Exposicion Unidad 5 (1)

Ingeniería Química Petrolera

Caracterización de Yacimientos Materia:

Ing. Raúl Eduardo García SantiagoCatedrático:

Díaz Ramos Tania VivianaGarcía Pérez Ariadna Esperanza

González Mendoza DavidJiménez Álvarez MirleyOlán Alpuche ArnulfoRojas Luna Abinadit

Torruco García DanielaAlumnos:

H. Cárdenas, Tabasco a 18 de Junio de 2016

UNIDAD 5. METODOLOGÍA DE LA INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN

Objetivos

1. Proporcionar las bases teóricas que permitan el entendimiento de las relaciones matemáticas a utilizar.

2. Análisis, interpretación y validación de las pruebas de pozos usando las técnicas más modernas de análisis. Esto incluye análisis simplificado log – log, análisis semi – log, métodos de Curva Tipo, Análisis Especificos, Métodos de la derivada entre otros.

Es importante tener información confiable para analizar adecuadamente el desempeño del pozo y predecir la producción futura bajo varios modos de operación. Y después revisar y evaluar toda la información obtenida.

Han incrementado la importancia y capacidad de las pruebas de presión.

DESARROLLO TECNOLÓGICO:

Integración de datos de otras disciplinas. Desarrollo de nuevos modelos. Evolución de Software interactivos. Mejores Sensores de fondo. Control del pozo.

Introducción

¿ EN QUE CONSISTE UNA PRUEBA DE PRESIÓN?

Se Alteran las condiciones de equilibrio en el pozo:

Abrir el pozo Cerrar el pozo Variar el caudal

Registrar cambios de presión:

La alteración de las condiciones de equilibrio, que se realiza durante una prueba de presión, induce una distribución de presión que se transmite en el yacimiento y depende de las características de las rocas y de los fluidos.

5.1.- REVISIÓN Y FILTRADO DE

INFORMACIÓN.

La Revisión, interpretación y filtrado de información de una prueba resulta más fácil si se lo comparamos con un modelo.

(S) (M) (R)

SEÑAL MEDIOO

SISTEMA

RESPUESTA

SEÑAL: CaudalMEDIO O SISTEMA: Pozo + formaciónRESPUESTA: Presiones, derivada, etc.


INFORMACIÓN.

En principio, la interpretación se basa en modelos teóricos bien definidos, los cuales se asumen, tienen características del pozo y formación real.

Por consiguiente, un registro de presiones contra tiempo produce unas curvas, cuya forma está definida por las característica propias del yacimiento.

Gráfico: Log – Log (Diagnóstico) Gráfico: Semilog (Parámetros) Gráfico Cartesiano (Verificación)

Encontrar la información contenida en éstas curvas es el objetivo fundamental de la interpretación de pruebas de presión.


INFORMACIÓN.

Pruebas de restauración de presión. Pruebas de decremento de presión. Fall off test. Pruebas de interferencia.


INFORMACIÓN.

TIPOS DE PRUEBAS DE PRESIÓN

5.2.- DEFINICIÓN DE MODELOS DE FLUJO.

MODELO, es una representación simplificada e idealizada de la realidad, que utilizamos para ayudarnos a entender, explicar y predecir la realidad.

LOS MODELOS PUEDEN TOMAR 4 FORMAS:

1.- Afirmación verbal2.- Tablas numéricas3.- Gráficas4.- Ecuaciones matemáticas

CARACTERÍSTICAS:

No existe ningún modelo perfecto en ninguna ciencia. Es conceptualmente imposible construir un modelo perfecto,

realista y completo. El modelo debe capturar solo las relaciones esenciales (que están

abiertos al debate) que sean suficientes para analizar un problema en particular o responder a una pregunta individual, que es lo que realmente nos interesa.


Es aquel que representa matemáticamente un comportamiento de flujo de un fluido en un medio poroso.

Esta información junto con las características físicas del yacimiento permitirá hacer la selección del modelo a utilizar en cuanto al número de dimensiones.

TIPOS DE FLUJO EN UN YACIMIENTO:

A) De acuerdo a las dimensiones:

• Cero dimensión• Una dimensión• Dos dimensiones• Tres Dimensiones


MODELO DE CERO DIMENSIONES (0D):

Un modelo de cero dimensiones puede también definirse como modelo de tanque o de balance de materia, en el que las propiedades petrofísicas, las propiedades de los fluidos y los valores de presión, son iguales en cualquier punto y se consideran como valores promedio, ver Fig.1 El balance de materia ante cualquier proceso, considera una relación entre el volumen que entra, el volumen que se produce y el volumen remanente, como se muestra en la siguiente expresión:

Los usos que generalmente se le dan a este modelo son:

a) Estimar el volumen original de aceite en el yacimiento. b) Calcular la entrada de agua. c) Calcular la presión del yacimiento.d) Predicción del comportamiento. e) Verificar cálculos del volumen original de aceite (N) y gas (G)f) Cálculo de m = GBgi / NBoi


FIG. 1 MODELO DE CERO DIMENSIONES

MODELO UNA DIMENSIÓN (1D):

El modelo en una dimensión consiste de un sistema en una sola dirección, con una o más celdas que describen la variación de las propiedades petrofísicas en un solo sentido, en el cual ocurre un proceso de flujo cuyo valor depende del gradiente de presión de un punto a otro en esa misma dirección. El modelo en una dimensión puede ser horizontal, vertical, inclinado o radial.


FIG. 2 MODELO DE UNA DIMENSIÓN

MODELO DE DOS DIMENSIÓNES (2D):

El principio que se aplicó para explicar el modelo en una dimensión, se puede aplicar para modelos en dos y tres dimensiones, es decir, la ecuación de balance de materia describe el comportamiento en cada celda, y la ecuación de Darcy, la del flujo entre los bloques; con la única diferencia en que la interacción de flujo en las celdas será en dos o en tres dimensiones.


FIG. 3 MODELO DOS DIMENSIÓN (2D)

MODELO DE TRES DIMENSIONES (3D):

Dentro de la clasificación de modelos por el número de dimensiones es el más completo, ya que cuenta con la mayoría de las fuerzas que se presentan en el yacimiento, esto es, considera además de los efectos de barrido areal, los efectos de barrido vertical. Su uso es para todos aquellos yacimientos que presentan una geología muy compleja, que puede dar como resultado el movimiento de fluidos a través del medio poroso en varias direcciones.


FIG. 4 MODELO TRES DIMENSIÓNES(3D)


B) DE ACUERDO A LAS FASES:

• MONOFÁSICO

El flujo monofásico está dado por el flujo de un solo fluido en particular, por ejemplo: en los acuíferos, el agua, en los yacimientos bajo saturados, aceite y en un yacimiento de gas volumétrico, el gas.

• BIFÁSICO

Este tipo de flujo se presenta cuando dos fluidos diferentes fluyen al mismo tiempo.

Las condiciones que se pueden tener son:

Gas y aceite: En un yacimiento que produce por empuje de gas disuelto liberado o en un yacimiento de aceite con casquete de gas.


Agua y aceite: en un yacimiento bajo saturado con entrada de agua, cuya presión se mantiene arriba de la presión de burbujeo.

Agua y gas: en un yacimiento de gas con entrada de agua o cuya saturación de agua congénita es mayor que la saturación de agua crítica.

• TRIFÁSICO

El flujo se presenta cuando los tres fluidos que contiene un yacimiento (agua, aceite y gas) fluyen a la vez, por lo que todo aquel modelo que haga esta consideración de flujo es trifásico.

Este caso se contempla en yacimientos que producen por empuje combinando, en los que la entrada de agua, el empuje de gas disuelto y/o el empuje de casquete original o secundario, tienen influencia en la producción.


C) De acuerdo al régimen:

• Estacionario (permanente)

Este tipo de flujo ocurre cuando un yacimiento está produciendo con un fuerte empuje de agua, de tal forma que cada barril de aceite producido es reemplazado por un barril de agua en el yacimiento.

Para que la situación de flujo estacionario este presente, es condición necesaria que el gasto másico a lo largo del yacimiento sea igual al gasto másico que sale del yacimiento. Estas condiciones son cercanamente aproximadas, cuando un yacimiento presenta un fuerte mecanismo de empuje de agua, un casquete de gas asociado, o bien, se realiza alguna operación de recuperación secundaria.


• Pseudo-estacionario (semi-permanente):

Después de un periodo inicial de producción con presión y gasto no constante, es decir, flujo transitorio, las condiciones de frontera externa (No-flujo y p=cte.) comienzan a afectar la producción en el pozo y el flujo se estabiliza. Cuando la estabilización en el yacimiento se lleva a cabo, la condición de frontera externa de presión constante da origen al flujo denominado como flujo pseudoestacionario.


• Transitorio (variable)

El flujo transitorio es aquel que ocurre mientras el gasto y/o presión cambian con el tiempo . La siguiente Figura muestra la gráfica de presión contra gasto a diferentes tiempos para un yacimiento bajo condiciones de flujo transitorio.

5.3.- EVALUACIÓN DE PARÁMETROS.

PRUEBAS DE POZOS

Las pruebas de presión, al igual que otras pruebas de pozos, son utilizadas para proveer la información que nos proporcionen las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El análisis de pruebas de pozos es uno de los métodos más importantes disponibles para los ingenieros de yacimientos para establecer características de reservorio, tales como permeabilidad y compresibilidad, posición de fronteras y fallas.

1. 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 esta 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.

Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.

Planificación: para planificar una prueba de presión debemos tomar en consideración una serie de parámetros que nos permitirán obtener los resultados esperados.

· Características:

- Consideraciones operacionales.- Cálculos requeridos para el diseño.- Ejemplo de diseño de una prueba de restauración de presión.


· Consideraciones:

- Estimar el tiempo de duración de la prueba-Estimar la respuesta de presión esperada.-Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones.- Tener claras las condiciones del pozo.

· 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).


Utilidad de una Prueba de Presión:

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.

Prueba de Inyección:

Es un procedimiento llevado a cabo para establecer el ritmo y la presión a la que los fluidos pueden ser bombeados al lugar de tratamiento sin fracturar la formación. La mayoría de los tratamientos de estimulación y reparaciones correctivas, tales como compresión de cementación, se llevan a cabo después de una prueba de inyección para ayudar a determinar los parámetros claves del tratamiento y los límites de funcionamiento. Del mismo modo, las pruebas de inyección también se llevan a cabo cuando se bombean fluidos de recuperación secundaria, como el agua, nitrógeno, CO2, gas natural y vapor.


Pruebas de Pozos: desde la línea recta hasta la Deconvolución:

Las pruebas de pozos o análisis de presión han sido usadas a lo largo de los años para estudiar y describir el comportamiento de los yacimientos. Son muchos los parámetros que son caracterizados por este tipo de pruebas. Desde su primera implementación hace más de 50 años las pruebas de pozos han ido cambiando y modernizándose hasta convertirse en una herramienta de mucho aporte computacional, fundamental para cualquier estudio de yacimiento.

Al principio, las técnicas de análisis de presión provenían de la tecnología usada en los pozos de agua que incluían análisis de tipo gráfico y logarítmico. Las primeras pruebas de análisis de presión diseñadas exclusivamente para pozos de petróleo aparecieron en los años 50 desarrolladas por compañías petroleras gracias al trabajo de científicos como Miller, Dyes, Hutchinson y Horner. Muchos de estos trabajos fueron plasmados en la Quinta Monografía de la SPE.


Análisis PVT: Pruebas de Laboratorio:

Durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores ocurre separación gas – líquido que es simulada en el laboratorio para determinar el comportamiento PVT del yacimiento. Los tipos de separación simulados en laboratorio son dos: Diferencial e Instantánea o Flash.

Tipos de Pruebas:

Liberación Diferencial: básicamente la composición total del sistema varía durante el proceso, el gas liberado se separa total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado. En la siguiente figura se ilustra este tipo de liberación:

P1 > P2 > P3


Este proceso se puede resumir en tres pasos:

La presión inicial del petróleo es mayor o igual a la presión de burbujeo (presión en la cual la mezcla de hidrocarburos en fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas, burbuja), para que se pueda liberar gas.

Se disminuye la presión causando la liberación de gas, luego éste gas es removido de la celda manteniendo la presión constante.

Se repite el procedimiento hasta alcanzar la presión atmosférica.

De este tipo de liberación se obtienen los siguientes datos:

factor de compresibilidad del gas (Z), relación gas petróleo en solución (Rs), factor volumétrico del petróleo (Bo), factor volumétrico del gas (Bg), factor volumétrico total (Bt), densidad del petróleo, gravedad específica del gas y la gravedad API de crudo residual.


De este tipo de liberación se obtienen los siguientes datos: factor de compresibilidad del gas (Z), relación gas petróleo en solución (Rs), factor volumétrico del petróleo (Bo), factor volumétrico del gas (Bg), factor volumétrico total (Bt), densidad del petróleo, gravedad específica del gas y la gravedad API de crudo residual.

Liberación Instantánea: significa que el gas liberado permanece en contacto con el líquido, es decir, la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. En la siguiente figura se ilustra este tipo de liberación:


- La presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo y la temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento.- El petróleo se expande en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo a temperatura constante.- Luego se repite el paso anterior, pero la presión es menor a la de burbujeo, sin retirar de la celda el gas liberado, permaneciendo así en contacto con el líquido.

De este tipo de liberación se obtienen los siguientes resultados: presión de burbujeo, volumen relativo en función de la presión (V/Vb), la compresibilidad del petróleo y una función ‘y’:

Y= Pb – P_P(V/Vb - 1)

Pb: presión de burbujeo, lpca.P: presión inferior a Pb, lpca.V: volumen bifásico a P, cc.Vb: volumen a Pb, cc.

5.4- DETECCIÓN Y EVALUACIÓN DE

HETEROGENEIDADES.

DETECCIÓN Y EVALUACIÓN DE HETEROGENEIDADES

Definición:

Las pruebas de presión son técnicas de evaluación de ,formaciones, las cuales consisten en medir la respuesta de la formación a un cambio en las condiciones de producción y/o inyección en función del tiempo.Objetivos: Estimar parámetros del Yacimiento. Calcular la presión promedio del área de

drenaje. Detectar Heterogeneidades del Yacimiento. Hallar el grado de comunicación entre zonas

del Yacimiento Determinar la condición de un pozo. Estimar el volumen poroso del Yacimiento. Estimar las características de una fractura

cercana a un pozo.


HETEROGENEIDADES.Heterogeneidades del yacimiento.

Variaciones de las propiedades de las rocas en un yacimiento. Las variaciones pueden dar como resultado variaciones direccionales de la permeabilidad. Procesos geológicos, tales como la sedimentación, la diagénesis y la erosión. Como hay muchos tipos de heterogeneidades de los yacimientos, frecuentemente, es imposible hacer una interpretación única de los resultados de las pruebas a partir solamente de los datos de presión. Los expertos en interpretación de pruebas se apoyan fuertemente en su experiencia, en el análisis de núcleos, los registros de pozos y el conocimiento de la geología específica de la región.Tales heterogeneidades incluyen:

• Condiciones fracturadas naturalmente.• Las fracturas artificiales.• Condiciones estratificadas.• Cambios laterales en la movilidad de los

fluidos.


HETEROGENEIDADES.El comportamiento heterogéneo implica mecanismos de flujo específicos en el yacimiento. Existen algunas heterogeneidades que pueden ser identificadas, por ejemplo:

Formación fisurada; El fluido drena hacía el pozo desde las fisuras y la matriz recarga las fisuras. Doble porosidad; el fluido se mueve hacía el pozo a través de dos capas que presentan alto contraste de permeabilidades.

Un modelo de interpretación indica primordialmente como muchos medios con diferencias significativas de permeabilidad y porosidad se involucran en el proceso de flujo y como dichos medios interactúan, mas no medice nada sobre que es lo que causa dicho comportamiento, por lo que se hace necesario contar con información adicional para poder distinguir las causas de as heterogeneidades.Existen otras heterogeneidades que pueden ser detectadas pero que no ocurre a través de todo el yacimiento, por ejemplo:

Discontinuidad radial en los fluidos, ejemplo: Por inyección de agua. Arena no consolidada: La compactación alrededor del pozo afecta gradualmente el flujo de fluidos. Flujo bifásico; Flujo de petróleo y gas hacía el pozo puede producir una respuesta de tipo heterogéneo.


HETEROGENEIDADES.El conocimiento de los tipos de fracturas mejora la simulación del flujo de fluidos a través de las fracturas, porque los diversos tipos de fracturas conducen el fluido en forma diferente.

INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE POZOS EN YACIMIENTOS HETEROGÉNEOS (FRACTURADOS).

Este modelo fue inicialmente introducido en la década de 1960. Asume dos medios distribuidos homogéneamente de diferentes permeabilidades y porosidades. El fluido fluye hacía el pozo desde el medio más permeable mientras que el de menor permeabilidad recarga el de más alta permeabilidadLos yacimientos fracturados, encontrados muy a menudo en la mayoría de los campos son del tipo de formaciones heterogéneas que han sido sujeto de muchos estudios recientes.Ellos se refieren a sistemas de doble porosidad. Cuando un pozo es perforado en tal yacimiento y se lo pone en producción, solamente las fisuras de alta permeabilidad producen primero.La mayoría de los bloques de la matriz de baja permeabilidad no pueden reaccionar tan rápidamente y de este modo no están contribuyendo al proceso de producción inicial. Por último, se establece una presión diferencial en el yacimiento entre los dos medios (fractura y matriz), y empieza un flujo significativo desde los bloques de la matriz hacía las fracturas. La presión se equilibra lentamente hasta que ya no haya ningún rastro de heterogeneidades en la distribución de presión del yacimiento.


HETEROGENEIDADES.

Mecanismo de flujo en sistemas de doble porosidad

5.5- VALIDACION DE MODELOS

MODELO: es una representación simplificada e idealizada de la realidad, que utilizamos para ayudarnos a entender, explicar y predecirla.

La validación se refiere a la construcción de un modelo correcto. La validación es el proceso de determinar si el modelo, es correcto o no.

Usualmente la validación se consigue a través de la calibración del modelo, en un proceso iterativo de comparación del comportamiento del modelo con el del sistema y usar las diferencias entre ambos para mejorar el modelo.

VALIDACION DE MODELOS

LOS MODELOS PUEDEN TOMAR 4 FORMAS:

1.- Afirmación verbal

2.- Tablas numéricas

3.- Gráficas

4.- Ecuaciones matemáticas

5.5- VALIDACION DE MODELOS

VALIDACION DE MODELOS

5.6.- HERRAMIENTAS DE ANÁLISIS.

HERRAMIENTAS DE ANÁLISISMOLINETE DE FLUJO CONTINUO:

Esta herramienta tiene un impulsor montado dentro de ella, o en algunas versiones al final de la misma. El diámetro más común en esta herramienta es el de 1 11/16 pg. con un cuerpo girador más pequeño. El medidor de flujo continuo es más frecuentemente corrido en la tubería de producción donde las velocidades de los fluidos son más altas y los fluidos tienden a ser una mezcla homogénea. Los giradores cubren un porcentaje más grande en el área transversal al flujo que en la tubería de revestimiento y tiende a hacer un promedio del perfil de velocidad del fluido.


MOLINETE DE APERTURA AMPLIA (FULLBORE SPINNER TOOL FBS)

Esta herramienta es la más comúnmente usada. La herramienta se introduce en la tubería de revestimiento y se abre dentro de la tubería para propósitos de registro. La amplia sección transversal de las hélices del girador tiende a corregirse por los perfiles de velocidades del fluido y los efectos de flujo multifásico.


HERRAMIENTA DESVIADORA INFLABLE:

El molinete desviador inflable utiliza un tejido desviador con un anillo inflable para uso en pozos con gastos medios y bajos. El desviador se monta encajando en una cámara que se cierra y protege al desviador mientras baja en el pozo. La cámara se abre y se cierra de acuerdo a un comando activado en superficie y cuando se abre, ayuda a centrar la herramienta y desplegar el desviador. Al mismo tiempo, el fluido llevado por la herramienta es bombeado y entra al anillo inflable, obteniendo así un sello para el revestimiento


PRUEBA DE TRAZADORES (REGISTROS DE TRAZADORES RADIOACTIVOS).

Los registros de trazadores radioactivos se usan comúnmente para monitorear el movimiento de los fluidos en el pozo por la identificación de materiales radioactivos colocados en la corriente de flujo por la herramienta.

Esta herramienta consiste en una cámara que retiene una pequeña cantidad de material radioactivo y una bomba que expulsará una cantidad controlada de acuerdo a un comando. Los detectores monitorean el movimiento del material trazador inyectado.


TIPOS DE LAS HERRAMIENTAS.

Las herramientas de trazadores radioactivos pueden estar colocadas dentro de las siguientes tres categorías:

Herramientas de rayos gamma sin eyectores para el lanzamiento de material radioactivo.

Herramientas de rayos gamma con eyectores y detectores de rayos gamma múltiples.

Herramientas especiales de trazadores radioactivos.

Dependiendo de la clasificación anterior: Las herramientas en la primera categoría son herramientas de rayos gamma estándar que son usadas para hacer perfiles de flujo con la técnica de tiempo controlado, también son usadas muy frecuentemente para la detección de canales y para hacer evaluaciones a través de comparación de registros hechos antes y después de la inyección de material radioactivo en el pozo. La diferencia entre las dos corridas indicará dónde está presente el material radioactivo.

5.7.- EJEMPLOS DE APLICACIÓN.

arnulfo

Conclusión

Con estos conceptos básicos se tiene conocimiento para la aplicación de la metodología necesaria para la interpretación de una prueba presión, producción partiendo desde la revisión y filtrado de la información hasta la aplicación de la misma en diferentes modelos de flujo.

Bibliografía-Webgrafía

Becerra Z. Mario, Tesis Conceptos Básico de Comportamiento de Yacimientos, Junio 2006.

http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/1108/Tesis.pdf?sequence=1

MUCHAS

GRACIAS

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