6.2. INTEGRACIÓN Y SINCRONIZACIÓN DE DATOS

Tanto los datos de presión (RPFF, RPFC, pruebas de v ariación de presión) e histórico de producción por pozo se integran y se sincronizan con nuestro t0. Un ejemplo del archivo ya integrado se observa en al Figura 6.4.

Figura 6.4.- Integración y sincronización de los datos de presión-producción

Posteriormente será necesario realizar la delimitación de períodos de flujo de las pruebas realizadas en la vida productiva del pozo.

Proceso:• Delimitación del inicio y final de cada prueba

• Delimitación de los datos puntuales de registros de Pws (RPFC) y Pws (RPFF).

6.3. DELIMITACIÓN DE PERÍODOS DE FLUJO

Debido a que durante el proceso de Caracterización Dinámica (CD) se integraron RPFF, RPFC y PP se debe asignar un gasto a cada medición de presión, el proceso de asignar un gasto se le conoce como delimitación de periodos de flujo, aún tratándose de periodos de cierre, para éste caso q=0.

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ANÁLISIS INTEGRAL DE LA INFORMACIÓN

6.4. VALIDACIÓN DE DATOS DE PRESIÓN Y DE PRODUCCIÓN

Presión Producción

Eliminar datos fuera de rango . Comparar datos reportadosEliminar datos duplicados Mensuales con datos Medidos

px x

xFecha

q

Fecha

Figura 6.5.- Validación de datos de presión y de producción

En este caso se realiza la validación de los datos de producción mediante una comparación de los datos históricos de

producción y los aforos realizados al pozo. Es importante mencionar que durante la validación de los datos es necesario recurrir a los expedientes de cada pozo (Figura 6.5).

Área de Drenaje de un Pozo Horizontal

Debido a la longitud que tiene un pozo horizontal, en un periodo de tiempo dado bajo las mismas condiciones de operación de un pozo vertical, un pozo horizontal drenaría idealmente una mayor área que un pozo vertical. Si un pozo vertical drena un cierto volumen en un tiempo dado, entonces esta información puede ser usada para calcular el área

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Marco Teórico

de drenaje de un pozo horizontal. Un pozo horizontal puede ser visto como un numero de pozos verticales perforados muy cercas uno del otro y completados en el mismo horizonte del espesor delgado, entonces cada pozo horizontal drenará al final de la sección horizontal un área en forma de circulo o cuadrado con un área rectangular en su centro y

perpendicular al flujo14 , ver figura 4.22, en donde r es el radio del pozo vertical y L es la longitud de la sección horizontal del pozo. Este concepto implícitamente asume que el espesor del yacimiento es considerablemente menor que los lados del área de drenaje. Es posible calcular el volumen de drenaje asumiendo un área de drenaje elíptica en el plano horizontal con cada extremo de la sección horizontal en los focos de la elipse, lo cual supone que el volumen de drenaje es un elipsoide.

r = 7 4 5 `

L

L o n g i t u d d e l P o z o = 1 0 0 0 p i e sA r e a d e D r e n a j e = 7 4 a c r e s

r = 7 4 5 `

L

L o n g i t u d d e l P o z o = 2 0 0 0 p i e s Á r e a d e D r e n a j e = 1 0 8 a c r e s

Figura 4.22. Volumen Drenado por un Pozo Horizontal

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Marco Teórico

4.13.- Caída de Presión en Pozos Horizontales

En un pozo horizontal el incremento del área de contacto a bajos diferenciales de presión (drawdown) permite recuperar mas cantidad de petróleo y gas, además de reducir los problemas de conificación de agua y gas. Sin embargo, existe un factor que puede limitar la longitud útil de un pozo horizontal y es la pérdida por fricción en el pozo.

La pérdida por fricción es la caída de presión que se origina en el pozo debido al roce entre el fluido y las paredes internas de la tubería, entonces, cabe la siguiente pregunta: ¿Debería esta caída de presión ser significativa en relación a la diferencia de presión entre el yacimiento y el

pozo (drawdown)?2

Dikken6 trabajó en un modelo en el cual el flujo en el pozo era monofásico, turbulento y estable. Su trabajo requirió valores de tasas de producción, longitud y diámetro del pozo, rugosidad de la tubería y propiedades básicas del fluido y del yacimiento. En el análisis realizado por Novy21 en base al modelo de Dikken se da una guía para saber cuando despreciar la fricción.

En pozos horizontales de sección horizontal pequeña, la fricción es despreciable y el pozo actúa con un diferencial de presión uniforme, la tasa de producción q, entonces aumenta rápidamente con la longitud del pozo, L. En pozos con secciones horizontales largas, la fricción agota el diferencial de presión que existe en el pozo productor, entonces la tasa de producción es independiente de la longitud (Un aumento de un pie de longitud en la sección horizontal no genera un aumento significativo de la tasa). Todos los pozos horizontales se encuentran entre estos extremos.

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Marco Teórico

Lo que interesa es la longitud a la cual la fricción comienza a reducir la tasa significativamente. En el trabajo realizado por Novy21 el punto de “pérdida de fricción significativa” es definido como:

q1 /q0 = 0.9 Ec.4.7

donde:

q1 = 0.9 * Js ∆P = Tasa de producción con fricción (L3/t)

qo = J * ∆P = Tasa de producción sin fricción (L3/t)

De su trabajo se muestra la Figura 4.23. en donde se presenta un pozo en el cual, cuando la fricción reduce la tasa de producción en un 10%, este tiene una longitud de Lsfl , la tasa del pozo con esta longitud (con fricción) es qsfl .

60

50Sin Fricción

40

Tasa deProducción 30 q s f l(MMscf/D)

Con Fricción20

10 L s f l

0 1000 2000 3000 4000 5000

Lon gitud del Pozo (ft)

Figura 4.23.- Efecto de la Fricción en un Pozo Horizontal