Pruebas de Pozos Segundo Dia 2

junio 2015 Ing. Sergio A. Terrazas Aguilar

ANALISIS DE PRUEBAS DE POZOS

TEMA N°3 .

. 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.

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).

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

. 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

. 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.

. 3.2 Método de Miller-Dyes-Hutchinson

Grafique Pws vs. log(Δt), como se muestra

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):

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:

. 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)

A partir del intercepto a Δt = 0 se calcula k.

. 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:

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.

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.

. 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.

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.

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.

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.

. 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.

. 4.1. Frontera Sencilla

. 4.2. Fronteras Múltiples

GRADO DE ESCAPE DE UNA FALLA

La conductividad adimensional de la falla/frontera

está definida como:

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.

Frontera con Escape

Una conductividad adimensional escalable de

la frontera, τ, es definida como:

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.

. 4.3. Capas con y sin Flujo Cruzado

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