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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”.
www.oilproduction.net 1
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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