Conceptos Basicos de Caracterizacion Dinamica de Yacimientos

7/21/2019 Conceptos Basicos de Caracterizacion Dinamica de Yacimientos

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTNOMADE MXICO

FACULTAD DE INGENIERA

CONCEPTOS BSICOS DECARACTERIZACIN DINMICA

DE YACIMIENTOS

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE

I N G E N I E R O P E T R O L E R O

P R E S E N T A :

BOBADILLA GARCA GASTN ENRIQUE

DIRECTOR DE TESIS: ING. ISRAEL CASTRO HERRERA

MXICO D. F. CD. UNIVERSITARIA, AGOSTO 2012


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NDICE

I

N D I C E

Pgina

RESUMEN i

CAPTULO 1. ANTECEDENTES

1.1. Definicin y Antecedentes de la Caracterizacin Dinmica 1

1.2. Caracterizaciones Esttica y Dinmica 11.2.1. Caracterizacin Esttica 11.2.2. Caracterizacin Dinmica 2

1.3. Herramientas de la Caracterizacin Dinmica 4

1.3.1. Datos histricos de produccin (agua, aceite y gas) 41.3.2.Pruebas de variacin de presin 61.3.3. Registros de presin de fondo fluyendo y cerrado 101.3.4. Registros de molinete hidrulico y temperatura 151.3.5. Trazadores radiactivos (prueba de trazadores) 211.3.6. Datos de comportamiento del yacimiento 26

1.4 Ejemplos de la Caracterizacin Dinmica 37

CAPTULO 2. ANTECEDENTES DE LAS PRUEBAS DE PRESIN

2.1. Conceptos bsicos del flujo de fluidos en medios porosos 452.1.1. Elementos que controlan el flujo de fluidos en 46

un yacimiento2.1.2. Ecuacin de difusin y soluciones 472.1.3. Ecuacin de difusin para coordenadas radiales y

coordenadas cartesianas 502.1.4. Condiciones iniciales y de frontera 512.1.5. Geometra de flujo en yacimientos 532.1.6. Variables adimensionales 542.1.7. Soluciones de la ecuacin de difusin 56

2.1.8. Flujo lineal 572.1.9. Flujo radial 642.1.9.1. Soluciones para el flujo radial considerandoque 65

el pozo produce a gasto constante2.1.9.2. Validez de la solucin de Fuente lineal 662.1.9.3. Yacimiento finito cerrado (frontera externa 68

impermeable)


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NDICE

II

2.1.9.4. Flujo pseudo-estacionario 712.1.9.5. Estimacin de parmetros 672.1.9.6. Yacimiento finito con frontera a presin constante 722.1.9.7. Solucin para el flujo radial considerando que

el pozo produce a presin de fondo constante 722.1.10. Flujo esfrico 74

Solucin para flujo esfrico considerando que el pozoproduce a gasto constante 75

2.1.11. Cambio de presin en el pozo 76

2.2. Definicin de modelos de flujo 772.2.1. Tipos de flujo en un yacimiento 77

2.3. Tipos de Registros de Presin en Pozos 772.3.1. Introduccin: Importancia y principales tipos de

registros de presin en fondo 77

2.3.2. Registros de presin de fondo cerrado y fluyendo 782.3.3. Pruebas de decremento 782.3.4. Pruebas de incremento 782.3.5. Pruebas de interferencia 79

2.3.5.1. Pruebas de interferencia vertical (un solo pozo) 802.3.5.2. Prueba de pulso 812.3.5.3. Prueba de inyeccin 822.3.5.4. Prueba de cierre en pozos inyectores (fall-off) 83

2.4. Principio de superposicin. 83

2.4.1. Principio de superposicin en espacio 842.4.2. Principio de superposicin en tiempo 84

CAPTULO 3. PRINCIPALES PRUEBAS DE PRESIN

3.1. Pruebas de decremento de presin (Drawdown tests) 86Anlisis de pruebas de decremento 83

3.1.1. Anlisis para el periodo transitorio(yacimiento infinito) y flujo radial 87

3.1.2. Clculo de volumen poroso y rea de drene

Prueba de lmite de yacimiento (Anlisis para elperiodo de flujo Pseudo-Estacionario) 883.1.3. Ejemplos de aplicacin 89

3.2. Pruebas de incremento de presin (Buildup tests) 953.2.1. Anlisis de pruebas de incremento 96


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NDICE

III

3.3. Pruebas de interferencia 973.3.1. Anlisis de Pruebas de interferencia, tcnica semi-log 973.3.2. Anlisis de pruebas de interferencia mediante curva tipo 99

3.4 Funcin de derivada y sus aplicaciones 1053.4.1. Diagnstico de flujo 1053.4.2. Geometras de flujo en el yacimiento 1113.4.3. Suavizamiento y normalizacin de datos 111

CAPTULO 4. EFECTO DE ALMACENAMIENTO Y DAO EN EL POZO

4.1. Almacenamiento 114

4.2. Evaluacin 117

4.3. Definicin de dao 118

4.3.1. Dao total 1194.3.2. Factor de dao real de la formacin 119

4.4. Factores de pseudo-dao 1214.4.1. Dao total 126

CAPTULO 5. ANLISIS DE DATOS DE PRODUCCIN

5.1. Importancia de los datos de produccin 127

5.2. Tipos de Declinacin 1275.2.1. Declinacin transitoria 1275.2.2. Declinacin en estado pseudo-estacionario 1295.2.3. Declinacin exponencial 1295.2.4. Declinacin Hiperblica 1355.2.5. Declinacin Armnica 137

5.3. Ajuste por Curvas Tipo 139

CAPTULO 6. ANLISIS INTEGRAL DE LA INFORMACIN

Integracin de los registros de presin y produccin por pozo 146

6.1. Definicin de la escala nica de tiempo 1466.2. Integracin y sincronizacin de datos 1486.3. Delimitacin de perodos de flujo 1486.4. Validacin de datos de presin y de produccin 149


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NDICE

IV

6.5. Diagnstico de geometras de flujo y deheterogeneidades 149

6.6. Integracin y definicin del modelo de flujo 1516.7. Estimacin de parmetros 1516.8. Diagnstico y evaluacin de mecanismos de produccin 1526.9. Diagnstico y evaluacin de interferencia de produccin 154

C O N C L U S I O N E S 156

B I B L I O G R A F A 157


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RESUMEN

i

R E S U M E N

El presente trabajo tiene como objetivo principal proporcionar a los alumnos de la Carrera de Ingeniera Petrolera una

fuente de informacin clara y concreta relacionada con los conceptos y temas contenidos en la asignatura

Caracterizacin Dinmica de Yacimientosque actualmente se imparte en la Facultad de Ingeniera, UNAM. As mismo

el presente trabajo tiene la finalidad de servir como manual de consulta a los profesionistas relacionados con la industria

petrolera. C abe mencionar, que los temas tratados en este trabajo se encuentran en forma dispersa en la literatura

tcnica, lo cual provoca en la mayora de los casos, no tener acceso inmediato a la informacin requerida. Por tal motivo

se consider pertinente elaborar la Tesis Profesional denominada Conceptos Bsicos de Caracterizacin Dinmica de

Yacimientos. No obstante, si el lector requiriera de mayor informacin, al final del trabajo se enlista todas las referencias

empleadas para el desarrollo del mismo. Esperando de antemano que dicho trabajo cumpla con los objetivos para el cua

fue elaborado, a continuacin se da una breve descripcin de su contenido.

1.Antecedentes

2.Antecedentes de las pruebas de presin

3.Principales pruebas de presin

4.Efecto de almacenamiento y dao en el pozo

5.Anlisis de datos de produccin

6.Anlisis integral de la informacin

El Captulo 1 de Antecedentesdeeste trabajo se discute el concepto de caracterizacin dinmica de yacimientos a

travs del anlisis de informacin de pruebas de presin, datos de produccin, datos de molinete hidrulico, registro de

temperatura, pruebas de trazadores y comportamientos del yacimiento. La caracterizacin dinmica toma en consideracin

los datos aportados por el proceso de caracterizacin esttica, obtenida mediante la integracin de informacin geolgica

geofsica, registros de pozos, petrofsica y pVT.

En el Captulo 2 Antecedentes de las pruebas de presin se estudian las bases de la interpretacin de pruebas de

presin y para esto es conveniente primero conocer la naturaleza del flujo en los yacimientos, las bases matemticas, as

como las suposiciones involucradas en cada modelo. Por otro lado, la geometra de flujo en el yacimiento puede seguir

diversos modelos: lineal, radial, esfrico, elptico, etc., dependiendo la manera en que est terminado el pozo, de los

elementos que limiten al medio poroso y de las heterogeneidades presentes.


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RESUMEN

ii

Por lo anterior, es necesario tener en mente que la suposicin generalizada de que se tiene flujo radial cilndrico bajo

condiciones de una sola fase no siempre es vlida, lo que hace indispensable contar con herramientas de diagnstico y

con informacin adicional para seleccionar el modelo de flujo correcto y as poder lograr una interpretacin confiable de una

prueba de presin.

En el Captulo 3 Principales pruebas de presin se describe como se realizan la interpretacin de una prueba dedecremento a gasto constante y la de una prueba de incremento, ya que esta ltima es ms utilizada en la industria

petrolera y se disean secuencialmente con las pruebas de decremento, con lo que se logran perturbaciones de presin

importantes en el medio poroso.

En el Captulo 4 Efectos de almacenamiento y dao en el pozo se define el concepto de almacenamiento y dao

ya que algunas veces el almacenamiento de pozos es referido como una post-produccin o u na descarga. La post

produccin se refiere al flujo a travs de la cara de la formacin durante las condiciones de cierre, mientras que la descarga

se refiere a una liberacin del fluido durante el decremento. Y por otra parte las causas que ocasionan a una formacin

productora de hidrocarburos la prdida de productividad o inyectabilidad, llamada dao.

En el Captulo 5 Anlisis de datos de produccinse analizan algunas conceptos del anlisis de la declinacin de la

produccin por pozo y por yacimiento. Se analizan herramientas como curva tipo para obtener parmetros caractersticos

del yacimiento. De igual forma, se estudian los diferentes tipos de declinaciones: exponencial, hiperblica y armnica.

En el Captulo 6 Anlisis integral de la informacinse presenta una descripcin general del proceso de sincronizacin

de datos de presin tales como: registros de presin de fondo cerrado, fluyentes, pruebas de incremento y decremento enconjunto con los datos histricos de produccin por pozo; lo anterior para ajustar la historia de presin mediante el anlisis

integral de las presiones, tcnica que permite validar parmetros del yacimiento y modelo de flujo.


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ANTECEDENTES

1

CAPTULO 1. ANTECEDENTES

La optimizacin de la explotacin de un campo tiene como objetivo maximizar el valor econmico del recurso a travsde la implantacin de tecnologa desde y durante las recuperaciones primaria, secundaria, mejorada, terminacin de pozosy de sistemas artificiales de bombeo. Este proceso de optimizacin se debe basar en la simulacin de escenarios decomportamiento del yacimiento-pozo-sistemasuperficial para seleccionar la mejor opcin de explotacin, sin olvidar e

punto de vista econmico. Una simulacin confiable requiere un conocimiento de las propiedades de roca y del movimientode fluidos del yacimiento, tanto en el sentido areal como en el vertical.

Tradicionalmente, la caracterizacin de yacimientos se ha basado en informacin ssmica, geolgica, de ncleos y deregistros de pozos. A este tipo de proceso se le conoce como caracterizacin esttica de y acimientos ya que losresultados son independientes de los procesos que ocurren durante la explotacin de un yacimiento.

El objetivo del presente trabajo es discutir el concepto de caracterizacin dinmica de yacimientos y su aplicacin enla caracterizacin de yacimientos a travs del anlisis de datos de campo, haciendo nfasis en que sta debe serconsiderada como un insumo para la simulacin numrica de yacimientos.

1.1. DEFINICIN Y ANTECEDENTES DE LA CARACTERIZACIN DINMICA

Se puede definir como el proceso mediante el cual se identifican y evalan los elementos que afectan la explotacin de unyacimiento a travs del anlisis de variables que indican el comportamiento del sistema, tales como presin, temperatura,flujo y trazadores entre otros elementos.

1.1.1. Antecedentes

La confiabilidad de la simulacin numrica de un yacimiento depende de su eficacia para representar los fenmenosque ocurren durante su explotacin y de la informacin que se suministre al modelo de simulacin, por lo cual, lacaracterizacin dinmica debe de ser considerada como un estudio previo a la simulacin numrica y no solo considerar emodelo esttico como nica fuente de informacin.

1.2. CARACTERIZACIONES ESTTICA Y DINMICA

1.2.1. Caracterizacin Esttica

La caracterizacin esttica de un yacimiento se lleva a cabo mediante la aplicacin de distintas disciplinas tales comola geologa, geofsica, petrofsica, etc. con el fin de conocer los tipos de roca que constituyen el yacimiento as como sutamao y forma. Para detectar y evaluar los elementos que constituyen un y acimiento se disponen de ciertas

herramientas, las cuales se ilustran en la Figura 1.1.,yson:

Datos Geofsicos Datos Geolgicos Registros de Pozos Datos de Laboratorio


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ANTECEDENTES

Los mtodos de exploracin geolgica son muy tiles para hacer predicciones, que permiten conocer los sitios msfavorables para perforar pozos exploratorios.

La geologa subsuperficial proporciona mayor informacin acerca de las estructuras geolgicas existentes con lo cualse construyen y configuran mapas, stos pueden ser:

a) Mapas de cimas y bases del yacimientob) Mapas de isopacas o isoespesores de la estructura geolgica almacenadora.c) Secciones transversales (representacin de la geometra, espesor y litologa de los estratos en forma vertical).

REGISTROSGEOFSICA

CARACTERIZACINESTTICA

NCLEOS

GEOLOGA

Figura 1.1.- Herramientas de la Caracterizacin Esttica

1.2.2. Caracterizacin Dinmica

Se puede definir como el proceso mediante el cual se identifican y evalan los elementos que afectan la explotacin deun yacimiento a t ravs del anlisis de v ariables que indican el comportamiento del sistema, tales como presin

temperatura, flujo y trazadores entre otros elementos.

Su Objetivo es la deteccin y evaluacin de los elementos que afectan los procesos de flujo presentes durante laexplotacin de un yacimiento, tales como fallas geolgicas, acuamientos, estratificacin, discordancias, doble porosidad,doble permeabilidad y fracturas entre otros, tal como se muestra en la Figura 1.2.


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ANTECEDENTES

3

Radial homogneo

Radial homogneo, cercano a una falla conductiva

Radial homogneo, cercano a una falla impermeable

Figura 1.2.- Informacin obtenida mediante Caracterizacin Dinmica

-5100-5100

YAGUAL-1D

4963

4818

-23

Y-11

-4900

-5100

4921

4933

5185

5150

4983

-5000-5000

-4900

4876 4902

4736

4706

Y-3 Y-22

Y-33

Y-12

-4800

-4

800

-5100-5100

YAGUAL-1D

4963

4818

-23

Y-11

-4900

-5100

4921

4933

5185

5150

4983

-5000-5000

-4900

4876 4902

4736

4706

Y-3 Y-22

Y-33

Y-12

-4800

-4

800

Kh = 2706 md pie

Kh = 136548.5 md pie

Kh = 2400 md pie

Kh = 145250 md pie

Kh = 36680.2 md pie

Kh = 50481 md pie


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ANTECEDENTES

1.3. HERRAMIENTAS DE LA CARACTERIZACIN DINMICA

Las herramientas utilizadas para la Caracterizacin Dinmica del yacimiento son:

1.3.1. Datos histricos de produccin (agua, aceite y gas)

1.3.2. Pruebas de variacin de presin

1.3.3. Registros de presin de fondo fluyendo y cerrado

1.3.4. Registros de molinete hidrulico y temperatura

1.3.5. Pruebas de trazadores

1.3.6. Datos de comportamiento del yacimiento

1.3.1. Datos histricos de produccin (agua, aceite y gas)

El anlisis de datos de produccin de un pozo (Figura 1.3.); no slo permite determinar el tipo de declinacin sinoque tambin puede proporcionar informacin sobre el volumen poroso de drene, los patrones de flujo y las fronteras que lolimitan, as como tambin en algunos casos calcular la permeabilidad (k) y el dao (s). La historia de produccin de unpozo (o de un yacimiento) puede considerarse como una pr ueba de decremento con gasto variable. El anlisis de l aproduccin total de un campo y de su historia de presin de fondo fluyente y esttica puede ser utilizada para obtener comoresultado la evaluacin del volumen original de hidrocarburos, as como el modelo de entrada de agua. El anlisis puedeser mediante el uso de curvas tipo: Fetkovich (Figura 1.4.), Blasingame, etc.

Figura 1.3.- Comportamiento de produccin de un pozo


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ANTECEDEN

Figura 1.4.- Curvas Tipo Fetkovich


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ANTECEDENTES

Herramienta

p

YACIMIENTO

P (t) Q (t)Prueba de Presin

1.3.2. Pruebas de variacin de presin

Entre las herramientas mencionadas, las que destacan por su versatilidad y capacidad de anlisis del yacimiento sonlas pruebas de presin (Figura 1.5) y los datos de produccin. En este caso es posible evaluar con un alto grado decertidumbre la permeabilidad, anisotropa, volumen poroso, compresibilidad total del sistema, doble porosidad, doblepermeabilidad, fallas geolgicas, discordancias, fracturas, acuamientos, entrada de agua, presencia de casquete de gas

etc.

Figura 1.5.- Diagrama de la toma de informacin de una prueba de presin

Las pruebas de un solo pozo (decremento, incremento, inyeccin, decaimiento y gasto variable, Figura 1.6.) permitenevaluar el modelo de flujo del yacimiento hacia el pozo y los parmetros asociados al modelo, as como las condiciones de

la eficiencia de la terminacin del pozo (factor de dao). Por otro lado, las pruebas multipozos (interferencia, pulsos, Figura1.7.) proporcionan informacin sobre el grado de conectividad entre diversas partes del yacimiento y sobre la capacidad dealmacenamiento de la formacin.


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ANTECEDENTES

7

PRUEBA EN UN SOLO POZO

Se define como la medicin continua del cambio de presin en el fondo del pozo debido a un cambio en las condiciones deproduccin o inyeccin en el mismo pozo.

.

Figura 1.6.- Prueba en un solo pozo

Figura 1.7.- Prueba en multi-pozo (Dos pozos)

Pulsante(Inyector o Productor)

Observador

(Cerrado)

Distancia entre pozos

(t)

P (t)

0 0

0

0

Presin

Gasto

Tiempo

Decremento Incremento


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ANTECEDENTES

Solucin Linea Fuente

0.01

0.1

1

10

0.1 1 10 100 1000

TD/RD2

PD

Prueba de Interferencia

1

10

100

1000

1 10 100 1000 10000

t (hrs)

Dp(psi)

PRUEBA DE INTERFERENCIA

Medicin contnua en un pozo de observacin de la respuesta de presin causada por un cambio del gasto (caudal) en otro

pozo (activo). El anlisis de la informacin P (t) puede realizarse mediante curvas tipo, tal como lo muestra la Figura 1.8.

Figura 1.8.- Ajuste de la respuesta de presin en el pozo observador Prueba Multipozo


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ANTECEDENTES

9

Tabla I.I.- Ventajas y desventajas de las pruebas de presin vsdatos de produccin.

Anlisis de Datos de Presin Anlisis de Produccin

Bases Tericas. Mismas ecuaciones,superposicin, modelo analtico ynumrico.

Mismas ecuaciones, superposicin,modelo analtico y numrico.

Rango de Tiempo. Horas, das, en ocasionessemanas.

Semanas, meses, aos.

Perodos de Inters. Normalmente aperturas, pocavariacin del gasto.Pozo cerrado y/o pozo fluyendo.

Pozo fluyendo.

Fuentes de Informacin. Mediciones de presin de fondo.Pruebas de formacin. Datos histricos de produccin ypresiones de fondo.

reas de Inters delYacimiento.

Variable pero pequeo. reas de drene grande de un grupo depozos o del pozo.

Primeras grficas deinterpretacin.

MDH, Horner. Arps.

Primeras curvas tipo McKinley, Gringarten. Fetkovitch.

Grficas modernas dediagnstico. Log-log con funcin de derivadade Bourdet. Log-log y Blasingame con derivativade Bourdet.

Principal Rgimen de flujode inters.

Flujo infinito; radial,Kh & skin.

Estado Pseudo-Estacionario (PSS),rea de drene y factor de forma.

Capacidad de diagnstico atiempos cortos.

De alta a muy alta. De media a baja.

Capacidad de diagnstico atiempos grandes.

De media a baja. De alta a muy alta.


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ANTECEDENTES

0

1.3.3. Registros de presin de fondo fluyendo y cerrado

Medicin de presin de fondo fluyendo en pozos (tambin denominado como RPFF )

Dicha medicin se toma a di ferentes profundidades, denominadas estaciones, siendo la estacin inicial el nivecorrespondiente al rbol de vlvulas. Las estaciones subsecuentes debern ser tales que los datos medidos permitan

ajustar un modelo de simulacin de flujo de fluidos a cada uno de los elementos de flujo dentro del pozo (tuberas, vlvulasreducciones, expansiones, etc.). La estacin final registrada ser por lo menos a la profundidad correspondiente al extremoinferior de la tubera de produccin, o en el caso de pozos terminados sin esta, la profundidad mnima de la estacin finalde la herramienta ser de 100 metros verticales arriba de la cima del intervalo abierto productor ms somero.

La utilidad de ste registro para la caracterizacin dinmica requiere que la medicin de la presin de fondo de laestacin final, sea referenciada a el nivel medio de los disparos si el anlisis es por pozo o referenciado a un plano dereferencia si el anlisis es por yacimiento. Es importante mencionar que se debe de medir el gasto del pozo y anotar lafecha y hora del registro ya que esta informacin ser de vital importancia en la caracterizacin dinmica.

Modelo de simulacin de flujo, es la descripcin matemtica del comportamiento del flujo de fluidos dentro de un pozo

Dicha descripcin puede realizarse mediante la aplicacin de correlaciones de flujo multifsico o modelos mecansticos, atravs de software tcnico especializado.

Precisin.- Error que existe entre la lectura de la herramienta y el valor de su calibracin maestra.

Resolucin.- Es el cambio ms pequeo detectable donde una propiedad empieza a ser medida por una herramienta.

Planeacin de la medicin

1.La Coordinacin de Diseo de cada Activo de Explotacin deber ingresar su programa anual de RPFF enel sistema que la Subdireccin de la Coordinacin de Explotacin, a travs de la Gerencia deInformacin Tcnica de Explotacin proporcione para tal fin.

2.La Coordinacin de Diseo de cada Activo de Explotacin, deber gestionar que en la fecha enque se realice la medicin de RPFF para un pozo dado, se realice tambin su aforo.

Frecuencia de la medicin

1. Como medida mnima general, se recomienda tomar al menos un RPFF cada trimestre en cada pozo clasificadocomo pozo operando, esto es en base a las necesidades de informacin para realizar la caracterizacin dinmica.

2. Son casos de excepcin, al numeral anterior, los siguientes:

a) Pozos que requieran de la utilizacin de un barco o chaln para tal fin; la frecuencia ser de al menos unRPFF por cada dos aos.

b) Pozos con sistemas de bombeo mecnico, elctrico-sumergible, bombeo neumtico intermitente, hidrulico,de cavidades progresivas, o con tubera flexible. .

c) Pozos que por encontrarse ubicados junto a viviendas o en zonas pobladas no sea factible el acceso einstalacin de equipos.

d) Pozos cuyo rbol se encuentre inundado, en el cauce de un ro o que se encuentre inaccesibledebido al desgajamiento o colapso del terreno en donde se encuentre localizado el pozo.

e) Pozos cuya localizacin se encuentre en zonas afectadas por conflictos sociales.


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ANTECEDENTES

11

f) Pozos cuyo estado mecnico presente obstrucciones, incrustaciones, colapso o rotura de la tubera de produccinu otra causa mecnica, que impida el paso de las herramientas de medicin de presin y temperatura, y que seencuentren a pr ofundidades menores que el 80% de la profundidad vertical de l a cima del intervalo abiertoproductor ms somero.

g) Pozos cuya temperatura, a profundidades menores que el 80% de la profundidad vertical de la cima delintervalo abierto productor ms somero, exceda la temperatura promedio mxima de operacin de las

herramientas estndar de medicin de presin y temperatura.h) Pozos fluyentes con registradores de fondo permanentes; la frecuencia ser de al menos un RPFF por cadados aos.

Calidad de los RPFF

1. La validacin de los datos obtenidos de la medicin de la presin de fondo fluyendo en pozos consistir en losiguiente:

a)Verificar el llenado completo del reporte de la medicin: revisar que contenga el nombre del campo y el nmerodel pozo; fecha y hora de la medicin; nmero de serie de la herramienta con la que se realiz la

medicin; cima y base de los intervalos abiertos; profundidad interior del pozo; dimetro nominal, peso yprofundidad de las tuberas de produccin y de revestimiento que estn expuestas al flujo; datos de lasestaciones (profundidad, presin y temperatura); bitcora de la operacin.

b) Verificar los datos de las estaciones: utilizando un modelo de simulacin de flujo en pozo, determinar silos valores de presin y temperatura de cada una de las estaciones son del orden esperado.

c) Calcular la presin y temperatura de fondo fluyendo a la profundidad media de los intervalos abiertos.

2. Con respecto a la seleccin de la herramienta para realizar la medicin, se presentan tablas con valores tpicosen cuanto a precisin y resolucin tanto de temperatura como de presin, de acuerdo con el principio defuncionamiento de la herramienta. Para pruebas cortas se recomienda utilizar la herramienta de zafiro, debido aque su deriva es mayor. Para pruebas con periodos prolongados se recomienda utilizar herramientas de cuarzo.

Herramientas de cuarzoPrecisin de presin 1.2 a 4 lb/pg2; 0.01% de lecturaResolucin de presin 0.035 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo de 3

seg.0.01 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo de 1

seg.

Rango de presin mxima 15,000 25,000 lb/pg2Precisin de temperatura 0.9 F ( 0.5 C)Resolucin de temperatura 0.002 F (0.001 C) a 0.25 F (0.139 C)Rango de temperaturamxima

150F a 400 F (65 C a 204 C)


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ANTECEDENTES

13

Medicin de presin de fondo en pozos cerrados (tambin denominada por las siglas RPFC)

Es la medicin de la presin y la temperaturaen un pozocerrado. Dicha medicin se toma a diferentes profundidadesdenominadas estaciones, siendo la estacin inicial el nivel correspondiente al rbol de vlvulas. Las estacionessubsecuentes debern ser tales que permitan calcularla profundidad de los diferentes contactos de fluidos; el gradiente depresin que permita extrapolar el valor de la presin y la temperatura del pozo a otras profundidades. La estacin fina

registrada ser por lo menos a la profundidadcorrespondiente al extremo inferior de la tubera de produccin, o en el casodepozos terminados sin esta, la profundidad mnima de la estacin final ser de100 metros verticales arriba de la cima deintervalo abierto productor ms somero. Se deber considerar, para la definicin del tiempo de cierre del pozo, ecomportamiento de pruebas de incremento de presin tomadas en el campo,cuando estas existan.

Precisin.- Error que existe entre la lectura de la herramienta y el valor de su calibracin maestra.

Resolucin.-Es el cambio ms pequeo detectable donde una propiedad empieza a ser medida por una herramienta.

Planeacin de la medicin

1.

Los programas anuales de RPFC se debern ingresar en el sistema que la Subdireccin de la Coordinacin deExplotacin, a travs de la Gerencia de Informacin Tcnica de Explotacin proporcione para tal fin.

2. Con el objeto de no afectar los programas de entrega de hidrocarburos, se deber considerar laproduccin diferida, ocasionada por el cierre de pozos para efectuar los RPFC, en la elaboracin de losprogramas operacionales (POA, POT, POM, etc.).

3. Para disear el tiempo de cierre del pozo, se deber considerar como criterio fundamental, el comportamientode pruebas de incremento de presin tomadas con anterioridad en el campo o realizar un diseo con datos de otrospozos.

Frecuencia de la medicin

1. Como medida m nima general , se recomienda tomar un RPFC cada ao en los pozos que pertenezcan a l assiguientes clasificaciones : pozo productor operando; pozo c errado con pos ibilidades de ex plotacin; pozocerrado sin posibilidades de explotacin. sta recomendacin es en base a las necesidades de informacin pararealizar caracterizacin dinmica. Se podr sustituir el RPFC cuando al pozo se le realice una prueba deincremento de presin.

2. Son casos de excepcin, al numeral anterior, los siguientes:

a) Pozos que requieran de la utilizacin de un barco o chaln para tal fin; la frecuencia ser de un RPFC porcada tres aos.

b) Pozos terminados en dos o ms yacimientos.

c) Pozos con sistemas de bombeo mecnico, elctrico-sumergible, hidrulico, cavidades progresivas o contubera flexible (sarta de velocidad).

d) Pozos que por el mal estado de su rbol de vlvulas, la operacin de cierre represente una situacin deriesgo para el personal, instalaciones, poblacin y medio ambiente.


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ANTECEDENTES

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.e) Pozos que por el mal estado de sus tuberas de revestimiento, la operacin de cierre pudiera ocasionar

una fuga superficial de hidrocarburos.

f) Pozos que por encontrarse ubicados junto a viviendas o en zonas pobladas no sea factible el acceso einstalacin de equipos.

g) Pozos cuyo rbol se encuentre inundado, en el cauce de un ro o que se encuentre inaccesible debido aldesgajamiento o colapso del terreno en donde se encuentre.

h) Pozos cuya localizacin se encuentre en zonas afectadas por conflictos sociales.

i) Pozos cuyo estado mecnico presente obstrucciones, incrustaciones, colapso o rotura de la tubera deproduccin u otra causa mecnica, que impida el paso de las herramientas de medicin de presin ytemperatura, y que se encuentren a profundidades menores que el 80% de la profundidad vertical de la cimadel intervalo abierto productor ms somero.

j) Pozos cuya temperatura, a profundidades menores que el 80 por ciento de la profundidad vertical de la cima de

intervalo abierto productor ms somero, exceda la temperatura promedio mxima de operacin de lasherramientas estndar de medicin de presin y temperatura. En este caso no se tomarn RPFC.

3. Para cada campo, el programa anual de RPFC deber incluir al menos el 50 por ciento de los pozos clasificadoscomo operando, cerrados sin posibilidades de explotacin o cerrados con posibilidades de explotacin. En el caso deque por alguna de las razones especificadas en el numeral dos de este apartado, un pozo no pueda ser medido, lamedicin correspondiente a este se deber compensar con la medicin en otro pozo del mismo campo,preferentemente de la misma rea, bloque, arena o yacimiento. En el caso de que no exista otro pozo en la mismarea, bloque, arena o yacimiento, la medicin se realizar en cualquier otro pozo del mismo campo. La compensacinse realizar hasta que la frecuencia de la medicin del conjunto de pozos, fuera de los casos de excepcin, sea deuna medicin por pozo por ao.

Calidad de los RPFC

1. La validacin de los datos obtenidos de la medicin de la presin de fondo cerrado del pozo consistir en losiguiente:

del reporte de la medicin: revisar que contenga el nombre del campo y el nmerodel pozo; fecha de la medicin; nmero de serie de la herramienta con la que se realiz la medicin; cimay base de los intervalos abiertos; profundidad interior del pozo; dimetro(s) nominal(es), peso(s) yprofundidad(es) de la(s) tubera(s) de produccin y de revestimiento que estn expuestas al flujo; datos delas estaciones (profundidad, presin y temperatura); bitcora de la operacin.

b) Verificar el tiempo de cierre del pozo: de acuerdo con el reporte de la Coordinacin de Operacin y de labitcora de los trabajos realizados para efectuar la medicin, determinar si el tiempo de cierre del pozo serealiz segn el programa enviado por la Coordinacin de Diseo. En el caso de que el tiempo de cierre hayasido menor que el del programa, deber existir una justificacin tcnica o de seguridad por la cual no se hayacumplido con el tiempo programado. Esta condicin deber registrarse en el rea de comentarios generalesdel formato de registro de la medicin. En el caso de que la calidad y representatividad de los datosrecuperados durante la medicin no sean adecuadas, la medicin de RPFC deber repetirse.


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ANTECEDENTES

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c) Verificar los datos de las estaciones: determinar si los valores de presin y temperatura de cada una de lasestaciones son del orden esperado. En el caso de no ser as, se deber solicitar la repeticin de la medicin yla revisin de la herramienta utilizada durante la medicin fallida.

d) Calcular los niveles de fluidos: calcular la profundidad de los niveles de aceite y agua o determinar suausencia. Revisar que los clculos obtenidos concuerden con el tipo y volumen de los fluidos producidos

por el pozo.e) Si de acuerdo con los resultados de los incisos b, c y d, de este numeral, los datos de las estaciones son

correctos, calcular la presin y temperatura de fondo cerrado al nivel medio de los disparos y al nivel dereferencia del yacimiento, de acuerdo con las tcnicas de ingeniera de yacimientos.

2. En el aspecto de seleccin de la herramienta para realizar la medicin, se presentan tablas con valores tpicos encuanto a precisin y resolucin tanto de temperatura como de presin, de acuerdo con el principio defuncionamiento de la herramienta. Para pruebas cortas se recomienda utilizar la herramienta de zafiro, debido aque su deriva es mayor. Para pruebas con periodos prolongados se recomienda utilizar herramientas de cuarzo.

1.3.4. Registros de molinete hidrulico y temperatura

Los registros de temperatura y de molinete hidrulico (Figura 1.9), tambin aportan informacin importante durante eproceso de caracterizacin dinmica de yacimientos. Estas herramientas se utilizan para determinar entre otros aspectosla aportacin de cada uno de los intervalos abiertos a produccin o inyeccin; tambin es posible hallar mediante el uso degradiomanmetro la distribucin vertical de la naturaleza del fluido producido por un pozo.

Herramienta PLT

Figura 1.9.- Herramienta tpica de un PLT Production Logging Tool(Herramienta de registro de produccin)


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ANTECEDENTES

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Gradiomanmetro:

Este sensor forma parte de la herramienta PLT y bsicamente mide la diferencia de presin entre dos sensores(manmetros Figura 1.10.) separados por una distancia de 2 pies, lo que permite derivar la densidad del fluido en el pozo.

P = P hidrosttica - P friccin.

(1.1)

Donde:

p(kg/cm2) presin en un punto cualquiera dentro del pozo. (g/cm3) densidad del fluido dentro del pozo.h (m)

El gradiomanmetro est graduado en unidades de densidad [gr/cm3] y es calibrado en superficie, con agua y aire, paravalores de1.0 [gr/cm3] y 0 [gr/cm3], respectivamente (Figura 1.11.).

Figura 1.10.- Esquema tpico del gradiomanmetro

h /10p =


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ANTECEDENTES

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Figura 1.11.- Uso del gradiomanmetro

TIPOS DE MEDIDORES DE FLUJO

1. Medidor Flujo Continuo: Buen resultado para flujo en una fase y altos gastos (Figura 1.12.).2. Medidor con empacador Inflable: Flujo multifsico, caudales, alto y bajo gasto. Solo es afectado por la viscosidad

(Figura 1.12.).3. Medidor de Flujo de Caudal Total: Buen resultado en f lujo multifsico, bajo y alto gasto y gran rango de

viscosidades (Figura 1.12.).

Figura 1.12.- Medidores de flujo


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ANTECEDENTES

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MOLINETE

Es un velocmetro tipo hlice (molinete, Figura 1.15.) que se utiliza para medir la velocidad de los fluidos en el fondodel pozo; la velocidad de la hlice est en funcin de la velocidad del fluido producido o inyectado; previamente a laoperacin de sta herramienta se debe de realizar varias corridas de calibracin (Figura 1.13.), con la finalidad de que laherramienta opere en condiciones ptimas (Figura 1.14.).

Figura 1.13.- Calibracin del Molinete

Figura 1.14.- Grafica tpica de calibracin


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ANTECEDENTES

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Figura 1.15.- Imagen real de molinete

PRINCIPIO BSICO DE FUNCIONAMIENTO:

Mediante la velocidad del fluido y la seccin transversal al flujo se determina el gasto de fondo:

Gasto = (0.83) * Velocidad (L/t) * rea (L2)

.

Figura 1.16.- Perfil de velocidades dentro de la herramientay factoresde correccin para el molinete hidrulico


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ANTECEDENTES

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En el perfil de velocidades del fluido dentro del revestimiento, la velocidad es mayor en la parte central de la tubera(Figura 1.17. y Figura 1.18.), que cerca de la pared. Sin embargo la velocidad medida por el sensor corresponde a unavelocidad promedio del fluido. Por lo tanto se acostumbra aplicar un factor de correccin de velocidad de flujo de 0.83(Figura 1.16.), que corresponde a los resultados obtenidos en una gran cantidad de registros de pozo y de mediciones enel laboratorio. El factor de correccin es vlido nicamente en el caso comn de una hlice centralizada (Figura 1.19.).

APLICACIONES DE MEDIDORES DE FLUJO

A)

Figura 1.17.- Evaluacin de perfiles de produccin

B)

Figura 1.18.- Determinacin de flujo cruzado


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ANTECEDENTES

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Figura 1.19.- Datos de presin y velocidad de la hlice de un PLT

1.3.5. Trazadores radiactivos (prueba de trazadores)

Trazador.-Sustancia qumica o radioactiva, que se agrega a los fluidos inyectados, o que est naturalmente presente enestos fluidos, con el propsito de identificar sus direcciones de flujo entre los pozos inyectores y los productoresque son utilizados en los procesos de inyeccin de algn fluido en los yacimientos petroleros.

Muestreo.- Actividad de campo que consiste en colectar muestras de fluidos producidos en los pozos productores durantela duracin de la prueba de inyeccin de trazadores.

Dilucin.-Disminucin de la concentracin del material trazante (soluto) en la corriente del fluido inyectado, debida a unincremento en la cantidad de solvente donde esta disuelto.

Adsorcin.- Proceso mediante el cual una cierta cantidad del trazador se adhiere a la superficie de las rocas con las quese pone en contacto durante su flujo a travs del yacimiento.

Tiempo de trnsito.-Tiempo en el que tarda el trazador en viajar de un punto a otro del yacimiento.

Las pruebas de trazadores proporcionan informacin sobre los canales de flujo que ocurren en el yacimiento en unproceso de inyeccin de fluidos tanto en el sentido vertical como horizontal.

Por definicin los trazadores son compuestos agregados a los fluidos inyectados a los yacimientos para seguir sumovimiento a travs de las formaciones productoras, de acuerdo a su interaccin con los fluidos o la roca, y se dividen endos tipos:

Pasivos.- Se mueven a la velocidad del fluido con el que se inyectan sin interacciones con rocas o fluidos del yacimientoFigura 1.20.

Activos.- Interactan con rocas o fluidos del yacimiento y experimentan particin en la interfase crudo/agua Figura 1.20.

PLT EJEMPLO

3500

3700

3900

4100

4300

4500

4700

0 10 20 30 40 50 60

DELTA T (ho ras)

P(PSI

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

(RPS

PRESIN MOLINETE

Presin

Velocidad de la hlice


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ANTECEDENTES

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Figura 1.20.- Comportamiento de los trazadores en el medio poroso

Los trazadores gaseosos que son solubles en las fases agua o aceite del yacimiento son denominados trazadores conparticin, estos al fluir y repartirse en la fase oleosa del yacimiento, sufren un retraso en el tiempo de trnsito, estareparticin entre las fases se representa por medio del coeficiente de particin Kp o Kc. El coeficiente de particin se puede

definir como una relacin molar o una relacin de concentraciones y se puede obtener por medio de correlaciones paradeterminar Kp a partir del concepto de presin de convergencia o por medio de la fugacidad calculada mediante laecuacin de estado

Las pruebas con trazadores han sido una herramienta importante para el estudio del movimiento de los fluidos dentro delos yacimientos petroleros.

Existen dos tipos de pruebas de trazadores:

Pruebas de un solo pozo.-Generalmente se inyectan en un pozo invadido de agua dos trazadores uno que sedisuelve con el agua inyectada y otro que no tiene interaccin con sta, de acuerdo a la diferencia de tiempos derespuesta en el pozo activo se puede estimar la saturacin residual de aceite y de aqu la eficiencia de un proceso

de inyeccin de agua. Otros objetivos de este tipo de pruebas pueden ser por ejemplo: a).-Evaluacin de fracturas, yb).-Deteccin de zonas de alta transmisibilidad.

Pruebas entre pozos.-En estas pruebas, una cierta cantidad de trazador el cual puede ser lquido o gaseoso, esinyectado dentro del yacimiento a t ravs de u n pozo inyector mientras que el muestreo del fluido se realizacomnmente en los pozos productores para detectar su presencia. De acuerdo al tiempo de arribo del trazador y desu curva caracterstica (variaciones en l a concentracin del trazador en los fluidos producidos), en principio esposible determinar la siguiente informacin para caracterizar el yacimiento:

a) Presencia de anisotropas como canales o barreras al flujo,b) Comunicacin preferencial,

c) Compartamentalizacin en los yacimientos con mltiples bloques,d) Saturacin residual de aceite (en el caso de emplear trazadores con particin). Por otro lado a partir de unmonitoreo adecuado y con suficiente duracin del proceso de inyeccin de trazadores se pueden obtener otrosfactores como: I.Grado de comunicacin entre los pozos productores e inyectores involucrados en la prueba,II. Identificacin de la fuente (pozo inyector) de la que proviene el trazador detectado en el pozo productor (encaso de haber inyectado diferentes trazadores en cada uno de los pozos inyectores), III.Tiempo de irrupcin delos trazadores en los diferentes pozos productores, lo que proporciona un indicio de las velocidades relativas conlas que viajaron en el yacimiento y son proporcionales a la permeabilidad, IV. Avance del fluido inyectado y


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ANTECEDENTES

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V.En el caso de tratarse de arreglos regulares, es posible calcular la eficiencia de barrido, en arreglos irregularesde pozos es posible estimar la magnitud del volumen del yacimiento comprendido entre el inyector y productorcomunicados, que ha sido contactado por los fluidos inyectados.

El tiempo normal para realizar una pr ueba con trazadores puede ser del orden de meses; aunque en algunasocasiones dicho tiempo puede reducirse a das.

Seleccin de Trazadores

Para realizar una prueba de trazadores es necesario definir los objetivos que se desean alcanzar con la inyeccin detrazadores ya que con base a ellos se debe seleccionar el tipo de trazador a inyectar y realizar tanto el diseo de la pruebacomo el esquema de monitoreo.En general para seleccionar un trazador (o trazadores) se busca uno o varios que posean las siguientes caractersticas

No debe existir en el yacimiento o estar en concentraciones mnimas. La velocidad del trazador debe ser la misma que la velocidad del fluido en el que se ha

disuelto, sin reaccionar o interferir con l o con la roca o fluidos presentes en el yacimiento.

Debe ser fcil de inyectar y presentar seguridad en su manejo. Debe presentar una adsorcin mnima en las paredes de la roca y no reaccionar con ella. Dado que estar sujeto a una amplia dilucin durante su flujo a travs del espacio poroso,

su presencia deber poder detectarse en concentraciones sumamente bajas, a travs demtodos no muy sofisticados y de bajo costo.

Los costos del trazador, su muestreo y posterior anlisis deben ser justificables,considerando el beneficio que su uso producir en la reduccin de la incertidumbre de losparmetros del yacimiento.

Tipos de Trazadores.

Los trazadores se pueden dividir de acuerdo a sus caractersticas en tres tipos:

a).-Trazadores naturales (sustancias naturalmente presentes en el agua inyectada como ciertos cationes o aniones, o bienciertos istopos estables), b).-Radioactivos y c).- Qumicos, a continuacin se proporcionan algunas breves caractersticasde cada uno de ellos:

a) Trazadores naturales (relacin istopos estables).- Se busca utilizar la caracterstica propia de los fluidos deproduccin e inyeccin es decir, su composicin qumica o la relacin de ciertos istopos estables presentes tanto en elagua inyectada como en el agua congnita, con la finalidad de definir un patrn tpico para el fluido posterior a la inyecciny otro para el fluido producido previo a la inyeccin, para lo cual inicialmente se debe establecer la composicin qumica delos fluidos del yacimiento y la relacin de ciertos istopos estables, para definir una lnea base de los mismos originalmentepresentes en el yacimiento, y as posteriormente establecer los cambios, ya sea en composicin o en la magnitud de losndices de istopos estables, segn sea el caso, que se hayan realizado y que puedan ser atribuibles al efecto inyeccinLas relaciones de istopos estables mas comn son: H/D, (13C/12C), (83Sr /85Sr).

b) Trazadores radiactivos.- Los trazadores radiactivos han sido probados con xito en proyectos de campo, dentrode los cuales pueden mencionarse los siguientes: los gases hidrocarburos tritiados como por ejemplo el metano tritiadoCH4T* y etano tritiado C2H5T*, Tritio (3H), Carbono 14 (14C) y Kriptn 85 (Welge,1995), ( Godovin y Cols, 1967), Xenn133 (Amstrong y Cols, 1960), otros trazadores son S14CN, 22Na, IP*A. El tritio tiene un coeficiente de particin ms bajo(0.24) que el del Kriptn 85 (0.39) y que el del agua tritiada.


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ANTECEDENTES

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Estos trazadores deben tener las siguientes caractersticas:

Estables a condiciones de yacimiento Comportamiento similar al fluido marcado Mnima o ninguna presencia en fluidos de yacimientos Poca o ninguna reaccin con rocas y/o fluidos yacimiento

Detectables a bajas concentraciones (disponibles) Ambientalmente Seguros Disponibilidad comercial a un costo razonable

c) Trazadores qumicos.- Los trazadores qumicos son compuestos que se agregan a los fluidosinyectados para seguir su trayectoria en la formacin productora y deben tener las siguientes caractersticas:

Deben ser estables a condiciones de yacimiento Su comportamiento tiene que ser similar al fluido marcado Deben tener presencia mnima o ninguna en los fluidos del yacimiento. Su reaccin con las rocas y/o fluidos del yacimiento debe ser muy pequea o de preferencia ninguna.

Deben ser detectables a muy bajas concentraciones. Ser ambientalmente seguros Deben estar disponibles comercialmente a un costo razonable

Los trazadores qumicos se utilizan en la industria petrolera pertenecen a las siguientes clases:

Aniones

Halgenos Tiocianatos Nitratos

Cationes

Tendencia a ser retenidos en la roca son poco utilizados.

Molculas neutras

Compuestos Perfluorocarbonados (PFC) CF4 y C2F6 con pesos moleculares 88 y 138, respectivamente,PMCH, PMCP, PDMCB, 1,3PDMCH, con pesos moleculares de 300 a 450, Exafluoruro de azufre (SF6).

cidos Benzoicos Polifluorinados (FBA). Sus principales caractersticas son:

- Trmicamente Estables (250 - 350 F) (2FBA, 4FBA).- Comportamiento Similar a HTP (Agua tritiada).- Probados exitosamente en Campo

Alcoholes, Estres, Tintes Freones (CCl3F, CCl2F2, CCl3F) Nitrato de sodio, cloruro de sodio, amonio y bromuro de sodio.


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ANTECEDENTES

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Diseo de la Prueba con Trazadores

Para el diseo de la prueba con trazadores se deben considerar los siguientes aspectos:

Con el trazador seleccionado para cumplir con el objetivo, definir el esquema ptimo para suinyeccin.

Contar con el modelo esttico del campo lo suficientemente establecido. Haber identificado previamente rasgos estructurales (fallas, barreras al flujo) y/o estratigrficosmediante la caracterizacin dinmica del campo los cuales se desea confirmar o mejorar suubicacin y caractersticas,

Contar con suficiente informacin del campo bien establecida y validada, tal como historias depresin a nivel de pozo y yacimiento, historia de produccin de aceite, gas y agua a nivel de pozo yyacimiento, anlisis PVT, informacin de ncleos y anlisis de aguas de formacin, entre otros

Realizar predicciones del movimiento del trazador en el yacimiento mediante la aplicacin demodelos analticos, semi-analticos o simuladores.

Revisar los estados que guardan los pozos productores e inyectores tal como su estado mecnico,registro de cementacin, y la posible conexin que tengan con otros posibles pozos productores e

inyectores. Seleccionar los pozos observadores tomando en cuenta los siguientes factores:

La composicin del trazador y su movimiento en el yacimiento.La respuesta de presin de los pozos.La posicin estructural.Los intervalos disparados.Las distancias al pozo inyector.Las profundidades.Las condiciones mecnicas.Producciones de los pozos.

Otros factores que se deben tomar en cuenta al planear una prueba de trazadores son los siguientes:

Realizar el anlisis para asegurar que no vaya a existir interferencia en el laboratorio entre trazadoressimilares.

Justificar la seleccin de los trazadores de acuerdo a las propiedades del trazador ycaractersticas del campo donde se va a realizar la prueba.

Describir los procedimientos que se utilizaron para establecer el volumen y la forma de lainyeccin de los trazadores. Conocer las principales propiedades de los trazadores a utilizar,las cuales deben ser proporcionadas por la compaa que va a realizar la prueba detrazadores, as como las concentraciones en las cuales se va inyectar adems y los niveles de

deteccin para cada trazador.En la determinacin de la cantidad de trazador a inyectar se deben considerar dos situaciones, una relacionada con unaconcentracin media adecuada de inyeccin, y otra que contemple la dilucin que los trazadores sufrirn en su recorridoentre el pozo inyector y los productores, asegurndose de aplicar un factor de seguridad en el clculo de la cantidad detrazador a inyectar, que permita tener confianza en que an con los procesos de dilucin que tendr el trazador en sucamino entre los puntos de inyeccin y muestreo, arribar con una concentracin bastante superior al nivel mnimo dedeteccin del trazador, las determinaciones analticas y el instrumental utilizado en su deteccin


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ANTECEDENTES

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En la Tabla I.II.se muestra los lmites de deteccin de algunos trazadores qumicos y radioactivos.

Tabla I.II.- Lmites de deteccin de algunos trazadores qumicos y radioactivos

Trazador Lmite de Deteccin en partes por billn (ppb)

Radioactivos ------

F13B1, Bromo-trifluoro-metano 0.05F12, Dicloro-difluoro-metano 0.02Qumicos ------Perfluorocarbonos 0.5SF6, Exafluoruro de azufre 0.02

Programa de muestreo

Para el programa de muestreo se debe considerar lo siguiente:

En el diseo de inyeccin de trazadores naturales es necesario establecer las condiciones iniciales de la presencia de

compuesto requerido dentro de los fluidos producidos, previo al inicio de la inyeccin, para establecer una lnea base previoa la inyeccin de los trazadores para lo cual se requiere tomar muestras del aceite, agua y/o gas en cada uno de los pozosobservadores seleccionados. La diferencia entre la lnea base y la cantidad incremental de trazador inyectado ser larespuesta que se tenga de la presencia del trazador en el yacimiento.

Para definir en forma adecuada la presencia del trazador inyectado se requiere contar con muestras tomadas en pozosconvenientemente esparcidos en el rea de la prueba, y analizar su comportamiento conforme vaya apareciendo etrazador en los pozos, siendo necesario tomar muestras a i ntervalos predeterminados, analizndolas en b usca de l ostrazadores inyectados.

1.3.6. Datos de comportamiento del yacimiento

Procesos de desplazamiento, Mecanismos de empuje, Mecanismos redesplazamientos de los fluidos en los yacimientos

La recuperacin del aceite se obtiene mediante un proceso de desplazamiento. El gradiente de presin obliga al aceitea fluir hacia los pozos, pero ese movimiento se verifica solamente si otro material llena el espacio desocupado por el aceitey mantiene, en dicho espacio, la presin requerida para continuar el movimiento de los fluidos. En cierto modo el aceite nofluye del yacimiento, sino que es expulsado mediante un pr oceso de desplazamiento, siendo los principales agentesdesplazantes el gas y el agua. Para entender el comportamiento y predecir el futuro del yacimiento, es necesario tener econocimiento de los mecanismos de desplazamiento que denominan el comportamiento de los fluidos del yacimiento. Efuncionamiento general del yacimiento es determinado por la energa natural y los mecanismos de empuje disponible parael movimiento de los hidrocarburos hacia el pozo..

Los procesos de desplazamiento que proveen energa natural necesria para la recuperacin de hidrocarburos son:

1. Expansin de la roca y los lquidos

Este proceso de desplazamiento ocurre en los yacimientos bajo saturados, hasta que se alcanza la presin desaturacin. La expulsin del aceite se debe a la expansin del sistema. El aceite, el agua congnita y la roca seexpanden, desalojando hacia los pozos productores el aceite contenido en el yacimiento. El desplazamiento del aceitehacia los pozos productores se debe a la expansin del sistema roca-fluidos y debido a la baja compresibilidad dedicho sistema la presin del yacimiento tiende a declinar muy rpidamente al extraer el aceite del yacimiento y porconsecuencia la presin de saturacin se alcanzara tambin rpidamente.


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ANTECEDENTES

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2. Empuje por gas disuelto liberado

Una vez iniciada en el yacimiento la liberacin del gas disuelto en el aceite, al alcanzarse la presin de saturacin, elmecanismo de desplazamiento del aceite se deber, primordialmente, al empuje de gas disuelto liberado; ya que si el bienes cierto que tanto el agua intersticial y la roca continuaran expandindose, su efecto resulta despreciable, puesto que lacompresibilidad (o expansionabilidad) del gas es mucho mayor que la de los otros componentes de la formacin.

El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos, sino que se acumula en forma de pequeas burbujas aisladas, lascuales por motivo d la declinacin de la presin, llegan a formar posteriormente una fase continua, que permitir el flujo degas hacia los pozos, como se muestra en la Figura 1.21.

Figura 1.21.-Empuje de aceite por gas disuelto liberado

3. Empuje por casquete de gas

El empuje por capa de gas consiste en una invasin progresiva de la zona de aceite por gas, acompaada por undesplazamiento direccional del aceite fuera de la zona de gas libre y hacia los pozos productores como se muestra en laFigura 1.22.


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ANTECEDENTES

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Figura 1.22.- Mecanismo de empuje en un yacimiento con casquete de gas.

Los requerimientos bsicos son:

I. Que la parte superior del yacimiento contenga una alta saturacin de gasII. Que exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por el casquete de gas.

El casquete de gas puede presentarse debido a:

i. Que exista originalmente.ii. Que bajo ciertas condiciones el casquete se forme debido a l a segregacin gravitacional, normalmente la

relacin kv/kh>0.5 para que el fenmeno se presente o el echado de la formacin debe de ser grande o ambascosas.

iii. El casquete de gas puede ser creado por la inyeccin de gas en la parte superior del yacimiento.

La expansin del casquete de gas esta limitada por el nivel de presin deseado en el yacimiento y por la produccin de gasuna vez que este se conifica y empieza a producirse.Por esto la terminacin de pozos debe planearse en una posicin adecuada de tal suerte que el gas libre del casquete sirvapara desplazar el aceite.


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4. Empuje Hidrulico empuje por entrada de agua

Un yacimiento que produce por empuje Hidrulico es aquel que tiene una conexin hidrulica entre el yacimiento y la rocasaturada 100% con agua, que r ecibe el nombre de acufero y que se encuentra por debajo del yacimiento y puedeabarcarlo total o parcialmente, como se muestra en la figura

Figura 1.23.- Representacin de conexin hidrulica por debajo del yacimiento

El desplazamiento por invasin de agua es en muchos sentidos similar al de casquete de gas. El desplazamiento de loshidrocarburos tiene lugar en este caso atrs y en la interfase agua-aceite mvil. En este proceso el agua invade y desplazaal aceite, progresivamente, desde las fronteras exteriores del yacimiento hacia los pozos productores. Si la magnitud deempuje hidrulico es lo suficientemente fuerte para mantener la presin del yacimiento o permitir slo un ligero abatimiento

de alta, entonces el aceite ser casi totalmente recuperado por desplazamiento con agua, puesto que no habr liberacinde presin de gas en solucin o dicha liberacin de presin ser pequea y asimismo el desplazamiento que ocasione.

Los requerimientos bsicos para este proceso son:

I. En primer lugar una fuente adecuada que suministre agua en forma accesible al yacimiento.

II. En segundo trmino una presin diferencial entre la zona de aceite (yacimiento) y la zona de agua(acufero), que induzca y mantenga la invasin. El empuje hidrulico puede ser natural o artificial.

La formacin acufera puede algunas veces alcanzar la superficie. En este caso la fuente de agua de invasin podrdisponerse a travs del agua superficial por el afloramiento como se muestra enlaFigura 1.24, la cual no s muy comn. Lainvasin de agua tiene lugar por la expansin de la roca y el agua en el acufero, como resultado d la declinacin d presin

transmitida desde el yacimiento. Debido a que las compresibilidades de la roca y el agua son muy pequeas, un empujehidrulico regular requerir de un acufero extenso y grande, muchas veces mayor que el yacimiento.

Figura 1.24.- Representacin del empuje de aceite por unacufero natural que tiene afloramiento.


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5. Desplazamiento por segregacin gravitacional

La segregacin gravitacional o drene por gravedad, puede clasificarse como un mecanismo de empuje; sin embargose considera ms bien como una modificacin de los dems. La segregacin gravitacional es la tendencia del aceite, gas yagua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades como se muestra en la Figura 1.25. El drene por lagravedad puede participar activamente en la recuperacin del aceite; por ejemplo, en un yacimiento bajo condicionesfavorables de segregacin, gran parte del gas liberado fluir a la parte superior del yacimiento, en vez de ser arrastradohacia los pozos por la fuerza de la presin, contribuyendo as a la formacin o agrandamiento del casquete de gas yaumentando la eficiencia total dl desplazamiento.

Figura 1.25.- Distribucin inicial de ls fluidos en un yacimiento de hidrocarburos

6. Otros tipos de empuje, incluyendo empujes combinadosSe han descrito los diferentes mecanismos de desplazamiento que pueden actuar en un yacimiento, de los cualesocasionalmente est presente uno de ellos, ya que la mayora de los yacimientos quedan sometidos a ms de uno de losmecanismos de desplazamiento explicados. Por ejemplo, un yacimiento muy grande puede producir inicialmente porexpansin del sistema de roca-fluidos. Despus, a partir de la presin de saturacin puede comportarse como productorpor empuje de gas disuelto liberado. Posteriormente, despus de cierta extraccin, la presin disminuir lo suficiente parapermitir la entrada de agua del acufero al yacimiento, de tal forma que el empuje hidrulico sea un mecanismo importanteen el desplazamiento del aceite como se muestra en la Figura 1.26.


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ANTECEDENTES

31

Figura 1.26.- Combinacin de empujes en un yacimiento de hidrocarburos

Dos combinaciones de fuerzas pueden estar presentes en la combinacin de empuje en los yacimientos. Estasson (1) el empuje por agotamiento y un menor empuje de agua y (2) el empuje por agotamiento con una partepequea de casquete de gas y mnimo empuje de gua. Entonces, naturalmente, la segregacin de la gravedad

puede jugar un papel importante en cualquiera de los empujes mencionados

ELEMENTOS QUE AFECTAN EL FLUJO EN EL YACIMIENTO

Los elementos de un yacimiento que afectan drsticamente su comportamiento son los siguientes:

Distribucin y niveles de permeabilidad, anisotropa y porosidad

Estratificacin

Fracturamiento

Afallamiento

Compartamentalizacin

Dao en la formacin

Segregacin y distribucin de fluidos

Presencia de acufero y/o casquete de gas


39/164

ANTECEDENTES

2

La estratificacin de una formacin afecta severamente el comportamiento de un yacimiento en las etapas derecuperacin primaria, secundaria y mejorada. Normalmente los hidrocarburos fluyen hacia el pozo a travs de los estratosde alta permeabilidad; estos estratos permiten drenar en algunos casos las zonas de baja permeabilidad. En el caso deprocesos de entrada lateral de agua o de recuperacin secundaria y mejorada, el agua o el agente desplazante se canalizahacia los pozos productores a t ravs de l os estratos de al ta permeabilidad. El molinete hidrulico y las pruebas deinterferencia vertical con las herramientas disponibles para evaluar la estratificacin de un yacimiento.

Los yacimientos ms prolferos en el mundo producen de r ocas naturalmente fracturadas. En estos casos lasfracturas proveen la permeabilidad de la roca y los hidrocarburos se encuentran almacenados principalmente en la matrizA este tipo de yacimientos se les conoce como de doble porosidad. El estudio del comportamiento de este tipo de sistemasrequiere la evaluacin de la interaccin matriz-fracturas. Las pruebas de presin permiten, bajo ciertas circunstancias laestimacin de los parmetros de doble porosidad.

Las fallas geolgicas son probablemente uno de los elementos que mayor influencia tienen sobre el comportamientode un yacimiento. Dependiendo de su naturaleza y posicin dentro del yacimiento, las fallas pueden beneficiar o perjudicael proceso de explotacin. De acuerdo a la experiencia, las fallas pueden ser impermeables, semipermeables oconductivas; en el primer caso las fallas no permiten el flujo a travs de ellas representando barreras al flujo, en el segundo

caso las fallas ofrecen cierta resistencia al flujo por lo que las interacciones entre los bloques que separa se da en formaretrasada y en el tercer caso las fallas no slo permiten el flujo a travs de ellas sino tambin a lo largo de ellas. Ladeteccin y evaluacin oportuna de fallas geolgicas puede evitar situaciones desastrosas en proyectos de inyeccin y encasos de entrada de agua. Las nicas herramientas disponibles en la actualidad para la evaluacin dinmica de fallasgeolgicas son las pruebas de presin(Figura 1.29.).

ELEMENTOS QUE CONTROLAN EL FLUJO DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO

Tabla I.III.- Elementos que controlan el flujo de fluidos en un yacimiento

Microscpico Macroscpico Megascpico

Distribucin deltamao de poro

Estratificacin Geometra delyacimiento

Geometra delporo

Variacin de lapermeabilidad

Sistemas defracturas yfallas

Espacio poroso

comunicado

Distribucin de

fracturas Microfracturas

En el nivel microscpico las partculas que se integran incluye magnitudes extensivas (volumen, longitud, masa) tendrnuna distribucin del tamao del poro, geometra del poro espacio poros y microfacturas as mismo ocurren fenmenos quea escalas no visibles a simple vista son relevantes como se observa la Figura 1.27. y Figura 1.28.


40/164

ANTECEDENTES

33

SAL

SAL

SALSAL

SAL

PC-121 BPC-123

MICO-1B

PC-122PC-122A

PC-129PC-139

PC-119PC-121 C

PC-1O4PC-1O1BPC-1O2

PC-155

PC-107PC-130PC-125 PC-133

PC-153

PC-159PC-117PC-103TPC-103PC-103D

PC-105APC-105

PC-111APC-113B

PC-110ST

PC-135PC-115

PC-157

SAL

SAL

SALSAL

SAL

PC-121 BPC-123

MICO-1B

PC-122PC-122A

PC-129PC-139

PC-119PC-121 C

PC-1O4PC-1O1BPC-1O2

PC-155

PC

-107PC-130PC-125 PC-133

PC-153

PC-159PC-117PC-103TPC-103PC-103D

PC-105APC-105

PC-111APC-113B

PC-110ST

PC-135PC-115

PC-157

CIMAJSK

Figura 1.27.- Nivel microscpico.

Wackestone con desarrollo de cavidades dedisolucin y fracturas tambin con disolucin.

Mudstone con fracturas selladas porhidrocarburos e impregnacin selectiva.

Figura 1.28.- Nivel macroscpico

Figura 1.29.- Nivel Megascpico

Comunicacin de yacimientos a travsde un plano de falla.


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ANTECEDENTES

4

Para evaluar dinmicamente un yacimiento es necesario considerar las mediciones como un experimento llevado acabo bajo condiciones de explotacin de tal forma que es posible, mediante mediciones de ciertos parmetros, ladeterminacin del estado del sistema en el momento de la medicin.

Debe enfatizarse que l a caracterizacin dinmica toma como base la informacin obtenida en l a caracterizacinesttica del yacimiento. Lo anterior para minimizar el problema de uni cidad que frecuentemente se presenta en este

proceso.DEFINICIONES BSICAS PARA EL ESTUDIO DE LA CARACTERIZACIN DINMICA

Permeabilidad k (md)

La permeabilidad es la propiedad que controla la rapidez a la que un yacimiento puede producirse y su distribucinafecta la eficiencia de un proceso de recuperacin secundaria o mejorada. Probablemente esta propiedad es la que msvariacin exhibe tanto areal como verticalmente. En la prctica esta variable se estima de ncleos en el laboratorio o depruebas de presin. Otra fuente de evaluacin son los registros a travs de correlaciones con la porosidad, sin embargo,en el caso de c arbonatos la correlacin es pobre dando por consiguiente un amplio margen de error. Asociada a lapermeabilidad est el concepto de anisotropa horizontal, el cual indica la magnitud y las direcciones preferenciales de flujoen un yacimiento(Figura 1.30).; para este caso, las pruebas de interferencia resultan ser la herramienta ideal de detecciny evaluacin.

DEFINICIN

Medida de la facilidad con que una roca permite el flujo de f luidos (Gas, Agua, Aceite) a t ravs de s us porosinterconectados, obviamente la permeabilidad depende de l a porosidad efectiva, y por lo tanto, depende de la forma(Figura 1 .30), tamao y distribucin del grano de la roca as como del grado de c onsolidacin y cementacin Lapermeabilidad es afectada por el tipo de arcilla presente, especialmente cuando el agua est presente. Algunas arcillas,particularmente smectitas (bentonitas) y montmorillonitas, se hinchan con el agua y pueden bloquear completamente losporos.

Figura 1.30.- Definicin de Darcy


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ANTECEDENTES

35

Tipos de Permeabilidad

Absoluta (Kabs): Medio poroso que est completamente saturado (100 por ciento) con el fluido que se muevea travs de los canales porosos

Efectiva(Kefec):Facilidad con que una roca permite el flujo de un fluido, en presencia de otro u otros fluidos

Kefec < Kabs.

NOTA:La suma de las permeabilidades efectivas es siempre menor que la absoluta

Relativa: Cociente entre la permeabilidad efectiva a un fluido y una permeabilidad base.

Porosidad (%, fraccin)

Definicin: Es una medida del espacio disponible que tiene la roca para almacenar fluidos.

La porosidad es la propiedad que probablemente menos vara en el yacimiento y su evaluacin se logra a travs de

registros y de ncleos. Desde el punto de vista de explotacin de un yacimiento es de primordial importancia la evaluacindel espacio poroso interconectado, ya que el volumen de hidrocarburos aqu contenido es el que s e producir; poconsiguiente, las reservas deben evaluarse tomando en cuenta este concepto. En el pasado se ha pretendido evaluar elvolumen poroso del yacimiento a travs de pruebas de limite de yacimiento, pero se ha observado en la prctica quenicamente es posible aplicar esta tcnica cuando la prueba se lleva a cabo en pozos que drenan un volumen porosopequeo. Por otro lado las pruebas de presin se han utilizado para estimar la capacidad de almacenamiento de laporosidad secundaria en yacimientos de doble porosidad.

Tipos de porosidad

Porosidad Original Porosidad Inducida o secundaria Porosidad Total Porosidad efectiva e

Viscosidad

Medida de la resistencia ofrecida por las molculas de una substancia a fluir.

La viscosidad de los crudos depende de:

Composicin Presin Gas en Solucin

Viscosidad del agua

A condiciones de yacimiento es baja (< 1 cp) Disminuye con temperatura y aumenta con presin y salinidad


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ANTECEDENTES

6

Roca

Agua

Aceite

Gas

p

ssfV

Vcc =

Movilidad f= (k / f)

Es especifica para cada fluido que satura el medio poroso, es una medida de la capacidad que tiene un fluido demoverse en el sistema, as podemos hablar de la movilidad del aceite, del gas, del agua o cualquier otro fluido extrao ayacimiento. En trminos generales para las mismas condiciones de presin y temperatura la movilidad del gas es msgrande que la movilidad del aceite

Compresibilidad Total (CT)

La compresibilidad total del yacimiento controla la variacin de la presin media durante la explotacin del yacimientopor lo que su evaluacin resulta ser indispensable para llevar a cabo un estudio de comportamiento Figura 1.31. Unaestimacin errnea de esta variable puede introducir graves errores en el clculo del volumen original de hidrocarburos. Lacomponente que ms incertidumbre presenta es la compresibilidad de la roca, especialmente en carbonatos, puesto que sucorrelacin con la porosidad es pobre. La prueba de interferencia es la nica herramienta confiable para estimar in-situ lacompresibilidad total del yacimiento.

Se expresa como la suma ponderada de las compresibilidades de los componentes del sistema, en base a una

comparacin del volumen de cada uno de los componentes con el volumen de poros de la formacin.

Figura 1.25.- Componentes del sistema, compresibilidad

fggoowwT cScScScc +++=


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ANTECEDENTES

37

1.4. EJEMPLOS DE LA CARACTERIZACIN DINMICA

A continuacin se presentan los resultados obtenidos en varios casos de campo a travs del anlisis integral de lainformacin proporcionada por las herramientas de la Caracterizacin Dinmica tales como pruebas de presin, RPFCRPFF, etc.

CASO 1 EVALUACIN DE CAPACIDAD DE FLUJO Y DE FRACTURA HIDRULICA.

Se llev a c abo una prueba de incremento en un pozo de gas con una duracin de 81 horas antes de unfracturamiento hidrulico. La grafica de diagnstico se presenta en laFigura 1.32.en donde se observa que los efectos dealmacenamiento desaparecen en 16 horas y la curva de derivada sigue posteriormente a una lnea recta horizontaindicando flujo radial en medio homogneo. Los resultados del ajuste de la prueba indican que el yacimiento posee unapermeabilidad horizontal de 0.115 milidarcys, el pozo exhibe un dao de 1.8 y la presin inicial de la formacin es de8647.77 lb/pg2. es importante sealar que el valor de la permeabilidad se estim considerando un espesor de 62.3 pies yen caso de que este valor no sea confiable entonces los resultados se expresarn en trminos de Kh.

Posteriormente al fracturamiento hidrulico se llev a cabo otra prueba de incremento para su evaluacin. La Figura1.33. presenta la grafica de diagnostico y de evaluacin. Podemos observar que este caso presenta el comportamientotpico de un pozo con fractura de conductividad finita (la derivada con pendiente ) y el ajuste de la prueba se lleva a cabocon los valores siguientes: permeabilidad k = 0.14 md, longitud de ala de fractura X f = 6645 pies y conductividadadimensional FCD = 22. Lo anterior indica que despus del fracturamiento la formacin exhibe un valor de kh mayor queantes de fracturar, sealando que hubo una comunicacin vertical con otros estratos.

Figura 1.32.- Evaluacin de la capacidad de flujo


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ANTECEDENTES

8

Figura 1.33.- Evaluacin de un fracturamiento

CASO 2. FALLA CONDUCTIVA

La Figura 1.34 presenta el caso de una prueba de incremento en un pozo de gas con una duracin de 24 horas. Lacurva de derivada muestra inicialmente una pendiente unitaria caracterstica del efecto de almacenamiento, posteriormentela curva se aproxima a una horizontal indicando flujo radial, en seguida los datos exhiben una pendiente -1 caractersticade una frontera a presin constante y finalmente se alcanza una recta de pendiente sealando la existencia de f lujobilineal. El modelo de ajuste de la prueba es el correspondiente a un pozo en un yacimiento homogneo con flujo radiacercano a una falla conductiva. Es conveniente sealar que la prueba no puede indicar la orientacin de la falla.

Figura 1.34.- Deteccin de falla conductiva


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ANTECEDENTES

39

CASO 3. LIMITE DE YACIMIENTO

La Figura 1.35. presenta la grafica de diagnstico y de ajuste para una prueba de limite de yacimiento para un pozode gas con una duracin de 45 horas. Los datos de la derivada siguen primero a una horizontal indicando flujo radialposteriormente muestra una transicin seguida de una recta de pendiente unitaria sealando flujo pseudo-estacionariocaracterstico de un yacimiento cerrado. El ajuste de la prueba se logra con los siguientes parmetros: permeabilidad K =

14 md, dao s = -1 y rea de drene de un cuadrado de 724 pies de lado. En conclusin la prueba mostr que el pozo drenaun rea de drene pequea.

Figura 1.35.- Prueba de limite de yacimiento


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ANTECEDENTES

0

CASO 4. ACUFERO

En este caso se cuenta con la historia de 27 aos de produccin de un pozo y datos de 7 pruebas de incremento depresin. La Figura 1.36. muestra la informacin disponible reproduccin y pruebas. El diagnostico de flujo indica que todaslas pruebas de incremento pueden ajustarse con el modelo de flujo radial en yacimiento homogneo con diferentes valoresde coeficientes de almacenamiento y dao tal como lo indica la Figura 1.37. Lo anterior seala que el factor de dao ha

variado a travs del tiempo debido al aumento de la saturacin de gas en las vecindades del pozo. La Figura 1.38.muestrael ajuste de las presiones medidas tomado en consideracin la historia de produccin, ntese que las presiones de cierrese calculan correctamente; sin embargo, el ajuste en las presiones de fondo fluyendo es pobre debido a la variacin defactor de dao. Este ajuste fue logrado considerando un rea de drene rectangular con dimensiones de 4,420 pies deancho y de 22,100 pies de largo. Las enormes dimensiones del rea de drene resultan del efecto de un acufero asociadoal yacimiento.

Figura 1.36.- Historia de produccin y presiones medidas


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ANTECEDENTES

41

Figura 1.37.- Grafica semi-logaritmica

Figura 1.38.- Ajuste de datos medidos


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ANTECEDENTES

2

CASO 5. YACIMIENTO NATURALMANTE FRACTURADO

La Figura 1.39.presenta la integracin de la informacin obtenida del anlisis de datos de presin para un yacimientonaturalmente fracturado. El mapa indica que en las diferentes reas del yacimiento el proceso de flujo est representadopor diversos modelos. As, se puede observar que en algunas regiones el sistema puede ser representado por le modelode flujo radial homogneo indicando un fracturamiento intenso, en otras zonas el modelo vlido es el de doble porosidad

indicando que la interaccin entre la matriz y las fracturas requiere de cierto tiempo. Otras zonas exhiben ecomportamiento del modelo radial compuesto sealado que vara la intensidad de fracturamiento.De particular inters es el hecho de que algunas zonas existe la presencia reflujo lineal o bi lineal. Esto indica

proximidad a una falla de naturaleza conductiva en concordancia con datos geolgicos y geofsicos del yacimiento. De loanterior se puede afirmar que un pozo en un yacimiento naturalmente fracturado se comporta de acuerdo a una diversidadde modelos de flujo.

Radial homogneo

Radial homogneo, cercano a una falla conductiva

Radial homogneo, cercano a una falla impermeable

Figura 1.39.- Caracterizacin de un yacimiento fracturado

-5100-5100

YAGUAL-1D

4963

4818

-23

Y-11

-4900

-5100

4921

4933

5185

5150

4983

- 5000-5000

-4900

4876 4902

4736

4706

Y-3 Y-22

Y-33

Y-12

-4800

-4

800

-5100-5100

YAGUAL-1D

4963

4818

-23

Y-11

-4900

-5100

4921

4933

5185

5150

4983

- 5000-5000

-4900

4876 4902

4736

4706

Y-3 Y-22

Y-33

Y-12

-4800

-4

800

Kh = 2706 md pie

Kh = 136548.5 md pie

Kh = 2400 md pie

Kh = 145250 md pie

Kh = 36680.2 md pie

Kh = 50481 md pie


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ANTECEDENTES

43

CASO 6. CONTACTO GAS-ACEITE

La Figura 1.40.presenta el caso de una prueba de cierre despus de un periodo de inyeccin (Fall Off Test) en unyacimiento con un casquete de gas secundario. Los datos de prueba exhiben una porcin horizontal seguida de una zonaretransicin hasta alcanzar una pendiente de -1 caracterstica de una frontera a presin constante (contacto gas-aceite). La

prueba se ajusta con un modelo de pozo parcialmente penetrante cercano a un casquete de gas en un yacimientoanisotrpico con los siguientes parmetros: permeabilidad horizontal K = 23.02 md, permeabilidad vertical Kz = 0.15 md,factor de dao s = -3.02 y distancia entre disparos y contacto gas aceite hcgo = 39 pies.

Figura 1.40.- Deteccin de casquete de gas


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ANTECEDENTES

4

CASO 7. CONTACTO AGUA-ACEITE

En este caso el pozo produce en un yacimiento sujeto a una fuerte entrada de agua. La Figura 1.41presenta lagrfica de diagnstico correspondiente a una prueba de incremento en donde se pueden observar varias secciones rectascuyas pendientes son de 1, y -. La primera representa datos dominados por el efecto de almacenamiento, la segundaindica la presencia de flujo lineal y la tercera puede indicar flujo esfrico o efecto de frontera a presin constante bajo

condiciones de flujo lineal. Tomando en cuenta los datos de anlisis de ncleos disponibles y las caractersticas de losfluidos del yacimiento se concluy que la formacin exhibe zonas de pequeo espesor con alta permeabilidad y extensinlateral limitada; lo que propicia un flujo lineal vertical a travs de los estratos de baja permeabilidad.

La frontera a presin constante est representada por el contacto agua aceite ya que las viscosidades del aceite y deagua son de 22 y 0.35 centipoises, respectivamente.

Figura 1.41.- Deteccin de contacto agua- aceite

1FRONTERA A PRESIN

CONSTANTE

1

FLUJO LINEAL

1/2 -1/2


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ANTECEDENTES DE LAS PRUEBAS DE PRESI N

45

CAPTULO 2. ANTECEDENTES DE LAS PRUEBAS DE PRESIN

2.1. CONCEPTOS BSICOS DEL FLUJO DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS

Para aplicar de una manera ms confiable los diversos modelos de flujo que se utilizan en la interpretacin de pruebas de

presin es conveniente primero conocer la naturaleza del flujo de fluidos en los yacimientos, las bases matemticas, ascomo, las suposiciones involucradas en cada modelo.

La produccin de hidrocarburos se lleva a cabo a travs del proceso de flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo, el cuapuede ocurrir bajo condiciones diversas en relacin, al nmero de fases fluyentes y a la geometra misma del proceso.Toda prueba de presin involucra la produccin (o inyeccin) de fluidos por lo que la respuesta de presin es afectada porla naturaleza del flujo alrededor del pozo en estudio.

Generalmente en un pozo se encuentran presentes tres fases (aceite, gas y agua). En los casos de yacimientos bajosaturados solo existen dos fases (aceite, agua) en el medio poroso, de igual manera, en el caso de yacimientos de gasseco (gas y agua) estn presentes en el medio poroso. El nmero de fases fluyentes depender de las saturaciones de los

fluidos contenidos en el yacimiento.

Por otro lado, la geometra de flujo en el yacimiento puede seguir diversos modelos, de manera independiente o puedenpresentarse como una combinacin stos, dependiendo la manera en que este terminado el pozo, de los elementos quelimiten al medio poroso y de las heterogeneidades presentes (fallas, anisotropa, acuamientos, fracturas, doble porosidadetc.); estas geometras de flujo son:

Lineal Radial Esfrico Elptico, etc.

Por lo anterior es necesario tener en mente que la suposicin generalizada de que se tiene flujo radial cilndrico bajocondiciones de una sola fase no siempre es vlida. Lo que hace indispensable contar con herramientas de diagnstico ycon informacin adicional para seleccionar el modelo de flujo correcto y as poder lograr una interpretacin confiable de unaprueba de presin.

El fenmeno de flujo que ocurre en el yacimiento durante una prueba de presin involucra cambios de la presin con eltiempo, ya que el sistema rocafluidos se expande o contrae; esto es, la presin cambia continuamente en todos los puntosdel yacimiento, es decir sta se difunde en el yacimiento.

La produccin de fluidos la genera la expansin del yacimiento (roca + fluidos), la cual se puede cuantificar a travs de la

compresibilidad total del sistema (c t). De acuerdo con esto se tiene:Produccin = Expansin del yacimiento

Y la compresibilidad c t, del sistema incluye el efecto de cada uno de los componentes del sistema rocafluidos.

Ct= Cf+ SoCo+ SgCg+ SwCw


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Existen dos variables que tienen un efecto importante en la manera en la que se transmiten los cambios de presin en eyacimiento, las cuales son:

Transmisibilidad.-Representa la facilidad con que fluye el fluido en el medio poroso y es proporcional a la permeabilidadpor el espesor e inversamente proporcional a la viscosidad.

Transmisibilidad

=kh

T

Difusividad hidrulica.- Representa la facilidad con que s e trasmiten los cambios de pr esin en el sistema y esdirectamente proporcional a la permeabilidad e inversamente proporcional al producto de la viscosidad, la porosidad y lacompresibilidad total.

Coeficiente de difusividad hidrulica tc

k

=

Al combinar la transmisibilidad y la difusividad hidrulica se puede obtener una tercera ecuacin que representa la cantidadde fluido que hay que remover (o aadir) al medio por unidad de rea para modificar la presin en una unidad; esta variablese conoce como:

Capacidad de almacenamiento S=c th

2.1.1. Elementos que controlan el flujo de fluidos en un yacimiento

El problema de flujo de fluidos a t ravs de medios porosos no puede tratarse a u n nivel microscpico, debido a l ascomplejidades inherentes de este tipo de enfoque. Entonces, se concluye que los problemas de flujo a travs de mediosporosos deben resolverse necesariamente a un nivel macroscpico. Estos elementos se muestran en la Tabla I.III en eCapitulo 1(pag.31).

Un concepto estrictamente relacionado con el nivel macroscpico de los problemas de flujo de fluidos a travs de mediosporosos, es el de volumen elemental representativo (VER) (Bear 1972). Se tiene que este volumen debe ser menor que edominio total de flujo, o sea que el medio poroso de inters, pero tambin este volumen tiene que ser mayor que el tamaode un poro, de tal forma que incluya un numero de poros suficiente para obtener un promedio estadsticamente correcto,requerido para este nivel macroscpico.


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2.1.2. Ecuacin de difusin y soluciones

Los problemas de flujo de fluidos a travs de medios porosos pueden resolverse combinando varios de l

Conceptos Basicos de Caracterizacion Dinamica de Yacimientos

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