Pruebea De Restauracion De Presion

6.3 Pruebas De Pozo

Son pruebas que se realizan con el propósito de determinar la habilidadde la formación para producir fluidos; y dependiendo del estado dedesarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de lanaturaleza de los fluidos del yacimiento, estimación del comportamientodel pozo3.

6.3.1 Parámetros Que Se Calculan Con Las Pruebas De Pozo.

Permeabilidad de la formación (k).Daño o estimulación en la formación (s).Presión del yacimiento (P).Límites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento.Área de drenaje

2.-RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP TEST)

Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presión de fondo durante un periodo de tiempo, luego de cerrar el pozo después de haber estado fluyendo a una tasa constante estabilizada.

Se utiliza para hallar:

-Presión estática promedio en el área de drenaje o yacimiento (Pi).

-Permeabilidad promedio en el area de drenaje (k).

-Efecto Skin (s).

-Presencia de Límites o heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigraficas).

- Interferencia o comunicación entre pozos / fallas

RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP TEST)

La prueba requiere que el pozo produzca con una tasa estabilizada durante un cierto tiempo, denominado tiempo de flujo (tp), para lograr una distribución homogénea en la presión antes del cierre

Al cerrar el pozo se mide la presión de fondo (Pwf @t=0) y se empieza a medir en función del tiempo de cierre (t).

El tiempo de flujo (tp) se define asi:

En una forma similar que para el caso de drawdown, se establece que para flujo de estado no estable (transiente) se cumple la siguiente ecuación (Ecuación de Horner, 1951).

La Ecuación de Horner sugiere que la relación entre pws y (tp+t)/t es una linea recta en escala semi-log.

El efecto skin puede ser estimado mediante una formula similar a la de drawdown

Si se escoge un valor diferente a p1hse debe modificar la constante 3.23 de acuerdo a la siguiente relación:

La caída de presión relacionada con el efecto skin (pskin) se estima con la siguiente relación

La Eficiencia de Flujo (EF) se define similarmente que para drawdown

Donde la pwf es la presión de fondo fluyente registrada inmediatamente antes del cierre y p* es la presión leida de la tendencia lineal (período transiente) para un t=infinito [(tp+t)/t]=1.

Duración del Efecto de Almacenamiento

Durante el período de flujo posterior o almacenamiento, existirá una relación lineal entre (pws- pwf) y el tiempo t en escala log-log, con una pendiente m=1.

Cuando los puntos empiecen a separarse de la tendencia lineal, significa que se está iniciando el período transiente. El tiempo de fin de efecto de almacenamiento se estima moviéndose 1 o 1.5 ciclos luego que la pendiente del grafico log-log cae por debajo de 1.

Este tiempo también se puede estimar con la siguiente desigualdad:

El Coeficiente de Almacenamiento se puede estimar tomando un punto de p y t de la recta log-log y con la siguiente ecuación:

Método de Miller-Dyes-Hutchinson (MDH

Cuando el pozo ha estado produciendo suficiente tiempo para alcanzar un estado de flujo pseudo-estable (tp>>t) y el radio de investigación es cercano a re. En este caso:

Relación Lineal entre Pws y t en escala semilog, con pendiente m positiva. Esta pendiente es la misma que para Horner.

Este método se utiliza mayormente para determinar la presión promedio en el área de drenaje

MÉTODO DE CURVAS TIPO

Las curvas tipo son representaciones gráficas de soluciones teóricas de las ecuaciones de flujo (Agarwal et al, 1970). El método consiste en encontrar, dentro de una familia de curvas, la curva teórica que mejor coteje con la respuesta real que se obtiene durante la prueba de presión. Este cotejo se realiza en forma gráfica, superponiendo la data real con la curva teórica.

Estas soluciones gráficas se presentan en función de variables adimensionales (pD, tD, rD, CD).

Se basan en las siguientes ecuaciones:

MÉTODO DE CURVAS TIPO

Problema de Unicidad: Se pueden obtener dos o más respuestas a un mismo problema, debido al desconocimiento en el valor de CD.

Curva tipo de Gringarten (1979)

Recordando la relación entre la presión de fondo y el coeficiente de almacenamiento

Durante el período transiente

Sumando y restando ln(CD)

Esta ecuación describe el comportamiento de

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