1. TITULOMETODO SIMPLIFICADO Y MÉTODO

JONES, BLOUNT AND GLAZE2. INTRODUCCIONPruebas de Producción

Estas clases de prueba se realizan continuamente en el campo para determinar los volúmenes producidos por pozo y así poder controlar la producción acumulada con el tiempo. Para que estas pruebas sean válidas para el análisis nodal, es importante que los pozos produzcan con velocidades mayores a las críticas para arrastrar el condensado y el agua que se nos acumula en el fondo del pozo y las condiciones de producción y presión tienen que estar estabilizadas, la cual nos distorsiona las presiones fluyente, y por ende los potenciales de pozo, las velocidades críticas para el arrastre de los fluidos en el fondo mostraremos en capítulos próximos.

Con los datos de producción y las presiones fluyentes de fondo obtenido en una prueba de producción, podemos determinar los índices de productividad del pozo y el comportamiento de entrega como mostraremos en la siguiente ecuación:

IP = Qg/ Pr^2-Pwf^2

3. MARCO TEORICO

Método de Interpretación de prueba

La habilidad de analizar el comportamiento y pronóstico de los pozos de gas y el índice de productividad de los mismos, se lo obtiene a través de métodos de interpretación de prueba, ya que podemos realizar un análisis de los resultados que arrojan las pruebas de pozos tanto de producción como así también de cierre. Previniendo los distintos problemas que se pueden presentar con la declinación de la presión de reservorio y los efectos de daño del pozo. Los resultados de las pruebas de pozo son a menudo utilizados para optimizar o maximizar la producción, previniendo el desarrollo del campo, y las facilidades en superficie como plantas de procesamientos.

Básicamente existen dos tipos de datos para la determinación de la capacidad de entrega:

- Datos de pruebas (Isocronales, Flujo tras Flujo, Prueba de Producción)- Datos de Reservorio

En la bibliografía actual, existen varios métodos de interpretación de pruebas de los cuales tomaremos dos en el presente trabajo.

a)Método Simplificado

En 1936, Rawlins y Schellhardt, presentaron la ecuación 4.22 , como la ley de Darcy para un fluido compresible, donde “C” contiene todos los términos diferentes de la presión; como la viscosidad del gas, permeabilidad al flujo de gas, la temperatura de la formación, etc. Rawlins y Schellhardt, describen que la ecuación 4.22, la Krg era responsable por la turbulencia normalmente presente en pozos de gas, entonces modificaron la ecuación con un exponente “n”, ecuación 4.23.

El exponente “n” puede variar de 1.2 para flujo completamente laminar y 0.5 para un flujo completamente turbulento.

Si los valores para el coeficiente de flujo C y exponente n puede ser determinado por el régimen de flujo, para cualquier valor de pwf , puede ser calculado, el caudal y

se puede construir la curva del comportamiento de flujo de entrada. Un parámetro comúnmente usado para ver el potencial cuando la pwf 0 , es llamado PotencialAbsoluto de Flujo Abierto (AOF), el cual es definido como el máximo caudal que un pozo de gas produciría sin contrapresión.

Considerando el método clásico, se tiene dos constantes para determinar “C” y “n”. La teoría indica que “C” es una función de radio de investigación que significa que si dos periodos de flujo poseen un mismo radio de investigación, ellas tendrán el mismo“C”. Las razones de flujo poseen un mismo intervalo de tiempo, entonces tendrá un mismo radio de investigación y por tanto un mismo “C”. Para períodos estables de flujo, el “C” será el “C” estabilizado, que es el que estamos tratando de determinar. Para una serie de periodos de flujo iguales que no son largos o suficientes para alcanzar la estabilización, los “Cs” de cada prueba serán los mismos, mas no sean los “C” estabilizados.

Si el pozo ha fluido a un caudal estabilizado, como se muestra en el esquema log-log (Figura 4.9) podemos determinar un máximo potencial transiente de la prueba, si tenemos un flujo extendido como se muestra en la (Figura 4.10 ) obtendremos un punto estabilizado por la cual pasamos una línea paralela a la línea de los puntos transiente. De modo que el valor de C es el valor estabilizado, y también el máximo potencial determinado. La ecuación 4.22 puede ser escrita de la siguiente manera:

log pR2 pwf

2 1 log qg 1 log C Ec.(4.59)n n

versus q g , nosLa gráfica logarítmica log-log de la diferencial de presión pR2 pwf

2

muestra una línea recta (Figura 4.9), el factor de turbulencia expresado por ( n ) es inversa a la pendiente de esta línea. La figura también nos muestra, una prueba de producción con cuatro caudales de flujos, que estarían sobre una misma línea recta mostrando una condición de flujo estabilizado. El valor del exponente n relacionada al coeficiente de turbulencia se puede determinar gráficamente de la diferencia de caudal dividido en relación de la diferencial de presión en cualquier punto de la línea recta. En forma analítica mostraremos en la ecuación 4.60

Una vez determinado el valor del exponente n , el valor C se puede determinar usando la siguiente ecuación:

qg

C

pR2 pwf2 nEc.(4.61)

El valor de la constante C en base a los datos de reservorio puede ser representado por la siguiente ecuación:

C

0.000703Kghg MPCD Ec. (4.62)⎢

PSI2

2

UgZTr(ln(0.472rd / rw) s)

b)Método Jones, Blount and Glaze

En 1976 Jones, Blount y Glaze, sugieren un procedimiento de análisis que permite determinar el efecto de turbulencia o no, que se presenta en la completación de pozos independiente del efecto de daño y flujo laminar. El procedimiento también avala el coeficiente de flujo laminar A, y el efecto de daño siel producto k g h es conocido.

La ecuación presentada por Jones, et al,. para flujo de estado estable (steady-state flow) incluyendo el factor de turbulencia es:

El primer término de lado derecho es la caída de presión de flujo laminar o flujo Darciano, en cuanto al segundo término, es la caída de presión adicional debido a laturbulencia. El coeficiente de velocidad β , es obtenido en la ecuación 4.9

Algunas veces es conveniente establecer una relación entre dos parámetros que indican el grado de turbulencia que ocurre en un reservorio de gas. Estosparámetros son: el coeficiente de velocidad β , y el coeficiente de turbulencia Β .La ecuación 4.63 se puede describirse para un flujo de estado semiestable o pseudoestable como:

Los términos de la ecuación 4.64 son agrupados en dos coeficientes de la siguiente manera:

Por tanto, la ecuación 4.64 toma la forma de la ecuación 4.33, dividiendo esta por q toma la forma de la ecuación general propuesta por Jones, Blount y Glaze.

pR2 pwf

2

Aq B Ec.(4.67) q

Para determinar los dos coeficientes existen dos formas: La primera hace uso de las pruebas convencionales con dos o más valores de flujo estabilizado, por lo menos un flujo estabilizado en pruebas de flujo isocronal. Los datos de caudal y presión obtenidos en la conducción de estas pruebas son producidos en coordenadas

cartesianas como pR2 pwf

2 / q , en el eje de las coordenadas y q , en el eje delas abscisas. En la figura 4.11 el diagrama resultante muestra una línea cuyapendiente es el coeficiente B que indica el grado de turbulencia. Prolongando la recta hasta el ejes de las coordenadas se tiene el coeficiente laminar A, adoptando en estecaso el valor de pR

2 pwf

2 / q para un caudal igual que cero, resultado que

muestra la existencia o no, de daño a la formación.

El segundo camino es de simples substituciones de los parámetros, previamente determinados en las ecuaciones 4.65 y 4.66 .Una vez determinados los coeficientes A y B se procede a la construcción de la curva del comportamiento de IPR, asumiendo

diferentes valores de presión de fondo fluyente pwf , determinando los caudales para estos mismo valores. También podemos asumir los caudales de producción y determinar las presiones fluyentes indiferentemente. Las ecuaciones presentadas son:

Sabemos que el valor de A = ∆P2/Qgcs Ec. (4.70)B = ∆ (∆P/Qg) /∆Qg Ec. (4.71)

Para tener alguna medida cualitativa de importancia en la contribución del efecto de turbulencia en una estabilización, Jones et al. Sugirió la comparación de el valor de A calculado del Potencial AOF y el valor de A` estabilizada calculada con la siguiente formula:

A’ = A + B (AOF) Ec. (4.72)Jones et al. Sugirió que si la razón de A’ y A es mayor que 2 o 3, existe alguna

restricción en la completación del pozo. Ellos también sugieren que si el espesor de la formación h es usado en el cálculo de B, podría ser remplazado por el espesor perforado, teniendo una caída de presión por efecto de turbulencia. Por lo tanto, para optimizar la producción y evitar este efecto de turbulencia se puede calcular un nuevo valor de B2 cuya formula es la siguiente:

B2 = B1 (hp1/hp2) Ec. (4.73)Donde:B2 = coeficiente de turbulencia después de la completación.B1 = coeficiente de turbulencia antes de la completación.Hp1 = espesor perforado inicialHp2 = espesor perforado nuevo

Análisis de la terminación del pozo después de una prueba:

1. Si el valor de A es bajo y menor a 0.05 no existe daño en la Formación

2. Si el valor de A’/A es bajo menor que 2 existe una pequeña turbulencia en el pozo.

3. Si el valor de A y A’/A son bajos el pozo tiene una buena completación4. Si el valor de A es bajo y A’/A es alto existe insuficiencia de área de

perforación y la estimulación ácida no es recomendable.5. Si el valor de A es alto y A’/A es bajo es recomendable una estimulación de

pozo