Teoría, aplicación y análisis de la erección de presión en pozos de petróleo

Abstract

Este trabajo presenta las bases analíticas y la aplicación práctica de la llamada teoría de erección de presión. Teoría que no es sino la extensión de los conceptos del flujo de fluido comprensibles en sistemas reservorio de petróleo al caso de la dirección de presión en pozos cerrados con tal fin. Las bases teóricas, expuestas en los capítulos IV, V y VI, En su mayor parte fueron enunciados por D.R. BORNER (1) En su obra “Pressure build up in Valle”. aun cuando ellas están limitadas al caso específico del flujo homogéneo en el capítulo 8 se muestra que las relaciones analíticas desarrolladas permanecen válidas para el flujo simultáneo de gas aceite en cuyo caso el valor de la compresibilidad que debe usarse en el valor de la compatibilidad total OR del fluido fluente mezcla gas y aceite a las condiciones de declinación prevalecientes en el reservorio. Siendo éste el carácter del flujo de fluidos en los sistemas reservorio de petróleo actuales, cuya fuerza impulsiva predominante lo constituye la expansión del gas disuelto en el aceite tal el caso de lobitos norte se presenta un método simple de evaluar el valor apropiado de la compresibilidad total basado en la curva experimental y obtenida usualmente como parte de los análisis del fluido del reservorio. La teoría de erección de presión emerge como un poderoso instrumento de análisis de la ingeniería de reservorios debido a una doble cualidad que le es inherente: simplicidad y multiplicidad de sus aplicaciones prácticas. Básicamente ella requiere la observación simultánea de una cierta secuencia de presiones erigidas en el pozo y sus correspondientes tiempos de cierre de donde se deriva la llamada curva de dirección depresión o el conocimiento adicional del régimen de producción antes de su cierre y las propiedades físicas del fluido de reservorio. A pesar de su sencillez el análisis de la curva, dentro de los muchos aspectos de su aplicación permite determinar las siguientes características físicas del volumen poroso reservorio del cual drena el pozo: a) Presión estática. b) Permeabilidad efectiva de la formación productiva. c) Radio de drenaje. d) El grado de extensión en que la formación productiva, en la zona adyacente al pozo, ha sido afectada por las prácticas de formación, completación, trabajo de reacondicionamiento o estimulantes de producción y, e) el índice de productividad. El conocimiento cuantitativo del valor de estos parámetros junto a los datos obtenidos a base de los registros eléctricos, análisis de núcleos representativo de la formación, análisis del fluido del reservorio, estadísticas de producción, etc., permiten al ingeniero de reservorios determinar dentro de límites prácticos la unidad de yacimiento, el mecanismo de impulsión primario que la gobierna y la fase de declinación en que se encuentra. Asimismo, le permite predecir su comportamiento futuro bajo diversas formas de explotación y le son de inestimable ayuda al planear la producción sistemática del reservorio en general y de cada pozo en particular teniendo en cuenta la máxima conservación de la energía del yacimiento. Con la finalidad de explicar claramente los análisis de las curvas dirección de presión se da con todo detalle de las 5 pruebas realizadas en el pozo 564, 1 de los más prolíficos del Lobitos Norte. Las determinaciones numéricas de los diferentes parámetros del pozo efectuadas a base de las pruebas son sujetas a un examen crítico y su validez sustentada mediante relaciones o correlaciones usuales. Además, se presentan los resultados de las pruebas iniciales llevadas a cabo en los pozos del reservorio de Lobitos Norte. ellas muestran la naturaleza heterogénea de la formación: Lover Caverno (Pariñas), indicados por el amplio rango de permeabilidades y productividades iniciales encontrados. De otro lado, tipifica la forma de evaluar la distribución estática de las presiones en el reservorio, así como el efecto en la productividad de la formación petrolífera de las prácticas de perforación y completación de los pozos. Finalmente, en base a dichas pruebas se han desarrollado fórmulas particulares que expresan la interrelación existente entre los diferentes parámetros de reservorio.