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Universidad de Oriente
Escuela de Ingeniería y Cs Aplicadas
Departamento de Petróleo
Asignatura: Prueba de pozos
Prof. Bachiller:
Ivon Ulacio Albornoz, Maria CI: 19.651.764
Peters, Carlos CI: 18.847.962
Ramos, Eirys CI: 20.358.869
Barcelona, Octubre 2014.
1. Calcular la Presión en el fondo del pozo al cabo de 500 horas de producción.
Datos:
ϕ=11% h=16.4 ftµ=0.8cps Pi=3000LpcaK=50md Rw=0.25 ftQ=188.7 BND C=0.000007 lp c−1 Bo=1.3BY /BN
Pwf=Pi−162.6∗q∗Bo∗µK∗h
∗[log ( t )+log( Kϕ∗µ∗Ct∗r w2 )−3.23]
Pwf=3000−162.6∗188.7∗1.3∗0.850∗16.4
∗¿
Pwf=2665.91Lpca
1.1. Simular un censor, variando las propiedades petrofísicas de la prueba, con un tiempo que va de (0) a (600) horas y graficar cada variable de manera cartesiana, semi-log y log-log.
Porosidad
Al aumentar la porosidad la caída de presión es menor lo cual se observa en la gráfica.
0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.002550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
2850.00
Porosidad (base) Porosidad = 0,08Porosidad = 0,2
Pwf vs t (variando Porosidad) CARTESIANO
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.002550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
2850.00
Porosidad (base)Porosidad = 0,08 Porosidad = 0,2
Pwf vs t (variando Porosidad) SEMI-LOG
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00100.00
1000.00
10000.00
Porosidad (base)Porosidad = 0,08 Porosidad = 0,2
Pwf vs t (variando Porosidad) LOG-LOG
Permeabilidad
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00100.00
1000.00
10000.00
Porosidad (base)Porosidad = 0,08 Porosidad = 0,2
Pwf vs t (variando Porosidad) LOG-LOG
0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.000.00
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
2500.00
3000.00
3500.00
Permeabilidad (base)Permeabilidad = 20Permeabilidad = 100
Pwf vs t (variando Permeabilidad) CARTESIANO
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.000.00
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
2500.00
3000.00
3500.00
Permeabilidad (base)Permeabilidad = 20Permeabilidad= 100
Pwf vs t (variando Permeabilidad) SEMI-LOG
Al aumentar la permeabilidad la presión va disminuyendo en menor proporción que cuando se disminuye la permeabilidad.
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.000.00
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
2500.00
3000.00
3500.00
Permeabilidad (base)Permeabilidad = 20Permeabilidad= 100
Pwf vs t (variando Permeabilidad) SEMI-LOG
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00100.00
1000.00
10000.00
Permeabilidad (base)Permeabilidad = 20Permeabilidad = 100
Pwf vs t (variando Permeabilidad) LOG-LOG
Compresibilidad total
0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.002550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
CT originalCt 0,000006Ct 0,000008
Pwf vs t (variando Compresibilidad total) CARTESIANO
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.002550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
CT originalCt 0,000006Ct 0,000008
Pwf vs t (variando Compresibilidad total) SEMI-LOG
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.002550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
CT originalCt 0,000006Ct 0,000008
Pwf vs t (variando Compresibilidad total) LOG-LOG
Al aumentar la compresibilidad la caída de presión es menor con respecto a cuándo se disminuye.
Espesor
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.002550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
CT originalCt 0,000006Ct 0,000008
Pwf vs t (variando Compresibilidad total) LOG-LOG
0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.000.00
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
2500.00
3000.00
h (espesor) baseh = 10 fth = 30 ft
Pwf vs t (variando Espesor) CARTESIANO
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.000.00
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
2500.00
3000.00
h (espesor ) baseh = 10 fth= 30 ft
Pwf vs t (variando Espesor) SEMI-LOG
Como se puede observar en las gráficas, si aumenta el espesor la presión en el pozo va a disminuir notablemente.
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00100.00
1000.00
10000.00
h (espesor) baseh= 10 fth =30 ft
Pwf vs t (variando Espesor) LOG-LOG
Factor Volumétrico
0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.002500.00
2550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
2850.00
2900.00
Bo (Base)Bo = 1,00Bo = 1,5
Pwf vs t (variando Factor Volumetrico) CARTESIANO
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.002500.00
2550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
2850.00
2900.00
Bo ( Base)Bo = 1,00Bo = 1,5
Pwf vs t (variando Factor Volumetrico) SEMI-LOG
Como se puede observar en las gráficas, si aumenta el factor volumétrico la presión en el pozo va a aumentar.
Viscosidad
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00100.00
1000.00
10000.00
Bo (Base)Bo = 1,00Bo = 1,5
Pwf vs t (variando Factor Volumetrico) LOG-LOG
0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.002400.00
2450.00
2500.00
2550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
2850.00
2900.00
Viscosidad (base)Viscosidad = 0.5Viscosidad = 2,00
Pwf vs t (variando Viscosidad) CARTESIANO
Como se puede observar en las gráficas, si aumenta la viscosidad la presión en el pozo va a aumentar debido a que se requiere mayor presión para producir dicho fluido.
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.002400.00
2450.00
2500.00
2550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
2850.00
2900.00
Viscosidad (base)Viscosidad = 0,5Viscosidad = 2,00
Pwf vs t (variando Viscosidad) SEMI-LOG
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00100.00
1000.00
10000.00
Viscosidad (base)Viscosidad = 0,5Viscosidad = 2,00
Pwf vs t (variando Viscosidad) LOG-LOG
Tasa
0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.002400.00
2450.00
2500.00
2550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
2850.00
Q (base)Q = 150,00Q = 250,00
Pwf vs t (variando Tasa) CARTESIANO
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.002400.00
2450.00
2500.00
2550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
2850.00
Q (base)Q = 150,00Q = 250,00
Pwf vs t (variando Tasa) SEMI-LOG
Como se puede observar en las gráficas, a medida que va aumentando la tasa de producción la presión en el pozo va a disminuir.
Radio Del Pozo
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00100.00
1000.00
10000.00
Q (base)Q = 150,00Q = 200,00
Pwf vs t (variando Tasa) CARTESIANO
0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.002550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
2850.00
Rw (base)Rw = 0,15Rw = 0,75
Pwf vs t (variando Radio del pozo) CARTESIANO
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00100.00
1000.00
10000.00
Rw (base)Rw = 0,15Rw = 0,75
Pwf vs t (variando Radio del pozo) LOG-LOG
Como se puede observar en las gráficas, si aumenta el Radio del pozo la presión en el pozo va a disminuir.
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.002550.00
2600.00
2650.00
2700.00
2750.00
2800.00
2850.00
Rw (base)Rw = 0,15Rw = 0,75
Pwf vs t (variando Radio del pozo) semi-log
984 2907,49467 984 2902,63274r > rw Pwf (lpca) r > rw Pwf (lpca)
t = 300 horas t = 400 horas
2. Cálculo del valor de la presión a 300 metros (984 ft) del pozo. Se desea saber cuál es la presión a una distancia radial de 300 metros del pozo, al cabo de 500 horas de producción.
Se muestra en la grafica que para un tiempo de 300 horas la presión de fondo fluyente (pwf) es mayor con respecto a un tiempo de 400 horas de prueba. Ambas curvas mantienen la misma tendencia. La diferencia de Presion entre 300 y 400 horas con la misma distancia radial es de 4,86193. A medida que el radio aumenta la presión aumenta.
0 2 4 6 8 10 120
2
4
6
8
10
12
Pwf (t=300hrs)Pwf (t=400hrs)
P(r,t) vs R para( t = 300 - 400 (hrs))
240,00 2678,32 82285714,3 1,68971098 2387,23673 612,76Tiempo (hrs) Pwf (lpca) td tda Pwf Δp (lpca)
3. Calculo del valor de la presión en el pozo a 240 horas de producción. Supongamos que el área de drenaje del pozo es circular y de un radio re = 300 metros (984,3ft) y que el pozo está ubicado en el centro del circulo (CA=31.62).
0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.000.00
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
2500.00
3000.00
PwfΔp (lpca)
Tiempo (hrs) vs pwf -Δp (lpca) CARTE-SIANO
Esta grafica nos permite observar los cambios en la presión de fondo a medida que transcurre la prueba (curva azul), y por otro lado podemos observar el comportamiento del diferencial de presión que se va generando durante la prueba (curva azul), mayores tiempo de prueba generarán más caída de presión por ende un diferencial más grande.
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.000.00
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
2500.00
3000.00
PwfΔp (lpca)
Tiempo (hrs) vs pwf -Δp (lpca) SEMI-LOG
0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00100.00
1000.00
10000.00
PwfΔp (lpca)
Tiempo (hrs) vs pwf -Δp (lpca) LOG-LOG
4. Calculo de la presión en el pozo al cabo de 240 hrs de produciion. Usando los mismos datos del ejercicio anterior (3) tda=1.68 (mayor 0.40), de aquí que se cumpla que el estado de flujo es estacionario.
Queremos saber cual esa la presión al cabo de las 240 horas.
A partir de la ecuación de darcy decimos que
Pwf = 2720,25437 lpca a las 240 horas de producción.
