstrucciones en la permeabilidad (K) de la formacin.

Determinacin del tipo de mecanismo de empuje en un campo, por medio de mapas isobricos construidos a diferentes intervalos de tiempo durante la historia de produccin del campo.

Determinacin de la tasa optima de produccin.

La presin esttica de un flujo en un yacimiento es la presin que existe cuando no hay alteraciones mecnica o de flujo. Dicha presin denota la presin que existe al frente de la informacin petrolfera cuando la produccin sea interrumpido por un lapso suficiente de tiempo para permitir la restauracin de la presin en el fondo del pozo resultante de la columna de gas y de lquido.

Las pruebas de restauracin de presin Build-up es la tcnica ms comn de pruebas en pozos transitorios y son las ms utilizadas en la industria petrolera.

Permeabilidad de la formacin.Transmisibilidad del yacimiento.Eficiencia del flujo.Efecto de almacenamiento del pozo.Presin promedio en el rea de drenaje.Presencia de dao y estimulacin.Heterogeneidades y contornos presentes en el yacimiento

Perodo de Cierre

Presin

la prueba de presin fondo fluyente (Pwf), se realiza en pozos que se encuentran produciendo, es decir, en pozos abiertos a produccin. Esta prueba da buenos resultados cuando el pozo se produce por flujo natural, presentando as, limitaciones en pozos con gas-lift y pozos que producen por bombeo mecnico. En el caso de la produccin por bombeo mecnico se utiliza el Eco-miter, que permite hacer mediciones de presin / esttica y fluyente).

La prueba multitasa consiste en producir un pozo a diferentes tasas, se realizan varios registros precedidos de periodos de cierres que alcanzan la presin de estabilizacin.

TiempoPresinq1q2q3Periodo de LimpiezaPws1Primer CierrePwf1Pws2Pwf2Pws3Pwf3

Consiste en lograr medir la presin transitoria durante la inyeccin de un fluido dentro del pozo. Para realizar la prueba, el pozo es inicialmente cerrado y la presin es estabilizada hasta la presin de yacimiento (q=0), luego se comienza el periodo de inyeccin a una tasa constante hasta conseguir incrementar la presin dentro del pozo.

TiempoPresinPERIODO DE INYECCINPERIODO DE CIERREtinyQ TiempoPERIODO DE CIERRE

Prueba Convencional

Prueba Isocronal

Prueba Isocronal Modificada

La prueba convencional consiste en cerrar el pozo en produccin y permitir una restauracin de la presin hasta alcanzar la estabilizacin.

Tasa de Flujo Mpies3/Diaq=0Primer Cierreq 0=0

Cerrar el pozo y esperar que se restaure la presin (Pe).

Colocar un reductor con un dimetro pequeo, abrir el pozo y esperar que se estabilice la presin (Pwf1), medir el caudal.

Cerrar nuevamente el pozo y esperar que se restaure la presin (Pe).

Colocar un reductor de mayor dimetro, abrir el pozo nuevamente y esperar que se estabilice la presin (Pwf2), y se mide el caudal.Repetir los pasos anteriores aumentando el dimetro de los reductores.

Esta consiste en producir un pozo de gas a diferentes tasas durante perodos de tiempo iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presin promedio del rea de drenaje, en los perodos comprendidos entre dos cambios de tasas subsiguientes.

Cerrar el pozo y permitir la restauracin de la presin hasta su seudo-estabilizacin.Colocar un reductor pequeo, dejar fluir el pozo por un perodo de tiempo fijo (1 a 2 horas), al culminar este perodo anotar la taza y la presin de fondo fluyente.Producir el pozo a una tasa de flujo diferente y tomar valores de presin en los mismos intervalos de tiempo especificados anteriormente

Colocar un reductor de mayor dimetro, dejar fluir el pozo por un perodo de tiempo fijo. (Igual a los intervalos de tiempo especificados)Cerrar el pozo hasta que se estabilice completamente la presin.Repetir los pasos anteriores.Dejar fluir el pozo hasta que se estabilice completamente la presin.

Es una prueba de contrapresin con perodos de flujo de un mismo tiempo de duracin, no se permite que durante los perodos de flujo el pozo alcance la estabilizacin.

Pws4Pws3Pws2P= Pws1PTiempo

Las suposiciones hechas para el desarrollo de la ecuacin son las siguientes:Medio poroso y homogneoPorosidad y permeabilidad constantesFluido de compresibilidad pequea y constanteFluido de viscosidad constantePequeos gradientes de presinFuerzas gravitacionales despreciables.

Conservacin de la masa.Conservacin de la Energa.Conservacin del Momento.Ecuacin de Transporte.Ecuaciones de Equilibrio.

Donde:ux, uy, uz: son los componentes de la velocidad, en pies/seg. en la direcciones X, Y, Z.: Porosidad en Fraccin.: Densidad, lb/pie3.

Esta es escrita en forma diferencia

Donde: V: Velocidad, la razn de la tasa de flujo Qf pasando a travs del elemento por el rea A del elemento, pie2/seg.Qf: Tasa de flujo a condiciones de yacimiento (Qf = Qo.Bo), pie3/seg.K: Permeabilidad, Darcy.: Viscosidad del fluido, Cps.z: Altura desde nivel de referencia, Pie.p: Presin, Lpc.: Densidad, Lb/pie3g : Gravedad, pie/seg2

Para expresar la composicin relativa de un componente en un sistema se hace uso de las constantes de equilibrio.

Donde es llamado difusividad hidrulica.

Donde:K: Permeabilidad efectiva del fluido, Darcy: Viscosidad del fluido, Cps: Porosidad, FraccinC: Compresibilidad, Lpc-1

Consideraciones:La mayora de los problemas de flujo de fluidos en yacimientos consideran flujo isotrmico.La densidad de los lquidos esta en funcin de la presin solamente.Se supone un flujo radial circular (en el plano).Un lquido de compresibilidad constante.

Se Obtiene la siguiente ecuacin para flujo radial:

Donde, r es el radio variable (pies) y n es la difusividad hidrulica.

1000 100 10 1 Tiempo de Horner = (t + t)/tPresin

1000 100 10 1 Tiempo de Horner = (t + t)/tPresin

Las curvas tipo son una familia de curvas de declinacin de presin pregraficadas que son presentadas en trminos de variables adimensionales, las cuales se definen a continuacin:

Presin adimensional:

Tiempo adimensional:

Radio adimensional:

Constante de llene adimensional:

Donde:

Factor de Dao:

Los valores de P son definidos de acuerdo al tipo de prueba a ser analizada:Prueba de declinacin de presin: P = Pi PwfDonde:Pi = Presin Inicial del yacimiento (lpc).Pwf = Presin de Fondo Fluyente medida durante la prueba, a tasa de flujo constante (lpc)

Aunque las curvas tipo ya existentes como la de Ramey, entre otras; consistan en una familia de curvas cuyas respuestas no eran nicas; Bourdet, present una curva tipo de flujo compuesta de dos familias de curvas de parmetros CDe2S, siendo estas las curvas tipo log-log de Gringarten y la derivada de la curva tipo de Gringarten multiplicado por tD / CD.

Las Pruebas de presin para pozos estn diseadas con el objetivo de obtener informacin del pozo y del yacimiento, su interpretacin y anlisis estn basados en soluciones analticas y numricas de la ecuacin de Difusividad.Esta respuesta de presin es afectada principalmente por el efecto de llene o almacenamiento, producto de la acumulacin de fluidos en el pozo durante un cierre, por el efecto de redistribucin de fases, debido a la presencia de diferentes fases en el pozo. Tener en cuenta estos fenmenos al momento de interpretar las pruebas permite que se efecte un buen anlisis de la prueba, arrojando parmetros confiables.Los mtodos de interpretacin de pruebas de presin han sido complementados mediante el desarrollo y utilizacin de las tcnicas de curvas tipo. La ventaja fundamental de estas curvas radica en que permiten la evaluacin de pruebas afectadas por el llene o el almacenamiento. Estas curvas pueden ser obtenidas simulando pruebas de declinacin de presin a tasa de produccin constante.