Pozo horizontal

POZO HORIZONTAL

Procedimiento de análisis

Es mucho más difícil interpretar ensayos de pozos horizontales, que su contrapartida en
pozos verticales, debido a que la geometría de flujo es tridimensional. Además se debe
considerar varios regímenes de flujo, un efecto de wellbore storage más significante y
generalmente un efecto de penetración parcial.
En los casos de pozos horizontales, nosolo es importante el espesor vertical de la capa
en estudio, sino también la dimensión horizontal del reservorio y la posición relativa
con el wellbore horizontal.
Para evaluar datos de transientes de presión, se sugiere tres pasos necesarios:
1. Se requiere identificar correctamente a qué tipo de flujo pertenece el dato en
cuestión. Básicamente se dan cuatro regímenes de flujo, los cualespara un caso
particular, pueden o no existir, o pueden aparecer enmascarados por efecto de wellbore
storage, efectos de límites o de transición.
2. Aplicar el correcto procedimiento analítico y gráfico al dato evaluado, ya que cada flujo, tiene sus propias ecuaciones que lo describen.
3. Evaluar la singularidad y sensibilidad de las soluciones, debido a que
rara vez caemos en una únicarespuesta, necesitando la ayuda de una computadora para
resolver numéricamente.

Modelo de pozo Analizar
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El modelo físico consiste de un pozo horizontal, de radio rw, de conductividad infinita,
y de longitud horizontal L. Los espesores definidos como uniformes en las diferentes
direcciones son hx, hy y hz respectivamente. Las propiedades de los fluidos se
consideran independientede la presión y el efecto de la gravedad es despreciado. Se
asume a su vez que L es mucho mayor que el espesor de la formación hz. La presión del
reservorio previo a la producción es pi y el pozo produce a caudal constante.

Regímenes de flujo
Hay cuatro regímenes de flujo primario que son teóricamente posibles con un buildup o
con un drawdown. En muchos casos estos modelos o patterns deflujo serán distorsionados por efectos de heterogeneidad del reservorio, wellbore storage o de límites.
Mientras el pozo horizontal produce, el transiente de presión se moverá perpendicular al
wellbore, como lo muestra la figura, estabilizándose un flujo radial. Se puede ver que
este comportamiento es muy similar a un pozo vertical ubicado en un ambiente de
acción infinita. La duración de esterégimen es muy corta a menos que el espesor del
reservorio sea largo o la permeabilidad vertical sea muy baja.

[pic] [pic]
El periodo de este flujo llamado flujo radial early time, termina aproximadamente:
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Una vez que el limite más cercano es contactado por el transiente de presión, el pattern
de flujo que se estabiliza es el hemicilíndrico.Este tipo de flujo solo es significante
cuando el pozo está cerca de un límite impermeable.

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[pic]
En la mayoría de los casos el largo horizontal del pozo es mucho mayor que el espesor
del reservorio. Cuando este es el caso, se estabilizará un régimen de flujo lineal una vez
que el transiente ha alcanzado tanto el límite superior como el inferior de la capa.

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Este es elsegundo régimen de flujo primario, cuya duración efectiva está directamente
relacionada con el ataque de los efectos de límite.
Se estima su duración:
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Si el largo horizontal del pozo no es mucho mayor que el espesor de la formación, este
régimen de flujo no se desarrollará.
Si[pic] , estaría significando que el largo del pozo horizontal, no se compara con el
espesor de la formación.Si no hay presente una fuente de presión constante, como una acuífera activa, o un
efecto de gas – cap, y los límites para el flujo horizontal están a un distancia razonable,
el flujo hacia el wellbore se comporta en forma radial, después de un tiempo
suficientemente largo.
Este flujo radial late time, comienza aproximadamente al tiempo [pic]
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Este flujo radial late time,...