a) Prueba Isocronal
Consiste en cerrar el pozo luego de cada periodo de flujo hasta alcanzar la presión inicial (Pi). Cada vez el tiempo de cierre es mayor.
Capacidad de entrega
b) Prueba Isocronal Modificada
El pozo se cierra luego de cada periodo de producción, los tiempos de cierre son iguales y predeterminados.
a) Método de Russell, Goodrich, et.al.:
Es un método iterativo, que adapta la ecuación de flujo de petróleo en PSSF al flujo de gas.
Capítulo VI: Intrusión Natural de Agua
Conificación de agua:
Se debe tener cuidado con el ritmo de producción de cada pozo del reservorio. Si la extracción del reservorio es mayor al flujo de empuje del acuífero, se puede formar una zona de depresión alrededor del pozo, aspecto que puede provocar la canalización y/o conificación del agua.
Cuando la conificación y canalización han alcanzado el intervalo de terminación del pozo, existe la tendencia de convertirse en régimen estable la producción continua de agua debido a la reducción continua de la permeabilidad relativa al petróleo como consecuencia del incremento de la saturación del agua.
Tipos de empuje de acuífero:
a) Empuje lateral
En este caso, el influjo de agua se va incrementando a medida que se reduce el radio equivalente del reservorio.
Contacto agua – petróleo (WOC, CAP):
La superficie de contacto agua – petróleo teóricamente debería ser un plano horizontal, El contacto agua-petróleo No siempre es horizontal pero debido a los diferentes factores no es así:
- Efectos de capilaridad
- Conificación
- Depresión por efecto de la producción
- Vaciamiento del reservorio
- Pobre consolidación de la formación
- Hidrodinámica del reservorio
- La permeabilidad
a) Modelo de Hurst – Van Everdingen:
Aplicando el concepto de las transformadas de La Place, Van Everdingen y Hurst (1949) resolvieron la ecuación de difusividad para sistemas reservorio – acuífero considerando la presión de contacto constante, es decir acuífero infinito (reD= ∞).
Capítulo VII: Flujo Multifásico en Reservorios
Fuerzas capilares:
Entre estas se tienen:
- Tensión superficial o tensión interfacial
- Mojabilidad
- Presión capilar
a) Tensión superficial o tensión interfacial:
La superficie actúa como una membrana estrecha que tiende a acortarse lo más posible
- Sea una superficie libre de líquido, donde se muestran las moléculas A, B y C.
- Las moléculas que se encuentran debajo de la superficie, como A, son sujetas a fuerzas cohesivas en todas direcciones, por lo tanto, su movimiento no es afectado.
- Moléculas que se encuentran en la interface, como B y C, están sujetas a una fuerza neta que tiende a mantenerlas dentro del líquido.
-Esta fuerza superficial (F), que es una fuerza flexible, es cuantificada en términos de tensión superficial.
- La fuerza (F) actúa en dirección normal a la superficie del líquido de longitud L.
- La tensión superficial es referida al trabajo requerido para crear una nueva área superficial. Asumiendo que la fuerza F mueve a la superficie del líquido una distancia dx, creando una nueva superficie L dx.
b) Mojabilidad:
- La Mojabilidad es la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia de otro fluido.
- Cuando dos fases inmiscibles están en contacto con una superficie sólida, una fase usualmente es atraída al sólido con más fuerza, esta es la fase mojante.
- La mojabilidad puede ser cuantificada en función del ángulo de contacto (θ).
Fuerzas viscosas:
Las fuerzas viscosas son representadas por la caída de presión del fluido a través del medio poroso.
Diferentes métodos de aproximación del cálculo de las fuerzas viscosas (ΔP) asumen lo siguiente:
- Flujo laminar
- Consideran al medio poroso como un paquete de tubos capilares paralelos
Imbibición y drenaje
Imbibición y drenaje son procesos importantes que caracterizan el movimiento de fluidos inmiscibles en un medio poroso.
Imbibición:
Es el flujo donde la saturación de la fase mojante se incrementa progresivamente.
El desplazamiento de petróleo por agua en un reservorio mojado por agua es un proceso de imbibición.
Drenaje:
Donde el flujo disminuye la saturación de la fase mojante, el petróleo.
El desplazamiento de petróleo por agua en un yacimiento mojado por petróleo es un proceso de drenaje.
Swi
θi> θ
Permeabilidades relativas:
Cuando se encuentran presentes 2 o más fases en un medio poroso, cada fase tiene su capacidad de fluir, es decir que cada fase se mueve a diferente velocidad, esto debido a las características físicas de cada fluido, en especial a su viscosidad. Esta capacidad de movimiento del fluido se conoce como permeabilidad efectiva (Ke).
Permeabilidad relativa agua-petróleo:
- Permeabilidades relativas de muestras de roca de diferentes partes de un mismo reservorio son frecuentemente diferentes.
- El efecto de Mojabilidad sobre las permeabilidades relativas muestra que la Krw es mucho mayor cuando el agua no es la fase mojante (figuras A y D).
- @ Swc (saturación de agua crítica), la Krw = o.
- Como se indicó, el efecto de mojabilidad sobre las permeabilidades relativas muestra que la Krw es mucho mayor cuando el agua no es la fase mojante
- La siguiente tabla heurística, muestra algunos datos sobre el efecto de la Mojabilidad.
Permeabilidad relativa gas-petróleo:
Notas:
- El flujo de gas es impedido por la presencia de cualquier fluido líquido, petróleo o agua.
- Krg es cero hasta Sgc (saturación crítica de gas.
- A medida que crece la Sg, también crece la Krg.
Capítulo VIII: Teoría del Desplazamiento Frontal
Comportamiento típico de la velocidad en el sistema reservorio horizontal
Saturaciones mayores de agua que la saturación en el frente (Sw > Swf ) viajan progresivamente a menores velocidades como de indica en el gráfico.
Existe un salto de saturación en el frente y las partículas se mueven a la misma velocidad.
Tiempo de ruptura (breakthrough time):
El historial de saturación debe ser presentado para una posición dada (XD). El tiempo de ruptura (breakthrough time) corresponde al tiempo en el cual el fluido bombeado (agua), llega al pozo productor a partir del pozo inyector.
Antes de la ruptura o tiempo de ruptura, la llegada del frente de invasión a la saturación correspondiente a XD = 1, solo se produce petróleo y el volumen de petróleo producido es igual al volumen de agua inyectado hasta el tiempo.
Flujo fraccional de gas:
