EFECTO DE ALMACENAMIENTO EN UN POZO DE PETROLEO

El efecto de Almacenamiento Post-Flujo (C), Wellbore Storage o After Flow, se ha reconocido como un parámetro muy relevante en el comportamiento de la presión al comienzo del período transeúnte, cuya teoría asume que el cierre de un pozo en una prueba de restauración build up ocurre en frente de la arena. Sin embargo, en la mayoría de las pruebas el pozo es cerrado en superficie causando que el volumen en el pozo afecte la temprana respuesta de la presión. Cuando el efecto de almacenamiento es significativo, éste debe ser considerado en los datos y análisis del período transiente.

El almacenamiento posterior en el pozo causa que la tasa al frente de la arena (qsf) cambie más lento que la tasa en superficie (q). El almacenamiento post-flujo es la capacidad del pozo de almacenar fluido por unidad de cambio de presión. Un almacenamiento post-flujo nulo significa que la condición de flujo es impuesta al frente de la arena. Para un efecto de almacenamiento mayor que cero, la mayoría de la tasa de flujo vendría del volumen almacenado en el pozo.

Considerando el caso de una prueba de abatimiento (también llamada prueba de flujo o drawdown) cuando un pozo se abre por primera vez para fluir, la caída de presión causa una expansión del fluido y así la primera producción no es de la formación sino de lo almacenado en el pozo.

La contribución de la formación a la tasa total será inicialmente muy pequeña; sin embargo, la relación qsf/q se incrementará con el tiempo hasta que llegue a 1, significando que todo el fluido que se produzca en superficie viene de la formación. Mientras mayor sea el almacenamiento en el pozo, más tardará en estabilizarse. Por otro lado, cuando el coeficiente de almacenamiento es despreciable, qsf/q es siempre 1.

Si se tiene una completación sin empacaduras o packers se puede observar el efecto de almacenamiento debido a la variación del nivel de fluido. Cuando el pozo es abierto para fluir en una prueba de abatimiento o flujo, la disminución de la presión causa una caída del nivel de fluido en el anular. Entonces el fluido que se produce es la suma de lo que vien del reservorio más el volumen acumulado en el anular.

El coeficiente o constante de almacenamiento post-flujo o posterior (C) es un parámetro usado para cuantificar el efecto de almacenamiento en un pozo de petróleo o gas. El el volumen de fluido que viene del pozo debido a un diferencial unitario de presión.

La constante de almacenamiento posterior es definida por:
Donde:
C= Constante de almacenamiento del pozo, bbls/psi
V= Volumen del fluido producido, bbls
Delta P= Cambio en la presión de fondo, psi
Es usual expresar el coeficiente de almacenamiento en forma adimensional

Cuando el pozo está completamente lleno de un fluido monofásico, la ecuación anterior se transforma en:

Donde Vw es el volumen del pozo por unidad de longitud, bbls/psi y c es la compresibilidad el fluido en el pozo a condiciones del pozo.

Para cuando declina el nivel de líquido se tiene:

Donde Aw es la sección transversal del hoyo del pozo de la región donde el nivel de líquido disminuye (en pie al cuadrado) y ro (p) la densidad del fluido que llena el hoyo del pozo (lb/pie cúbico).

Sé el primero en comentar

Dejar una contestacion

Tu dirección de correo electrónico no será publicada.


*