martes, 22 de junio de 2010
lunes, 21 de junio de 2010
Las pruebas de Presión
Las Pruebas de Presión
Es el proceso en el cual se somete el pozo a un impulso el cual produce un cambio en la tasa de flujo y se mide su respuesta, es decir un cambio de presión.
La respuesta del yacimiento está determinada por parámetros tales como: la permeabilidad, factor de daño, coeficiente de acumulación en el pozo, distancia a los bordes, entre otros.
Basados en el entendimiento de la física de yacimientos, se desarrollo un modelo matemático que relaciona los parámetros de yacimiento con la respuesta del pozo. En consecuencia, cuando cotejamos la respuesta del modelo a la respuesta medida del yacimiento podemos inferir que los parámetros del modelo son iguales a los parámetros del yacimiento.
ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN
La caracterización del yacimiento es indispensable para la predicción de su comportamiento de producción. En la producción del yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de las condiciones de los pozos productores. Las pruebas hechas en pozos deben ser diseñadas, realizadas y evaluadas de acuerdo con la información que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones existentes.
ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN
La caracterización del yacimiento es indispensable para la predicción de su comportamiento de producción. En la producción del yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de las condiciones de los pozos productores. Las pruebas hechas en pozos deben ser diseñadas, realizadas y evaluadas de acuerdo con la información que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones existentes.
PRUEBA DE PRESIÓN
Es una herramienta utilizada 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.
Las propiedades del yacimiento son determinadas a través de pruebas de pozos, utilizando mediciones de dos variables tasa de producción o presión.
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.
La característica del comportamiento de la presión en función del tiempo obtenida como resultado, muestra las propiedades del yacimiento.
PLANIFICACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN
Durante la planificación se deben definir los parámetros y procedimientos para obtener los datos ya que estos garantizan un resultado satisfactorio al analizarlos.
Es importante tomar en consideración las siguientes consideraciones:
•
•Estimar la respuesta de presión esperada.
•
presiones.
•
Características de la planificación:
* Consideraciones operacionales.
* Cálculos requeridos para el diseño.
Ejemplo de diseño de una prueba de restauración de presión.
Se deben determinar las condiciones operacionales las cuales dependen de:
• Tipo de pozo (productor o inyector)
• Estado del pozo (activo o cerrado).
• Tipo de prueba (pozo sencillo o pozos múltiples).
• Declinación, restauración, tasas múltiples.
• Presencia o no de un sistema de levantamiento (requerimientos de
completación).
DISEÑO DE PRUEBAS DE PRESIÓN
Es posible realizar pruebas de presión sin diseño previo, sin embargo no es recomendable a menos que se hayan realizado pruebas anteriores a través de las cuales se pueda inferir el comportamiento del yacimiento.
Se deben realizar cálculos requeridos:
Las respuestas de presión esperadas utilizando las propiedades de la formación, conocidas a través de pruebas de laboratorio o registros eléctricos.
Factores fundamentales como: final de los efectos de almacenamiento, final de la línea recta semilogarítmica, pendiente de la recta, etc.
FUNCIONES DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN
1) Obtener propiedades y características del yacimiento como: permeabilidad y presión estática del yacimiento.
2) Predecir parámetros de flujo como:
• Límites del yacimiento.
• Daño de formación.
• Comunicación entre pozos.
FINALIDAD DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN
Consiste en un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas características del yacimiento de manera indirecta.
Se causa una perturbación en el yacimiento, se meden las respuestas y se analizan los datos que constituyen el período de flujo transitorio.
Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento
UTILIDAD DE UN APRUEBA DE PRESION
Una prueba de presión es utilizada para determinar propiedades y características del yacimiento como lo son la permeabilidad y presión estática del yacimiento. También es útil para Predecir parámetros de flujo como: Límites del yacimiento, daño de formación y Comunicación entre pozos.
domingo, 20 de junio de 2010
Método Buckley-Leverett
El método de predicción de Buckley-Leverett se fundamenta en la teoría de desplazamiento y permite estimar el comportamiento de un desplazamiento lineal de petróleo cuando se inyecta agua o gas a una tasa constante en un yacimiento, en este caso se estimara el volumen de petróleo desplazado a cualquier tiempo, la tasa de producción de petróleo y el volumen de agua que se tiene que inyectar por cada volumen de petróleo producido. Tiene poco aplicación debido a las suposiciones en las cuales se fundamenta, en especial la de flujo lineal; sin embargo, se utiliza cuando se toma en cuenta el efecto de desplazamiento en otros métodos. Ha sido modificado para flujo radial y combinado con otros métodos para obviar algunas de sus limitaciones.
Las suposiciones para desarrollar el método son:
1. El flujo es lineal, pero puede modificarse con facilidad para flujo radial, por lo que no constituye una limitación fuerte.
2. Formación homogénea, o sea permeabilidad y porosidad son uniformes.
3. Desplazamiento tipo pistón con fugas.
4. Solo pueden existir dos fluidos circulando al mismo tiempo por un determinado punto, así que deben aplicarse los conceptos de permeabilidades relativas a dos fases.
5. Los fluidos son inmiscibles, es decir que existe presión capilar.
6. La presión de desplazamiento debe estar por encima del punto de burbujeo (no existe gas libre), en caso de que se utilice agua para desplazar petróleo.
7. La tasa de inyección y el área perpendicular al flujo se consideran constantes.
8. Flujo continuo o estacionario.
9. La presión y temperatura deben permanecer constantes para que existan condiciones de equilibrio.
Buckley y Leverett consideran que ocurren tres etapas durante el desplazamiento de petróleo por agua o por gas:
· Antes de la ruptura
· En el momento de la ruptura
· Después de la ruptura
Para obtener la saturación del frente de invasión y la saturación promedio de agua, antes y después de la ruptura, se requiere construir la curva de flujo fraccional en función de la saturación de agua.
Si la saturación de agua inicial es mayor que la saturación de agua irreducible, la tangente a la curva se traza a partir del punto donde la saturación de agua inicial, Swf, corta la curva de flujo fraccional.
Para predecir el comportamiento después de la ruptura se recomienda ampliar la curva de flujo fraccional en su fase subordinada, entonces se selecciona una saturación de agua, Sw2, mayor que la saturación de agua del frente, pero menor que la saturación de agua máxima. Luego se traza la tangente a la curva de flujo fraccional a la saturación Sw2, se extrapola hasta Fw=1.0 y se obtiene Swp2. Al conocer esta saturación, se puede calcular el petróleo recuperado. Estos cálculos se repiten para varias saturaciones, Sw3, Sw4 Y Sw5 comprendidas entre Swf y 1-Sor.
En el caso de inyectar gas inmiscible, el procedimiento para construir las graficas y trazar las tangentes es similar.
Al usar la teoría de desplazamiento frontal para predecir el comportamiento del yacimiento, debido a la presencia de la zona estabilizada, es conveniente diferenciar la aplicación del método según que se considere, o no, la zona estabilizada.
Fuente: Magdalena Paris de Ferrer.
Las suposiciones para desarrollar el método son:
1. El flujo es lineal, pero puede modificarse con facilidad para flujo radial, por lo que no constituye una limitación fuerte.
2. Formación homogénea, o sea permeabilidad y porosidad son uniformes.
3. Desplazamiento tipo pistón con fugas.
4. Solo pueden existir dos fluidos circulando al mismo tiempo por un determinado punto, así que deben aplicarse los conceptos de permeabilidades relativas a dos fases.
5. Los fluidos son inmiscibles, es decir que existe presión capilar.
6. La presión de desplazamiento debe estar por encima del punto de burbujeo (no existe gas libre), en caso de que se utilice agua para desplazar petróleo.
7. La tasa de inyección y el área perpendicular al flujo se consideran constantes.
8. Flujo continuo o estacionario.
9. La presión y temperatura deben permanecer constantes para que existan condiciones de equilibrio.
Buckley y Leverett consideran que ocurren tres etapas durante el desplazamiento de petróleo por agua o por gas:
· Antes de la ruptura
· En el momento de la ruptura
· Después de la ruptura
Para obtener la saturación del frente de invasión y la saturación promedio de agua, antes y después de la ruptura, se requiere construir la curva de flujo fraccional en función de la saturación de agua.
Si la saturación de agua inicial es mayor que la saturación de agua irreducible, la tangente a la curva se traza a partir del punto donde la saturación de agua inicial, Swf, corta la curva de flujo fraccional.
Para predecir el comportamiento después de la ruptura se recomienda ampliar la curva de flujo fraccional en su fase subordinada, entonces se selecciona una saturación de agua, Sw2, mayor que la saturación de agua del frente, pero menor que la saturación de agua máxima. Luego se traza la tangente a la curva de flujo fraccional a la saturación Sw2, se extrapola hasta Fw=1.0 y se obtiene Swp2. Al conocer esta saturación, se puede calcular el petróleo recuperado. Estos cálculos se repiten para varias saturaciones, Sw3, Sw4 Y Sw5 comprendidas entre Swf y 1-Sor.
En el caso de inyectar gas inmiscible, el procedimiento para construir las graficas y trazar las tangentes es similar.
Al usar la teoría de desplazamiento frontal para predecir el comportamiento del yacimiento, debido a la presencia de la zona estabilizada, es conveniente diferenciar la aplicación del método según que se considere, o no, la zona estabilizada.
Fuente: Magdalena Paris de Ferrer.
Drill Stem Test (Pruebas de presión DST)
Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas.
Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de presiones.
A la izquierda se observa una Carta de Presión Esquemática para una prueba DST. (Tomado de Lee, 1982) representándose lo siguiente:
A: Bajando herramienta al hoyo
B: Herramienta en posición
C: Empacaduras en zona a evaluar
D: Apertura de válvula
E: Cierre de pozo (restauración)
F: Final del cierre
G: Se abre pozo, ultimo período de flujo, hasta llegar al punto H
Entre H e I: último cierre
Entre J y K: retiro de equipos de prueba.
Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes.
Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen:
1.- Efecto de la prueba previa de presión (pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño.
2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período del pretest.
3.- Efecto de la temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante.
Aplicaciones especiales
1.- Extrapolación de la Presión
La experiencia en el trazado de un gran número de cartas DST en papel semi-logarítmico ha demostrado que cuando el índice kh/μ es mayor de 10 pies md / cp se obtiene una línea recta. Por el contrario, cuando este índice es menor a 10 pies md / cp se obtiene una línea curva; dicho comportamiento también es habitual cuando el flujo radial no está presente.
La producción de una pequeña cantidad de líquido es suficiente para notar una caída en la presión de la formación, de modo que se necesita un tiempo mayor de cierre para obtener una curva build-up útil. El cierre inicial es utilizado para minimizar los efectos de la producción excesiva de fluido.
El tiempo de flujo y la capacidad de la formación inciden directamente en el tiempo de cierre de la prueba, el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas DST erróneas. En formaciones de baja capacidad (K.h), largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.
En formaciones de baja capacidad, largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.
Efecto del tiempo de cierre en la precisión de la Extrapolación de la Presión
2. Permeabilidad Efectiva
La permeabilidad efectiva es otro parámetro que se puede obtener mediante el análisis de las pruebas DST, nuevamente con la aplicación de la teoría aplicada a las pruebas build-up. El uso de la tasa promedio del total recobrado dividido por el tiempo de flujo es suficiente para el
uso de la formula:
En el caso de no ser la curva de flujo una línea recta, nos indica que la tasa asumida “constante” no lo es. Esto altera el valor de la permeabilidad que se obtiene de la prueba, pero afortunadamente los requerimientos en la precisión de la permeabilidad no son estrictos por lo que el valor aproximado obtenido con el DST resulta útil. Dicho valor representa el promedio de todo el área de drenaje, de hecho este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en núcleos.
Método de campo eficaz para el cálculo de la permeabilidad
Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presión se debe restaurar casi hasta la presión original y en el segundo cierre solo será necesaria hasta que la presión llegue a unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presión inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presión donde (t + θ)/θ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presión final de cierre (t + θ)/θ y donde el tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (θ). Extender la unión anterior hasta que corte la ordenada de presión donde (t + θ)/θ =10.
Usando el ΔP que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de acuerdo a la ecuación:
Técnica para Interpretación de la
Permeabilidad Efectiva de un pozo
3. Índice de productividad y daño
Se pueden obtener dos valores de IP a partir de pruebas DST. El primero proviene del periodo de flujo y es determinado mediante la cantidad de líquido recobrado, el tiempo de flujo y la diferencia entre la presión de flujo y la presión de la formación. El segundo valor proviene del análisis del final de la curva de cierre. La diferencia entre los dos valores de IP indica el grado de daño a la formación. Este daño es comúnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de la formación.
Método de campo para el cálculo de la relación de daño
Aunque existen métodos más precisos para su determinación, la relación de daño se puede determinar inmediatamente después de culminada la prueba DST mediante el uso de la siguiente ecuación empírica:
Siguiendo el mismo método para la obtención de la permeabilidad, hallamos el ΔP por cada ciclo. La presión de flujo final (Pf) es obtenida directamente de la prueba DST. La figura muestra el procedimiento usado.
Técnica para Interpretación del Radio de Daño de un pozo
4. Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad, etc.)
En principio, la detección de cambios en la transmisibilidad (K.h/μ) en las cercanías del pozo puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las condiciones de la formación son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras.
El análisis de las pruebas DST para la determinación de la presencia de barrera presenta las siguientes dificultades:
• Se puede demostrar que la distancia de penetración es proporcional al tiempo de flujo. Una relación empírica b2=K.t puede ser usada para estimar el rango de penetración detectable por una prueba DST, la capacidad de la formación (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetración sin el tiempo de flujo adecuado.
• La tasa de producción no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden ser causados por una reducción de la tasa de producción.
• Las características del yacimiento no son compatibles con la simplificación de las suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causará una curvatura en la carta.
Ejemplo de uso en Venezuela
A todos los pozos perforados de la formación Naricual del campo El Furrial se les realizó RFT y pruebas DST para la captura de datos básicos para caracterizar el yacimiento, con algunas excepciones debido a problemas operacionales. Estas evaluaciones permitieron determinar los niveles de presión por arena (el perfil de presiones obtenido con el RFT fue validado con muestras de fluido obtenidas durante pruebas DST en pozos productores e inyectores), identificar contactos de fluidos, medir el grado de comunicación areal y vertical en el yacimiento y finalmente optimizar la selección de los intervalos de cañoneo en los pozos.
Debido al elevado contenido de asfaltenos presente en el crudo, se decidió utilizar 24 °API como límite inferior de completación de los pozos en el campo, ya que diversas pruebas DST demostraron que la completación de pozos por debajo de este nivel ocasionaba serias obstrucciones con asfaltenos en la tubería de producción, líneas de flujo y equipos de superficie.
Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de presiones.
A la izquierda se observa una Carta de Presión Esquemática para una prueba DST. (Tomado de Lee, 1982) representándose lo siguiente:
A: Bajando herramienta al hoyo
B: Herramienta en posición
C: Empacaduras en zona a evaluar
D: Apertura de válvula
E: Cierre de pozo (restauración)
F: Final del cierre
G: Se abre pozo, ultimo período de flujo, hasta llegar al punto H
Entre H e I: último cierre
Entre J y K: retiro de equipos de prueba.
Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes.
Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen:
1.- Efecto de la prueba previa de presión (pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño.
2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período del pretest.
3.- Efecto de la temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante.
Aplicaciones especiales
1.- Extrapolación de la Presión
La experiencia en el trazado de un gran número de cartas DST en papel semi-logarítmico ha demostrado que cuando el índice kh/μ es mayor de 10 pies md / cp se obtiene una línea recta. Por el contrario, cuando este índice es menor a 10 pies md / cp se obtiene una línea curva; dicho comportamiento también es habitual cuando el flujo radial no está presente.
La producción de una pequeña cantidad de líquido es suficiente para notar una caída en la presión de la formación, de modo que se necesita un tiempo mayor de cierre para obtener una curva build-up útil. El cierre inicial es utilizado para minimizar los efectos de la producción excesiva de fluido.
El tiempo de flujo y la capacidad de la formación inciden directamente en el tiempo de cierre de la prueba, el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas DST erróneas. En formaciones de baja capacidad (K.h), largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.
En formaciones de baja capacidad, largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.
Efecto del tiempo de cierre en la precisión de la Extrapolación de la Presión
2. Permeabilidad Efectiva
La permeabilidad efectiva es otro parámetro que se puede obtener mediante el análisis de las pruebas DST, nuevamente con la aplicación de la teoría aplicada a las pruebas build-up. El uso de la tasa promedio del total recobrado dividido por el tiempo de flujo es suficiente para el
uso de la formula:
En el caso de no ser la curva de flujo una línea recta, nos indica que la tasa asumida “constante” no lo es. Esto altera el valor de la permeabilidad que se obtiene de la prueba, pero afortunadamente los requerimientos en la precisión de la permeabilidad no son estrictos por lo que el valor aproximado obtenido con el DST resulta útil. Dicho valor representa el promedio de todo el área de drenaje, de hecho este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en núcleos.
Método de campo eficaz para el cálculo de la permeabilidad
Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presión se debe restaurar casi hasta la presión original y en el segundo cierre solo será necesaria hasta que la presión llegue a unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presión inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presión donde (t + θ)/θ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presión final de cierre (t + θ)/θ y donde el tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (θ). Extender la unión anterior hasta que corte la ordenada de presión donde (t + θ)/θ =10.
Usando el ΔP que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de acuerdo a la ecuación:
Técnica para Interpretación de la
Permeabilidad Efectiva de un pozo
3. Índice de productividad y daño
Se pueden obtener dos valores de IP a partir de pruebas DST. El primero proviene del periodo de flujo y es determinado mediante la cantidad de líquido recobrado, el tiempo de flujo y la diferencia entre la presión de flujo y la presión de la formación. El segundo valor proviene del análisis del final de la curva de cierre. La diferencia entre los dos valores de IP indica el grado de daño a la formación. Este daño es comúnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de la formación.
Método de campo para el cálculo de la relación de daño
Aunque existen métodos más precisos para su determinación, la relación de daño se puede determinar inmediatamente después de culminada la prueba DST mediante el uso de la siguiente ecuación empírica:
Siguiendo el mismo método para la obtención de la permeabilidad, hallamos el ΔP por cada ciclo. La presión de flujo final (Pf) es obtenida directamente de la prueba DST. La figura muestra el procedimiento usado.
Técnica para Interpretación del Radio de Daño de un pozo
4. Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad, etc.)
En principio, la detección de cambios en la transmisibilidad (K.h/μ) en las cercanías del pozo puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las condiciones de la formación son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras.
El análisis de las pruebas DST para la determinación de la presencia de barrera presenta las siguientes dificultades:
• Se puede demostrar que la distancia de penetración es proporcional al tiempo de flujo. Una relación empírica b2=K.t puede ser usada para estimar el rango de penetración detectable por una prueba DST, la capacidad de la formación (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetración sin el tiempo de flujo adecuado.
• La tasa de producción no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden ser causados por una reducción de la tasa de producción.
• Las características del yacimiento no son compatibles con la simplificación de las suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causará una curvatura en la carta.
Ejemplo de uso en Venezuela
A todos los pozos perforados de la formación Naricual del campo El Furrial se les realizó RFT y pruebas DST para la captura de datos básicos para caracterizar el yacimiento, con algunas excepciones debido a problemas operacionales. Estas evaluaciones permitieron determinar los niveles de presión por arena (el perfil de presiones obtenido con el RFT fue validado con muestras de fluido obtenidas durante pruebas DST en pozos productores e inyectores), identificar contactos de fluidos, medir el grado de comunicación areal y vertical en el yacimiento y finalmente optimizar la selección de los intervalos de cañoneo en los pozos.
Debido al elevado contenido de asfaltenos presente en el crudo, se decidió utilizar 24 °API como límite inferior de completación de los pozos en el campo, ya que diversas pruebas DST demostraron que la completación de pozos por debajo de este nivel ocasionaba serias obstrucciones con asfaltenos en la tubería de producción, líneas de flujo y equipos de superficie.
Modelos de Interpretación Pruebas de Presión
“IDENTIFICACIÓN DE MODELOS DE
INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN UTILIZANDO REDES
NEURONALES”.
Los modelos de interpretación de pruebas de presión constituyen una de las herramientasmás usadas para la estimación de los parámetros característicos áreas de drenaje. Estos modelos relacionan la producción de hidrocarburos con los cambios de presión en fondo del pozo, considerando la forma geométrica del área de drenaje, las características de la formación, así como también las condiciones en los límites.
Gran parte de las técnicas de identificación de modelos se basan en seleccionar de un conjunto de patrones de respuesta de modelos previamente conocidos, aquel que posea un mejor ajuste con los datos de una prueba de presión. Comúnmente, esta comparación se realiza en forma gráfica, requiriendo la intervención visual de un analista, lo cual proporciona una selección medianamente precisa, con una considerable inversión de tiempo.
Este trabajo presenta el desarrollo de una metodología computacional basada en redes neuronales, capaz de identificar de forma rápida y precisa diferentes tipos de modelos de interpretación de pruebas de restauración de presión. Este clasificador fue diseñado a través de un proceso de entrenamiento, validación y prueba de una red neuronal del tipo perceptron multicapa, utilizando data (obtenidas a través de simulaciones) de respuestas de presión de pruebas de restauración para diferentes modelos de interpretación.
Se diseñaron varios casos de estudios con la finalidad de evaluar el desempeño de la metodología. Para todos los casos evaluados, la red presentó un desempeño satisfactorio en la identificación de los distintos regímenes de flujo y por consiguiente de los diferentes modelos de interpretación asociados, en un tiempo mucho menor al tradicional proceso manual.
Palabras claves: Redes neuronales, pruebas de restauración de presión, modelos de interpretación de pruebas de presión.
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