Análisis de Pruebas de Restauración de Presión en Yacimientos que Producen por Debajo del Punto de Saturación

“Análisis de Pruebas de Restauración de Presión en Yacimientos que Producen por Debajo del Punto de Saturación”

Realizada por: Adriana Da Corte

INDICE GENERAL

INDICE DE FIGURAS 5

INDICE DE TABLAS 7

TRIBUNAL DE GRADUACIÓN 12

DECLARACIÓN EXPRESA 13

SIMBOLOGIA 14

INTRODUCCIÓN 17

OBJETIVO GENERAL 20

OBJETIVO ESPECÍFICO 21

CAPITULO I 22

GENERALIDADES DEL CAMPO FICT 22

1.1 HISTORIA DEL CAMPO FICT 22

1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA 25

1.2 ASPECTOS GEOLÓGICOS GENERALES 26

1.3 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS ESTRATOS DE LA CUENCA ORIENTE 29

1.4 MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS RESERVORIOS DEL CAMPO FICT 33

• Expansión de flujo y de la roca 33

• Empuje por gas en solución 33

• Empuje por capa de gas 33

• Empuje hidráulico 33

• Segregación gravitacional 33

1.4.1 Mecanismo de Empuje en la Formación Hollín 34

1.4.2 Mecanismo de Empuje en la Formación Napo Inferior T 34

1.4.3 Mecanismo de Empuje en la Formación Napo Inferior U 34

1.5 FACTOR DE RECOBRO DE LOS RESERVORIOS DEL CAMPO FICT 35

1.6 PROPIEDADES DE LAS ROCAS Y FLUIDOS CAMPO FICT 36

1.6.1 Propiedades de la roca – yacimiento 36

1.6.1.1 Porosidad 36

1.6.1.2 Permeabilidad 38

1.6.1.3 Saturación de los fluidos 40

1.6.1.4 Compresibilidad de la formación 41

1.6.2 Propiedades de los Fluidos 43

1.6.2.1 Diagrama de fases aplicado al campo 43

1.6.2.2 Análisis PVT 46

1.7 ESTADO DE LOS POZOS E HISTORIAL DE PRODUCCION 49

1.7.1 Historial de presiones de las arenas del Campo FICT 49

1.7.2 Histórico de Producción del Campo 51

1.7.3 Pozos en producción 51

CAPITULO II 53

PRUEBAS DE POZOS 53

2.1 TIPOS DE PRUEBAS DE PRESION 55

2.1.1 PRUEBAS DE DECLINACION DE PRESIÓN O DE FLUJO (DRAWDOWN TEST) 55

2.1.1.1 Análisis de una prueba de Drawdown con tasa constante 57

2.1.1.2 Análisis de una Prueba de Flujo con cambio ligeramente variable. 60

2.1.1.3 Análisis de una prueba de flujo para dos tasas o más tasas (Multitasas). 63

2.1.2 PRUEBAS DE RESTAURACION DE PRESION (BUILDUP TEST) 74

2.1.2.1 Prueba de Buildup para una sola tasa constante antes del cierre (Método de Horner). 74

2.1.2.1 Prueba de Buildup precedido por dos diferentes tasas de flujo. 79

2.1.2.1Prueba de Buildup precedido por varias tasas diferentes de flujo. 81

2.1.3 Pruebas de disipación de presión en pozos Inyectores (Fall off Test) 85

2.1.4 Pruebas de Interferencia 86

2.2 METODOS DE EVALUACION DE PRUEBAS DE PRESION ALTERNATIVOS 88

2.2.1 Método de Odeh-Selig y Aproximación de Horner 88

2.2.1.1 Método de Odeh-Selig 88

2.2.1.2 Aproximación de Horner 92

2.2.2 Calculo de la presión de Area de Drenaje. (Método MBH) 93

2.2.3.1 Procedimiento para desarrollar el método de la derivada para una prueba de Build Up. 96

3.2.3.2 Procedimiento para encontrar los valores de las presiones derivadas (∆te∆p') 97

2.3 IPR E INDICE DE PRODUCTIVIDAD 101

2.3.1 Índice de Productividad 101

2.3.2 IPR para Yacimientos Saturados 103

2.3.2.1 Método de Voguel 103

2.3.2.2 Modificación de Standing 108

CAPITULO III 115

ANALISIS Y RESULTADOS DE LOS POZOS DEL CAMPO FICT 115

3.1 ANÁLISIS DEL POZO FICT 01 115

4.2 ANÁLISIS DEL POZO FICT 02 125

3.3 ANÁLISIS DEL POZO FICT 03 135

3.4 ANÁLISIS DEL POZO FICT 04 145

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 155

CONCLUSIONES 156

RECOMENDACIONES 159

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Y ELECTRÓNICAS 160

INDICE DE FIGURAS

Capítulo I

Figura 1.1: Mapa de Bloques Petroleros de la Cuenca Oriente Ecuatoriana 23

Figura 1. 2: Ubicación geográfica del campo FICT 26

Figura 1. 3: Mapa y sección estructural de la Cuenca Oriente. 28

Figura 1. 4: Columna Estratigráfica de Subsuelo de la Cuenca Oriente Ecuatoriana 32

Figura 1.5: Esquema de Porosidad 36

Figura 1.6: Esquema de Permeabilidad 40

Figura 1.7: Diagrama de Fases del Petróleo 43

Capítulo II

Figura 2. 1: Curva de Presión vs. Tiempo (Ejemplo 2.1) 59

Figura 2. 2: Curva de Función de Presión vs. Tiempo (Ejemplo 2.2) 62

Figura 2. 3: Grafica General de Tasa de Producción vs. Tiempo (Dos Tasas) 64

Figura 2. 4: Curva de Presión vs. Función de Tiempo (Ejemplo 2.3) 68

Figura 2.5: Grafica General de Tasa de Producción vs. Tiempo (Varias Tasas) 70

Figura 2.6: Curva de Función Presión vs. Función Tiempo (Ejemplo 3.4) 72

Figura 2.7: Grafica General de Q vs. T para Build Up (Una Tasa) 74

Figura 2.8: Gráfica general de P vs. T para Buildup 75

Figura 2.9: Curva de Presión vs. Tiempo de Horner (Ejemplo 2.5) 78

Figura 2. 10: Gráfica general de Q vs. T para Buildup (Dos Tasas) 79

Figura 2. 11: Gráfica general Q vs. t para Buildup (Varias Tasas) 81

Figura 2. 12: Curva de Presión vs. Función de Tiempo (Ejemplo 2.6) 83

Figura 2. 13: Gráfica general P vs. t (Fall off Test) 85

Figura 2. 14: Esquema de Inyección (Pruebas de Interferencia) 87

Figura 2. 15: Curva de Presión vs. Función de Tiempo (Odeh-Selig)(Ejemplo 2.7) 91

Figura 2.16: PMBHD vs. tAD (Método MBH) 94

Figura 2.17: Procedimiento para hallar la Presión Derivada 99

Figura 2.18: IPR (Ejemplo 2.9) 107

Figura 2. 19: IPR de Standing (Pozos Estimulados o con Daño) 110

Figura 2. 20: IPR (Ejemplo 2.10) 114

Capítulo III

Figura 3. 1: Diagrama de Completación del Pozo FICT-01 116

Figura 3. 2: Gráfica de Presión vs. Tiempo – Periodo de Prueba Completo (FICT-01) 118

Figura 3. 3: Curva del Método de la derivada de Bourdet (Pozo-01) 121

Figura 3. 4: Gráfica Semilog de Horner (FICT-01) 123

Figura 3. 5: IPR (FICT-01) 124

Figura 3. 6: Diagrama de Completación del Pozo FICT-02 126

Figura 3. 7: Gráfica de Presión vs. Tiempo – Periodo de Prueba Completo (FICT-02) 128

Figura 3. 8: Curva del Método de la derivada de Bourdet (Pozo-02) 131

Figura 3. 9: Gráfica Semilog de Horner (FICT-02) 133

Figura 3. 10: IPR (FICT-02) 134

Figura 3. 11: Diagrama de Completación del Pozo FICT-03 136

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