Pruebas De Transiente De Presion

CAPITULO III

ANALISIS DE LOS RESULTADOS

Principales aplicaciones de las pruebas de presión

Consideraciones técnicas y económicas ayudan a establecer estrategias de desarrollo de un campo. Optimizar su desarrollo requiere un modelo de yacimiento que sea capaz de predecir de la manera más realista posible el comportamiento dinámico del campo en términos de tasa de producción y fluidos recuperados bajo diferentes condiciones de operación. Tal modelo se construye utilizando datos geológicos, geofísicos y del pozo.

Los parámetros necesarios, se obtienen de:

Medidas directas (cores, cortes, muestras de fluidos, etc.) y,

La interpretación de datos (sísmica, registros eléctricos de pozos, pruebas de pozos, análisis PVT, etc). Los datos sísmicos y de registros eléctricos de pozos suministran información estática del yacimiento, pero solamente los datos de la prueba de pozos proporcionan información sobre la respuesta dinámica del yacimiento - un elemento importante en la construcción de modelos.

La mayoría de las pruebas de pozos pueden agruparse en dos categorías: pruebas de productividad y pruebas descriptivas del yacimiento, éstas últimas también se las conoce como pruebas de presión transitoria y será el objetivo de análisis moderno de este trabajo.

Las pruebas de productividad permiten:

Identificar los fluidos producidos y determinar la relación de sus volúmenes respectivos

Medir la presión y temperatura del yacimiento

Obtener muestras convenientes para análisis PVT

Determinar la capacidad del pozo

Evaluar la eficiencia de completación

Caracterizar el pozo dañado

Evaluar los trabajos de reacondicionamiento o tratamiento de estimulación

Las pruebas de presión transitoria permiten:

Evaluar los parámetros del yacimiento

Caracterizar la heterogeneidad del yacimiento

Estimar límites y geometría del yacimiento

Determinar comunicación hidráulica entre pozos

Además de los objetivos anteriores, los datos de una prueba de pozos son esenciales para el análisis y mejor conocimiento del comportamiento del yacimiento y para realizar predicciones fiables. Estos, a su vez, son vitales para optimizar el desarrollo y control del yacimiento.

La tecnología de pruebas de presión está desarrollándose rápidamente. La integración con datos de otras disciplinas relativas al yacimiento, el esfuerzo continuo en el desarrollo de nuevos modelos, la constante evolución de software interactivos para análisis transitorio, el mejoramiento de los sensores de fondo y un mejor control del ambiente interno del pozo han incrementado la importancia y capacidad de las pruebas de pozos.

Aplicación del análisis de presiones.

Pueden ser usadas para obtener:

La presión promedio del yacimiento del área de drenaje.

Permeabilidad de la formación.

Determinar el grado de daño a la formación durante la perforación y completación del pozo.

Cuan efectivo o eficiente ha sido una estimulación o tratamiento del pozo.

El grado de conectividad entre pozos.

Estructura geológicas.

Los datos de presión, cuando se combinan con datos de producción de petróleo y agua con datos de laboratorio, de propiedades de las rocas y de los fluidos, constituyen un medio para estimar el petróleo original in situ y el petróleo que puede ser esperado del yacimiento bajo diversas formas de producción.

Bases matemáticas para el análisis de pruebas de presiones

Ecuaciones Básicas o Leyes Físicas:

Conservación de Flujo de Masa

Conservación de la Energía

Conservación del Momento

Ecuaciones de Transporte. Ley de Darcy.

Condiciones de Equilibrio.

Ecuaciones de Estado y propiedades de los fluidos y de las rocas.

Al aplicar un balance de masa sobre un elemento finito de geometría determinada se obtiene la ecuación de continuidad, que combinada con la ecuación de Darcy y la ecuación de estado, permite encontrar para líquidos de compresibilidad constante la ecuación de difusividad en términos de presión para flujo radial:

(δ^2 p)/〖δr〗^2 +1/r δp/δr=1/n δp/δt………………………….……………(20)

Donde n la constante de difusividad es:

n=0.0002637k/〖∅μc〗_t 〖ft〗^2/hr………………………………………(21)

Para flujo de gases reales un término de segundo grado aparece a menos que una sustitución tal como la pseudo-presión para gases reales, m (p), sea usada.

Para obtener soluciones analíticas se requiere:

Condiciones iniciales.

Condición de contorno o de frontera, tanto interna como externa.

Las suposiciones hechas en el desarrollo de la ecuación son resumidas a continuación:

Flujo radial hacia el pozo abierto sobre el espesor total del yacimiento.

Medio poroso isotrópico y homogéneo.

Yacimiento de espesor uniforme.

Porosidad y permeabilidad.

Fluido de compresibilidad pequeña y constante.

Fluido de viscosidad constante.

Pequeños gradientes de presión.

Fuerzas de gravedad despreciables.

En una prueba de pozos, se registra la respuesta de un reservorio a condiciones de cambio de producción (o inyección). Desde que el grado de respuesta depende de las características de las propiedades del reservorio, es posible en muchos casos inferir de la respuesta dichas propiedades.

Interpretar una prueba de pozos es entonces un problema inverso en que los parámetros modelados son inferidos analizando el modelo de respuesta a datos de ingreso. En muchos casos de prueba de pozos, la respuesta reservorio que es registrada y analizada es la presión. De aquí que análisis de prueba de pozos sea sinónima con análisis de presión transitoria. La transiente de presión es debida a cambios en la producción o inyección de fluidos, donde el rate de flujo transiente es el ingreso y la transiente de presión la salida.

Figura 12. Modelo de respuesta a datos de ingreso

En la interpretación de prueba de pozos, se usa un modelo matemático para relacionar respuesta de presión (salida) a variación del rate de flujo (ingreso). Especificando que la historia del rate de flujo (ingreso) en el modelo sea el mismo que el de campo, sé tendrá que los parámetros del modelo y reservorio son idénticos, si el modelo de presión de salida es el mismo que la presión medida del reservorio. Este proceso puede dar dificultades, desde que el modelo puede actuar como el reservorio real, aunque los supuestos físicos no sean válidos.

Esta ambigüedad es inherente en todos los problemas inversos, incluyendo muchos otros usados en ingeniería de reservorios (ej: en simulación el ajuste del historial, análisis de curvas de declinación, balance de materiales). Sin embargo, los peligros pueden ser minimizados por especificaciones cuidadosas de las pruebas de pozos, de forma tal que la respuesta se identifique con las características de los parámetros del reservorio. Por tanto, el diseño e interpretación de una prueba de pozos dependerá de sus objetivos.

Los objetivos de una prueba de pozos, pueden ser:

Evaluación del reservorio

Manejo del reservorio

Descripción del reservorio

Evaluación del reservorio.

Para lograr una decisión de cómo mejor producir un reservorio dado (o si vale la pena seguir gastando en él) será necesario conocer la conductividad del reservorio kh, o producto permeabilidad-espesor, presión inicial del reservorio y los límites del reservorio (o fronteras). A su vez se tomarán muestras de los fluidos para que sus propiedades físicas puedan ser medidas en el laboratorio. También se examina las condiciones cerca al wellbore, para evaluar si la productividad del pozo está gobernada por efectos del wellbore (tal como skin y almacenamiento) o por el reservorio en sí.

La conductividad del reservorio (kh) indica cuan rápido llegan los fluidos al pozo. De aquí, que sea un parámetro para diseñar el espaciamiento entre pozos y el número de ellos. Si la conductividad del reservorio es baja se requerirá evaluar si es necesaria una estimulación. La presión del reservorio llamada energía potencial que el reservorio contiene (o que le queda), es un indicador del tiempo en que la producción del reservorio se sustenta. Análisis de pruebas de límites de reservorio permiten determinar cuanto fluido está presente (si este es aceite, gas, agua, vapor o cualquier otro) y estimar si las fronteras del reservorio son cerradas o abiertas (con acuífero de soporte o una superficie de no flujo).

Manejo del reservorio.

Durante la vida de un reservorio se debe establecer la performance y condición de los pozos. Es usual registrar cambios en la presión promedia del reservorio de manera de refinar nuestros pronósticos o futura performance del reservorio. Conociendo las condi¬ciones de los pozos, es posible identificar candidatos

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