caracterizacion dinamica

UNIVERSIDAD OLMECA

CARACTERIZACIÓN DINAMICA DE YACIMIENTOS

Alumnos:Guadalupe Jiménez

PRUEBA DE PRESIÓN

Prueba de incremento de presión (Buildup Test)

PRUEBAS DE PRESIÓN

Una prueba de presión esta definida como la medición continúa de los cambios de presión de un pozo causado por un cambio de flujo en el mismo o en otros pozos.

El procedimiento de una prueba de presión consiste básicamente en bajar una herramienta de presión temperatura lo mas cercana posible a la zona de producción y en algunos casos tener al mismo tiempo una herramienta que determine las variaciones de flujo antes y durante la prueba .

OBJETIVO

Estimar las características de las fracturas que intersectan al pozo.Estimar los parámetros de doble porosidad de la formación.Determinar las condiciones de entrada de agua.Confirmar la presencia de casquete de gas.Establecer el grado de comunicación de varios yacimientos a través de un acuífero en común.Estimar el coeficiente de alta velocidad en pozos de gas.

Estimar el factor de daño de la formación S, desviación, fracturas, ETC.

Estimar el avance del frente de desplazamiento en procesos de inyección.

OBJETIVO

INCREMENTO DE PRESION

Son las mas usuales y su desventaja principal radica en la producción diferida que se tiene al cerrar los pozos. Este hecho hace que se tenga mas cuidado en la programación de este tipo de prueba para que realmente sea factible su análisis y por ende la obtención de resultados representativos del sistema.

A partir de estas pruebas es factible evaluar la permeabilidad del sistema, Presión promedio ó Pi del yacimiento y daño a la formación . El control de la producción en este tipo de pruebas es el elemento mas ventajoso para el análisis y obtención de datos, en comparación con otras tipos de prueba.

OBJETIVO DE LAS PRUEBAS DE INCREMENTO DE

PRESIÓN

Estimar parámetros del yacimiento Estimar el factor de daño del pozo Determinar la presión media del área de drene

BASES DE LA PRUEBA Consiste en cerrar un pozo después de un periodo de producción y medir la variación de presión antes y durante el disturbio ocasionado por ese proceso de cierre.

Se contempla que antes de este cierre el pozo estuvo produciendo a una tasa constante y que al momento de cierre la formación dejo de aportar al pozo ( libre de almacenamiento).

VENTAJAS Y DESVENTAJAS

Ventajas Desventajas

Capacidad de medición de cambios suaves de

presión.

Producción diferida de hidrocarburos.

Gasto constante (q=0) Dificultad en mantener el gasto constante antes del

cierre.

CONCEPTOS BÁSICOSPRINCIPIO DE SUPERPOSICIÓN

Los modelos básicos de flujo consideran un solo pozo en el yacimiento produciendo a gasto constante; pero en la práctica la situación es otra, ya que los pozos producen a flujo variable y a demás en un yacimiento con varios pozos .

SUPERPOSICION EN ESPACIO

Cuando dos o mas pozos producen de un yacimiento, el cambio de presión observado en cualquier punto del yacimiento es la suma de cambios de presión causado por cada uno de los pozos, como si cada uno de ellos estuviera produciendo solo en el Yacimiento.

Consideremos un yacimiento con n pozos

ji, 1

n

1iij pqp

El cambio de presión en el pozo j está dado por

ji, 1

n

1iij pqp

SUPERPOSICION EN TIEMPOConsideremos un pozo con un flujo variable.La curva de flujo puede ser aproximada de una manera escalonada de tal manera que las características importantes de la curva se reproducen.

Ahora podemos suponer que “n” pozos ficticios localizados en el mismo punto que el pozo en estudio comienzan a producir un flujo qi– qi-1 a partir del tiempo ti . En este caso el tiempo efectivo de flujo del pozo ficticio “i” es t-ti .

PRINCIPIO DE SUPERPOSICIONSuperposición en tiempo Consideremos un pozoproduciendo a gastovariable

q

tt

p(t) = ? q

q3 q

nq

2

q1

t1t1t

2t

2t

3t

3t

nt

nt

tt-

t-t-

t-

El gasto se puede aproximarpor escalones que represen-tan el inicio de producciónde pozos ficticios con gastoq - q en el tiempo ti i-1 i

Superposición en tiempo.La respuesta de presión a un tiempo t es la suma de lo efectos correspondiente a cada pozo ficticio.

n

1ii11ii ttp qqtp

n

1ii11ii ttp qqtp

AnálisisSe debe considerar la siguiente: Que el pozo se cierra por un tiempo t, después de haber producido por un tiempo tp. Aplicando el principio de superposición en tiempo se tiene que encontrar la caída de presión para un pozo que produce a un gasto “q” durante un tiempo (tp+t), mas la caída de presión a gasto cero (esto se logra considerando que produce a “-q”) durante un tiempo t.

Ecuaciones básicasLa ecuación de Horner (1951) en unidades prácticas de campo es :

ttt

LogkhqBopp p

iws6.162

ttt

LogkhqBopp p

iws6.162

Utilizando la variable M

3513.0

ckLog t 151.1

2t w

W rLog

khqBoP

mmqBokh 151.1

3513.0

ckLog t 151.1

2t w

W rLog

khqBoP

mqBokh 151.1

PRUEBAS DE INCREMENTO DE PRESIÓN (Buildup Test)

Ejemplo 1.- Determinar la permeabilidad del yacimiento de los datos de presión y tiempo, de un pozo que ha producido con un gasto estabilizado de 4900 BPD

antes del cierre.

rw = 0.35 [pie] ct = 22.6 x 10-6 [psi]-1

tp=310 [hrs] h = 482 [pie]o = 0.2 [cp]qO= 4900 [BPD] = 0.09 [fracción]Bo = 1.55

PRUEBAS DE INCREMENTO DE

PRESIÓN (Buildup Test)

khqB162.6- m 0

2275.3rcklogm

pp1513.1s 2wt

wfhr1

khqB162.6- m 0

2275.3rcklogm

pp1513.1s 2wt

wfhr1

PRUEBAS DE INCREMENTO DE PRESIÓN (Buildup Test)

PRUEBAS DE INCREMENTO DE PRESIÓN (Buildup Test)SOLUCION:

md 4982.1248241

2.055.149006.162k

s= 8.23Adicionalmente se puede conocer la caída de presión debida al daño es decir:

)23.8()482)(4982.12())(1.55)(.2141.2(4900 skh

qB2.141ps

ps = 293.02 psi

md 4982.1248241

2.055.149006.162k

)23.8()482)(4982.12())(1.55)(.2141.2(4900 skh

qB2.141ps

Objetivo Analizar los métodos para detectar los diversos regimenes de flujo presentes en una prueba de presión

DIAGNOSTICO DE FLUJO

Existe la problemática sobre cual gráfica utilizar en un cierto caso puesto que la experiencia ha mostrado que siempre es posible trazar una línea recta a través de un grupo de datos.

DIAGNOSTICO DE FLUJO

GRAFICA ESPECIALIZADA

p

b

m1

f(t)

p

Diagnóstico de flujo. En las exposiciones anteriores se han presentado los modelos básicos de flujo y las gráficas que se utilizan en el análisis de pruebas de presión.

1 . Lineal2 . Radial3 . Esférico4 . Pseudoestacionario5 . Estacionario6 . Almacenamiento7 . Bilineal

1/4t vs pt vs p

cte pt vs p

t / 1 vs pt Log vs p

t vs p

1/4t vs pt vs p

cte pt vs p

t / 1 vs pt Log vs p

t vs p

Diagnóstico de flujo.

Datos de presión

Diagnóstico de flujo

Conformación de modelo de flujo

Aplicación de gráficas especializadas

Diagnóstico de flujo. Es necesario entonces la utilización de una metodología de diagnóstico para detectar el tipo de flujo que exhibe el sistema.Herramienta: Función derivada de Presión

Bourdet , t p’

t : Tiempo transcurrido durante la prueba

p’ : Derivada del cambio de presión durante la prueba

Forma General nl t c p t

Tipo de flujo

n

AlmacenamientoPseudo estacionarioLinealBilinealRadialEsférico

1

1

1/21/4 0

-1/2

Frontera a p=ctte -1

nl t c p t


Así, al hacer la grafica doble logaritmica de t p’ vs t, se obtiene una línea recta de pendiente n y así podemos saber el tipo de flujo presente en el análisis.

Log (t p’) = Log c + n Log t nl t c p t nl t c p t

Almacenamiento

Flujo Lineal

Flujo Radial

Flujo Esférico

Flujo Bilineal

Frontera a Presión Constante

Flujo Pseudo-Estacionario

En un pozo se pueden presentar varios tipos de flujo, tal es el caso de un pozo parcialmente penetrante


-Radial

-Esférico

- Pseudo Radial

lptp

Log

1

1

Almacenamiento

ewstert

1-1/2

espht bprt

Pseudoradial

Radial

Esférico

bspht

Pozo Parcialmente Penetrante

lptp

Log

ewstert

espht bprt

bspht

Suavizamiento y normalización de datos Los datos de presión medidos en un pozo están sujetos a errores y al fenómeno de ruido que dependen de la resolución y precisión del aparato de medición.

Si el nivel de ruido es alto comparado con los cambios de presión que se tienen en el pozo o si los datos son escasos, la estimación de la función derivada de presión dará como resultado una nube de puntos cuya tendencia de variación será difícil visualizar.

Para evitar este problema es necesario suavizar los datos sin que se pierda las características principales de variación de los datos.

Una técnica recomendada para suavizar los datos es el promedio móvil, que consiste en definir una ventana de suavización alrededor de un tiempo “ti” y calcular el promedio de presión en la ventana y asignarlo al punto i. La formula correspondiente a esta técnica es:

Suavizamiento y normalización de datos

2ni

2nij

jisuavizada tpn1tpp

Donde n es el número de puntos en la ventana de suavización, el cual debe ser impar.

2ni

2nij

jisuavizada tpn1tpp

Debido a la naturaleza de la variación de presión en los pozos, en el caso de pruebas de decremento o de incremento, la escala utilizada para suavizar la presión debe ser logarítmica y para el caso de pruebas de interferencia se utiliza la escala normal de tiempo (cartesiana)


Suavizamiento y normalización de datos La derivada de presión puede calcularse utilizando diferencias centrales con la ecuación siguiente:

)tt(

tptpdtpd

1i1i

1iw1iw

ti

w

Para obtener valores suavizados de la derivada, el intervalo de diferenciación puede abrirse en caso de procesar datos no suavizados de presión

)tt(

tptpdtpd

1i1i

1iw1iw

ti

w

Normalización de datos.Normalización: Estimación de la respuesta de presión correspondiente a un gasto constante (unitario).El objetivo es transformar los datos de presión para que sean como si fueran a gasto constante.Las técnicas que existen para lograr este objetivo son:

• Convolución• Deconvolución

Convolución: Se supone un modelo de flujo y se aplica la superposición en tiempo por los cambios de caudal

Normalización de datos.

i1

n

1i1iiwf ttpqqtp

Deconvolución: Calcula el comportamiento de la presión del sistema pozo yacimiento como si el pozo estuviera produciendo a gasto constante con o sin efectos de almacenamiento

i1

n

1i1iiwf ttpqqtp

Detección de barreras y presencia de acuífero y/o casquete de gas

Detección de contacto agua aceite

1/2

-1/2

11

C A/A

Modelo conceptual

1

-1

1/4

1

Detección de una Falla Conductiva

df

FCD

Modelo conceptual

Detección de casquete de gas

GRACIAS

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