Producción Petrolera
Páginas: 9 (2012 palabras)
Publicado: 19 de febrero de 2013
Nota Técnica
ENSAYOS DE PRODUCCION EN POZOS GASIFEROS
por Ing. Carlos A. Dasanbiagio
Servicios Petroleros Mediterraneos SRL
1.1. Introducción
Los ensayos de producción de pozos de gas tienen por objeto predecir los caudales de
producción contra cualquier contrapresión de línea. En pozos gasíferos se define el Potencial
Absoluto como el caudal que puede entregar el pozo contra una presióncero en la cara de la
arena. No puede ser medido directamente, obteniéndose por cálculos y en general es utilizado
por las autoridades regulatorias como una guía en la fijación de producciones máximas.
1.2. Historia
En los primeros tiempos un pozo era ensayado abriéndolo completamente a la atmósfera
midiendo el caudal de gas, el cual fue denominado Potencial Absoluto. Este método prontofue
desechado porque se reconoció que el potencial dependía del diámetro de tubing, los pozos se
dañaban por el “water coning” y movimiento de arenas. Además se gastaba mucho gas.
Posteriormente Pierce y Rawlins desarrollaron el Ensayo de Contrapresión en el cual se hacía
producir el pozo por distintos caudales hasta estabilización y luego se graficaba la diferencia de
los cuadrados depresiones vs. El caudal obteniéndose una recta en coordenadas doble
logarítmicas. El inconveniente de este método era el largo tiempo de estabilización cuando la
permeabilidad del reservorio era baja.
En 1955 Cullender describió el Ensayo Isocronal en el cual se hacía producir el pozo a
diferentes caudales por períodos iguales de tiempo sin esperar la estabilización, comenzando
cada flujo decondiciones estáticas, un caudal se extendía hasta estabilización. El método de
análisis era similar, graficando los valores no estabilizados y trazando una recta paralela por el
punto estabilizado.
Posteriormente se presenta el Ensayo Isocronal Modificado que básicamente era igual al
anterior salvo que los períodos de cierre y apertura eran de la misma duración. Este ensayo es
el que se utiliza enla actualidad.
1.3. Métodos de Análisis
Existen dos métodos de análisis, el “Análisis Simplificado” y el “Análisis de Flujo LIT”.
www.OilProduction.net - Enero de 2010
info@oilproduction.net
1
Nota Técnica
1.3.1.
Análisis Simplificado
Este método está basado en un gran número de observaciones empíricas. La ecuación es:
qsc = C(pR ² - pwf ²) ^ n
Donde:
qsc:
Caudal degas en condiciones standard, 1atm y 15oC
pR:
Presión absoluta media de reservorio obtenida por cierre estabilizado
pwf:
Presión absoluta dinámica de fondo
C:
Coeficiente que describe la posición de la recta estabilizada
n:
Exponente que describe la inversa de la pendiente de la recta estabilizada
Si la presión no está estabilizada C decrece con la duración del flujovolviéndose constante a la
estabilización. El exponente n puede variar desde 1,0 (flujo completamente laminar) hasta 0,5
(flujo completamente turbulento), por lo que puede considerarse como una medida de la
turbulencia.
Un gráfico de
Δ p ² vs. qsc estará representado en coordenadas doble logarítmicas por una
recta de pendiente 1/n. Se denomina Δ p ² = pR ² - pw f ² . El gráfico que seobtiene
representa el caudal del pozo a distintas presiones dinámicas de fondo, incluyendo el Potencial
Absoluto C y n pueden ser considerados constantes en el rango de caudales utilizados.
Fig. 1
C y n dependen de las propiedades del gas tales como viscosidad, , temperatura y
compresibilidad y de las propiedades del reservorio tales como permeabilidad, espesor
permeable, radio de límitesexternos, radio del pozo y daño. Si estos factores no cambian se
tendrá el mismo gráfico a través de la vida del pozo. En la práctica la compresibilidad y la
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info@oilproduction.net
2
Nota Técnica
condición del pozo cambian durante la vida productiva del pozo, por lo que es necesario
chequear estos valores.
1.3.2.
Análisis de Flujo LIT
La...
ENSAYOS DE PRODUCCION EN POZOS GASIFEROS
por Ing. Carlos A. Dasanbiagio
Servicios Petroleros Mediterraneos SRL
1.1. Introducción
Los ensayos de producción de pozos de gas tienen por objeto predecir los caudales de
producción contra cualquier contrapresión de línea. En pozos gasíferos se define el Potencial
Absoluto como el caudal que puede entregar el pozo contra una presióncero en la cara de la
arena. No puede ser medido directamente, obteniéndose por cálculos y en general es utilizado
por las autoridades regulatorias como una guía en la fijación de producciones máximas.
1.2. Historia
En los primeros tiempos un pozo era ensayado abriéndolo completamente a la atmósfera
midiendo el caudal de gas, el cual fue denominado Potencial Absoluto. Este método prontofue
desechado porque se reconoció que el potencial dependía del diámetro de tubing, los pozos se
dañaban por el “water coning” y movimiento de arenas. Además se gastaba mucho gas.
Posteriormente Pierce y Rawlins desarrollaron el Ensayo de Contrapresión en el cual se hacía
producir el pozo por distintos caudales hasta estabilización y luego se graficaba la diferencia de
los cuadrados depresiones vs. El caudal obteniéndose una recta en coordenadas doble
logarítmicas. El inconveniente de este método era el largo tiempo de estabilización cuando la
permeabilidad del reservorio era baja.
En 1955 Cullender describió el Ensayo Isocronal en el cual se hacía producir el pozo a
diferentes caudales por períodos iguales de tiempo sin esperar la estabilización, comenzando
cada flujo decondiciones estáticas, un caudal se extendía hasta estabilización. El método de
análisis era similar, graficando los valores no estabilizados y trazando una recta paralela por el
punto estabilizado.
Posteriormente se presenta el Ensayo Isocronal Modificado que básicamente era igual al
anterior salvo que los períodos de cierre y apertura eran de la misma duración. Este ensayo es
el que se utiliza enla actualidad.
1.3. Métodos de Análisis
Existen dos métodos de análisis, el “Análisis Simplificado” y el “Análisis de Flujo LIT”.
www.OilProduction.net - Enero de 2010
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1
Nota Técnica
1.3.1.
Análisis Simplificado
Este método está basado en un gran número de observaciones empíricas. La ecuación es:
qsc = C(pR ² - pwf ²) ^ n
Donde:
qsc:
Caudal degas en condiciones standard, 1atm y 15oC
pR:
Presión absoluta media de reservorio obtenida por cierre estabilizado
pwf:
Presión absoluta dinámica de fondo
C:
Coeficiente que describe la posición de la recta estabilizada
n:
Exponente que describe la inversa de la pendiente de la recta estabilizada
Si la presión no está estabilizada C decrece con la duración del flujovolviéndose constante a la
estabilización. El exponente n puede variar desde 1,0 (flujo completamente laminar) hasta 0,5
(flujo completamente turbulento), por lo que puede considerarse como una medida de la
turbulencia.
Un gráfico de
Δ p ² vs. qsc estará representado en coordenadas doble logarítmicas por una
recta de pendiente 1/n. Se denomina Δ p ² = pR ² - pw f ² . El gráfico que seobtiene
representa el caudal del pozo a distintas presiones dinámicas de fondo, incluyendo el Potencial
Absoluto C y n pueden ser considerados constantes en el rango de caudales utilizados.
Fig. 1
C y n dependen de las propiedades del gas tales como viscosidad, , temperatura y
compresibilidad y de las propiedades del reservorio tales como permeabilidad, espesor
permeable, radio de límitesexternos, radio del pozo y daño. Si estos factores no cambian se
tendrá el mismo gráfico a través de la vida del pozo. En la práctica la compresibilidad y la
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Nota Técnica
condición del pozo cambian durante la vida productiva del pozo, por lo que es necesario
chequear estos valores.
1.3.2.
Análisis de Flujo LIT
La...
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