Metodos para analizarlas

Maricelly Rodríguez.^1 Pedro Guzmán.^2

1 Universidad De Oriente. Barcelona- Anzoátegui

2 Universidad Nacional Experimental Politécnica De La Fuerza Armada Zaraza – Guárico

PRUEBAS DE POTENCIAL: METODOS PARA ANALIZARLAS, PROCESO DE CAMPO VIII SEMESTRE INGENIERÍA DE GAS.

RESUMEN

El potencial de producción se determina para conocer la habilidad que tiene un pozo para producir fluidos y como estos fluirán a través de la formación esto se hace mediante la realización de pruebas de pozos tales como las pruebas convencionales las cuales son pruebas isocronales, isocronales modificadas y la prueba de potencial, las cuales son analizadas a través de los distintos métodos los culés nos darán los resultados necesarios para así poder determinar su comportamiento de producción de pendiendo de sus presiones las cuales van en función de la permeabilidad de la formación si un pozo se estabiliza medianamente rápido, se podrá efectuar una prueba de potencial.

Palabras Claves: Potencial, pozo, producción, formación, análisis, permeabilidad, métodos.

ABSTRACT

Production potential is determined to determine the ability of a well to produce fluids and as these will flow through this formation is done by testing wells conventional tests such as the tests which are isocronales, and modified isocronales potential test, which are analyzed by different methods the Catalans will give us the necessary results in order to determine their behavior depending on their production pressures which are a function of the permeability of the formation if a well is stabilizes fairly quickly, you can do a test potential.

INTRODUCCIÓN

Las pruebas de potencial que se realizan en los pozos productores de gas para comprobar y determinar la productividad de estos se basan en un análisis que puede estar dividido en dos regiones de presión.: pozos de baja a mediana presión y pozos de alta presión o sea pozos con muy baja productividad y pozos con muy buena productividad la cual es directamente proporcional a la presión del yacimiento.

Con el advenimiento de las perforaciones de pozos más profundos, se ha encontrado que los pozos productores de gas presentan una presión de yacimiento de por lo menos 10.000 PSI. Cuando se presentan estos casos y aquellos que presenten presiones por debajo de 2.500 PSI es necesario utilizar métodos convencionales de análisis siendo algunos de estos pruebas isocronales, pruebas isocronal modificada y para nuestro interés y de los futuros lectores las pruebas de potencial.

PRUEBAS DE POZOS DE GAS

Son aquellas que se realizan con el fin de determinar la habilidad de la formación para producir fluidos y en base al desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento y en estimación del comportamiento del pozo además son utilizadas para caracterizar al sistema pozo-yacimiento, ya que los cambios presentes en la producción generan disturbios de presión en el pozo y en su área de drenaje y esta respuesta de presión depende de las características del yacimiento, para ello se introduce un disturbio o perturbación en el yacimiento, cambiando una de las dos variables en la mayoría de los casos la tasa de flujo y se registran sus consecuencias sobre la otra variable que es la presión.

PARAMETROS QUE SE DETERNINAN A TRAVES DE LAS PRUEBAS QUE SE REALIZAN A LOS POZOS DE GAS Y PETROLEO

Área de drenaje.

Presión del yacimiento.

Permeabilidad de la formación.

Daño o estimulación de la formación.

Limites del yacimiento, anisotropía y volúmenes del yacimiento.

OBJETIVOS DE LAS PRUEBAS DE POZOS DE GAS

Los objetivos más importantes para estas pruebas son los siguientes:

a) Establecer la productividad/inyectabilidad de los pozos al comienzo de la vida productiva comercial.

b) Pronosticar la productividad/inyectabilidad de los pozos alargo plazo.

PRUEBA DE POTENCIAL

Las pruebas de potencial en los pozos de gas se realizan para determinar la capacidad productiva teórica de los mismos, bajo condiciones de flujo abierto. Anteriormente se acostumbraba hacer estas pruebas poniendo el pozo en producción con una presión en la cabeza del pozo igual al atmosférico. Actualmente con el fin de evitar desperdicios y daño a la formación, la capacidad a flujo abierto de los pozos de gas se obtiene extrapolando los resultados de las pruebas hechas a diferentes gastos moderados de producción, en lugar de abrir los pozos a flujo total.

En este método, un pozo se pone a producción a un gasto constante seleccionado hasta que la presión de fondo fluyendo se estabilice el gasto estabilizado y la presión de fondo son registrados, y a continuación se cambia el gasto (usualmente se incrementa). Así, el pozo esta fluyendo a un nuevo gasto hasta alcanzar nuevamente el estado pseudo estacionario, la presión puede ser medida con un registrador de fondo (preferentemente) o bien, a partir del cálculo utilizando valores medidos en superficie este proceso es repetido, cada vez que se registra la presión y gasto estabilizados se recomienda utilizar cuatro gastos diferentes.

METODOS EMPLEADOS EN EL ANALISIS DE LAS PRUEBAS DE POTENCIAL

Existen fundamentalmente dos métodos diferentes para analizar tales pruebas:

Método Clásico

Método Teórico

METODO CLASICO

Rawlins y Schellhardt (1936) presentaron la siguiente ecuación:

qg=C(p^2-pwf^2)

Qg= Gasto de gas (mlilespie^3/dia)

P= Presión media del yacimiento (psi)

Pwf= Presión de fondo fluyente (psi)

Esta ecuación representa la Ley de Darcy para un fluido compresible, donde la constante C involucra términos tales como viscosidad del gas, permeabilidad al flujo de gas, espesor neto de la formación, temperatura de la formación entre otras.

Rawlins y schellhardt en contraron que dicha ecuación no considera la turbulencia que generalmente se presenta en pozos productores de gas así que la modificaron con un exponente “n” en el lado derecho resultando la siguiente expresión:

qg=C(p^2-pwf^2 )^n

Donde n representa el exponente de turbulencia adimensional.

También encontraron que el exponente “n” puede variar desde 1.0 para flujo completamente laminar hasta 0.5 para flujo completamente turbulento. De acuerdo con Lee (1982), quien denomina esta aproximación el

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