ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL DESARROLLO DE UN RESERVORIO DE GAS NATURAL

Reservorios no Circulares Las ecuaciones anteriores suponen un solo pozo drenando un reservorio circular. El comportamiento de la presión también depende de la forma del reservorio y de la ubicación del pozo en la frontera del reservorio. Si el reservorio sigue actuando infinitamente:

Tenemos: Donde A es el área de drenaje Para flujo Pseudo-continuo:

El factor CA (Factor de Forma) puede ser obtenido de la siguiente tabla. El tDA debe ser determinado y comparado con el tDA estabilizado

La permeabilidad de la roca también debe ser analizada en los reservorios de gas natural En la mayoría de reservorios de gas seco se tendrá flujo únicamente de gas a pesar de que tengamos saturación de agua connata. En el momento que exista condensación de agua la permeabilidad relativa al gas será reducida. La permeabilidad efectiva del gas es la que debe ser utilizada en todas las ecuaciones previamente analizadas

Existe una saturación crítica de gas bajo la cual no hay flujo La saturación de líquidos debe ser significativa para afectar la Krg

CAPACIDAD DE ENTREGA DE UN POZO Es importante saber en todo momento la capacidad de entrega de un pozo de gas natural La capacidad de entrega se la conoce a diferentes presiones de fondo con diferentes caudales Para eso se utilizan las pruebas (Multipoint Tests) multipuntos que permiten conocer varios caudales a diferentes presiones

Básicamente existen dos tipos de pruebas: 1.- Flow after flow test (Prueba de flujo tras flujo) 2.- Isocronal Test (prueba isocronal) La teoría detrás de estas pruebas es la de flujo pseudo-continuo

La ecuación

La ecuación que se utiliza es: Donde n es un factor de turbulencia y varía en la mayoría de los casos entre 0,5 y 1 Si se puede determinar C y n entonces se puede conocer a cualquier presión cualquier caudal del pozo AOF (Absolute Open Hole Potencial) Máximo potencial de un Pozo

1.- Flow after flow Test A

1.- Flow after flow Test Este tipo de prueba inicia en condiciones cerradas Luego se inicia con un caudal hasta que la presión sea estabilizada (alrededor 15 minutos), dependiendo de la permeabilidad de la formación La gráfica Log-Log de diferencia del cuadrado de las presiones y Qsc permite obtener el inverso de n De la ecuación obtenemos C

1.- Flow after flow Test Se realizó la prueba de Flow after Flow a un pozo. Determinar : a) El valor de n y C b) El máximo potencial del pozo c) El caudal de producción para una Pwf=1680psia

2.- Prueba Isocronal Prueba de tiempos iguales y se fundamenta en que a iguales tiempos, iguales volúmenes del reservorio serán afectados sin importar el caudal Esta prueba fue propuesta para reservorios de permeabilidades muy bajas, pues requieren mucho tiempo para ser estabilizados En este tipo de prueba solo se requiere un punto de estabilización

2.- Prueba Isocronal a) El pozo inicia cerrado y se determina un qsc a una pwf a un tiempo b) Cerrar el pozo hasta que regrese a la presión de reservorio c) Abrir el pozo con un caudal mas grande al mismo período de tiempo de la primera prueba d) Cerrar el pozo hasta tener nuevamente la presión de reservorio e) Repetir esto por algunos períodos usualmente 4. f) En el último caudal se debe mantener hasta que se logre estabilizar el pozo

2.- Prueba Isocronal

Una prueba isocronal fue realizada en un pozo localizado en un reservorio que tuvo una presión promedia de 3500 psia. La presión del pozo en el fondo fue medida con lapsos de 3 y 6 horas, y la prueba fue realizada por un periodo de 144 horas a un caudal de 4000 Mft3std/día tiempo en el cual la Pwf alcanzo un valor de 2452 psia. la gravedad específica del gas es de 0.85 y la Temperatura del reservorio es de 800 R

a) Establecer una ecuación que refleje el comportamiento de ese reservorio b) Determinar el potencial máximo del pozo c) Generar la curva IPR