Evaluacion De Pozos De Gas

EVALUACION DE POZOS DE GAS
La ecuación del IPR para flujo radial de gas puede ser derivada de la ecuación básica de Darcy para flujo radial de líquidos a través de un medio poroso de una formasimilar a la de la ecuación de IPR para flujo radial de crudo. La ecuación de IPR para flujo semi continuo de gas “pseudo steady state” es la siguiente:

El factor clave a tener en cuenta en la ecuaciónde IPR para gas está relacionado con las unidades, procurando que estén en el tradicional sistema de unidades de campo (oilfield units):
qsc: MSCFD, gas a condiciones estándar en miles de piescúbicos estándar por día; Note que millones de pies cúbicos estándar por día se denota como MMSCFD.
K: en milidarcy (md)
µ: en centipoise (cp)
T: en grados Rankine (sumarle 460 a los grados F)
P: enPsia
h: en pies (ft),
r: en pies (ft), aunque este valor forma parte de una relación, ambos, el numerado y el denominador deben estar en las mismas unidades
Z (factor de desviación o decompresibilidad del gas), s (skin) y Dq (daño dependiente de la tasa de flujo), son valores adimensionales

La constante es diferente a la de la ecuación de IPR para crudo debido a que esta abarca diferentesunidades de conversión, aquí debemos tener en cuenta que si tenemos solo “703”, es decir, sin el “x 10-6”, entonces qsc debe estar en SCFD y K en darcies.

Hasta ahora ha sido costumbre trabajar enPsig en el modelaje de sistemas de producción para pozos de petróleo; donde hay diferencias de presión, no hay diferencias prácticas entre Psia y Psig, sin embargo, esto comienza a tener un efectonotable cuando hablamos de diferencias del tipo P2
µ, T y Z son valores que deben ser establecidos a partir de condiciones promedio de presión y temperatura en el yacimiento, con la temperatura essencillo, pues esta permanece constante dentro del yacimiento (solo cambia en el pozo a medida que fluye hacia la superficie), La presión es promediada tomando la raíz cuadrada del promedio de los dos...