traduccion texto porosidad

5/10/2018 TRADUCCION TEXTO POROSIDAD - slidepdf.com

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PERMEABILIDAD, POROSIDAD Y EL FACTOR DE DAÑO DEFORMACIÓN

Bajo la supervisión de Dr. Hazem

Escrito por, Alkhatha'ami, Mohammad

Contenido

Prefacio

1.0 Porosidad

1.1 Clasificación de la Porosidad

1.2 Clasificación de la porosidad en función del tiempo de depositación

1.3 Medición de la porosidad en el Laboratorio

1.4 Rangos de Porosidad2.0 Permeabilidad2.1 Clasificación de la permeabilidad2.2 Medición de la permeabilidad en Laboratorio3.0 Relación entre la porosidad y la permeabilidad4.0 Factor De daño de formación4.1 Introducción4.2 Descripción de los daños y la estimulación

4.3 Daño del Modelo Radial y su Estimulación4.4 Modelo Lumped: Daños y Estimulación: Efecto De daño de formación4.5 De daño de formación como una presión adimensional4.6 Ingreso a la Ecuación del Factor De daño de formación4.7 Rango de valores del Factor De daño de formación4.8 Efecto del Factor De daño de formación4.9 Eficiencia del flujo4.10 Radio aparente del pozoReferencias

Prefacio

En este trabajo con las propiedades que se consideran fundamentales en ingenieríadel petróleo. Las propiedades se discutió la porosidad una medida de evitar elespacio en una roca, la permeabilidad-una medida de la transmisividad de líquidode una roca y hablar sobre el factor De daño de formación, de su significado yefecto.Sé que es difícil discutir los temas importantes y fundamentales en el límitede páginas, pero, haré mi mejor esfuerzo para hacer que la asignación clara y muybien con algunos gráficos.

1.0 Porosidad

La porosidad es la relación entre el volumen de los poros con el volumen total de laroca del yacimiento sobre una base porcentual.



Bulk Volume= volumen total de la roca

Pore Volume= el volumen de los poros entre los granos

La medición de la porosidad es importante para el ingeniero de petróleo ya que laporosidad determina la capacidad de almacenamiento de petróleo y gas en elyacimiento. Es necesario distinguir entre la porosidad absoluta de un medio porosoy la porosidad efectiva. En las rocas porosas siempre habrá un número de porosno conectados. La porosidad absoluta incluye estos poros, así como los que estánabiertos al flujo de fluidos, mientras que la porosidad efectiva sólo mide la partedel espacio poroso donde los fluidos están libres para desplazarse (como se explicamás adelante). La siguiente figura muestra la disposición de los poros en un trozode roca.

FIG. 1

Si la forma de la roca es uniforme, el volumen total puede ser calculado a partir dede las dimensiones de la roca.

1.1 Clasificación de la Porosidad

Los poros son clasificadas en función de su punto de vista morfológico como:

Catenaria o poro conectado: Este tipo de poro tiene más de una garganta



conectado con otros poros, la extracción de hidrocarburos es relativamente fácil detales poros, como se muestra en la figura. 2.

FIG. 2: Poros interconectados

Cul-de-sac o conectado o callejón sin salida: Este tipo de poro tiene unagarganta conectada con otros poros. Puede resultar de la expansión dehidrocarburos debido a que con la producción la presión del yacimiento cae, comose muestra en la figura. 3.

FIG. 3: Poros cerrados (Cul de sac)

Poros cerrados o aislados: Este tipo de poro es cerrado. No tiene garganta y nopuede conectarse con otros poros. Es incapaz de producir hidrocarburos en el

proceso normal, como se muestra en la figura. 4.



FIG. 4

Porosidad efectivaLa relación entre el volumen de poros interconectados con el volumen total de rocadel yacimiento es llamada porosidad efectiva.

Porosidad no efectivaLa relación entre el volumen total de los poros cerrados con el volumen total sedenomina porosidad no efectiva.

Así, la porosidad absoluta o total= porosidad efectiva + porosidad no efectiva

Los poros interconectados y conectados constituyen la porosidad efectiva, porquelos hidrocarburos pueden salir de ellos. En el caso de porosidad interconectada, elpetróleo y el gas que fluye a través del espacio poroso puede ser dezplazado por unmecanismo de empuje de agua natural o artificial. La porosidad conectada no es

afectada por este empuje, pero puede ocacionar un poco de expansión de gas y depetróleo, a medida que la presión del yacimiento cae. Yacimientos con porosidadaisladas no son capaces de producir hidrocarburos. El aceite o el gas presente enellos entraron en el espacio poroso antes de que se cerraran por la compactación ocementación. Por lo tanto, la porosidad aislada contribuye a la porosidad total de laroca, pero no a la porosidad efectiva.

1.2 Clasificación de la Porosidad en Función del Tiempo deDepositación

Los poros presentes en los yacimientos son encontrados en dos grupos distintos enrocas sedimentarias de acuerdo con su tiempo de formación. Estos son: (1)primaria, o intergranular o porosidad deposicional (2) secundaria o intermedia oporosidad de pos deposicional.

Cada tipo de poro tiene subdivisiones, que puede resumirse en el cuadro 1:

Tabla 1: Clasificación de los diferentes tipos de formación.

Tiempo deformación

Sub-tipo Origen

Intergranular Sedimentación

CementaciónSolución



TectónicaCompactaciónDeshidratación

Diagénesis

TABLA 1

Porosidad primariaLa Porosidad primaria se divide en dos tipos: porosidad intergranular entrepartículas, que se produce entre los granos de sedimento (Fig. 5) e intragranulareso porosidad intrapartículas.

FIG. 5

Este hecho se produce entre los mismos granos de sedimento (Fig. 6)

FIG. 6

La porosidad intergranular es más comun en las areniscas. También se encuentrangeneralmente dentro de recién arena-carbonatada recién depositada. Sin embargo,en las arenas carbonatadas de cal raramente vez es conservado debido a la pérdidade porosidad por la cementación.

En la porosidad intergranular, los espacios de los poros están conectados unos aotros, por la garganta (Fig. 5). A menos de que haya una cementacion extensivatardia, los yacimientos con porosidad intergranular generalmente tienen tantobuena porosidad interconectada y buena permeabilidad. La porosidad efectiva enestos yacimientos es equivalente a la porosidad total.



La porosidad intragranular es más común de arenas carbonatadas de ambientemarino. La Fig. 6 es un boceto de una sección delgada de una roca caliza quemuestra los espacios de poros entre los granos. No es habitual que estos poros seconserven. Por lo general estos son llenados por cementación en una depositaciontemprana, pero, en algunos casos el cemento puede ser desplazado para dejar elporo intrapartícular original.

Porosidad secundariaLa porosidad secundaria es la porosidad formada dentro de un yacimiento despuésde la depositación. Los principales tipos de porosidad secundaria son:

Fenestral;IntercristalinaSolución (moldic y vuggy);Fractura

Porosidad Fenestral se desarrolla donde hay un espacio entre las laminas tangrande que los granos embebidos en ella no alcanza a tocar la otra lamina. La

porosidad Fenestral es característica de ambientes lagunares en donde ladeshidratación ha causado reducción y espaciamiento de las láminas. Este tipo deporosidad es poco frecuente.

Porosidad intercristalina se produce entre los cristales y este tipo de porosidad esencontrada en varios campos importantes de petróleo gas. En calizas recristalizadasla porosidad intercristalina es insignificante. Sin embargo, en dolomitas cristalinas amenudo poseen alta porosidad intercristalina.

La Fig. 7 es un boceto de una sección delgada de una dolomita cristalina. Estosdepósitos se componen habitualmente de dolomita secundaria formada por"dolomitización", este proceso donde mediante el carbonato de calcio pre-existente

es remplazado por una dolomita.

FIG. 7

Es este tipo de porosidad intercristalina la que da dolomitas secundarias, concaracterística de textura azucarosa, y esto es lo que los hacen que seanyacimientos tan buenos.Existen varios tipos de porosidad secundaria y puede ser causada por la solución.Este es un proceso crítico en el desarrollo de la porosidad en carbonatos, pero estetipo de porosidad secundaria se puede desarrollar en areniscas. Existen diferentesformas de que ocurra el proceso de solución.



La figura 8 muestra la solución secundaria desarrollada en poros de una roca caliza.

FIG. 8

Algunos de los poros son redondos. Estos son cuando los pellets de caliza loditicaque han sido disueltos.Este tipo de tejido de porosidad selectiva se conoce como moldic. Este tipo deporosidad no contribuye a la porosidad efectiva en el caso donde los poros no esténconectados. Algunos espacios de poros irregulares que atraviesan la estructuraoriginal de la roca también debe tenerse en cuenta. Estos poros son conocidoscomo cavidades y la porosidad se conoce como vuggy.Si la roca caliza ha estado bajo un proceso extensivo de solución, las cavidadespueden volverse muy grandes, o cavernoso. En la porosidad de solución puedenque los espacios de poros adyacentes no están conectados; por lo tanto, la

porosidad efectiva puede ser mucho más bajo que la porosidad total, y lapermeabilidad también puede ser baja.Poros cavernosos de hasta cinco metros de altura se encuentran en la roca calizaFusselman del campo Dollarhide de Texas (Stormont, 1949) y en el Arabia DCalizas del Jurásico del campo de Abqaiq, Arabia Saudita (McConnell, 1951).

El ultimo tipo significativo de porosidad secundaria, es la porosidad de la fractura.Yacimientos fracturados puede ocurrir en cualquier roca frágil que se rompe por lafractura y no ocurre deformación plástica. Ademas, existen yacimientos fracturadosen lutitas, areniscas cementadas de cuarcita, calizas, dolomítas y, tambien, rocasdel basamento, como los granitos y rocas metamórficas.Como se muestra en la figura. 9, las fracturas pueden desarrollarse a partir de las

fuerzas tectónicas asociadas con plegamientos y fallamientos.

FIG. 9



También pueden desarrollarse a partir de una presión de sobrecarga excesiva y laintemperie inmediatamente debajo de discordancias. Encogimiento de las rocasígneas debido a un rápido enfriamiento y la deshidratación de lutitas tambiéncausa la presencia de fracturas.Las fracturas son generalmente verticales a ligeramente inclinadas con anchos que

varían de papel fino hasta anchos alrededor de 6 mm (Fig. 10). Cuando sedesarrolla este tipo de porosidad, el yacimiento puede tener una permeabilidadmuy alta, aunque la porosidad efectiva puede que no sea muy alta.

FIG. 10

Uno debe ser capaz de distinguir entre la porosidad de fractura y la porosidad quese produce dentro de la roca misma. Muy a menudo, las fracturas son una parteimportante de la capacidad de almacenamiento de la roca y, algunas veces sólo seproduce petróleo o gas desde el espacio poroso de las fracturas.La porosidad de fractura puede resultar en altas tasas de producción durante laprueba inicial de un pozo, seguido de un rápido descenso en la producción. Cuandouna roca se ha fracturado, las fracturas no necesariamente permanecen abiertas.Pueden ser llenadas por la cementación en adelante por sílice, calcita o dolomita(Fig. 11).

FIG. 11



Fig.12 muestra la relación entre la porosidad y la frecuencia de yacimiento.

FIG. 12

Cualquier porosidad inferior al cinco por ciento es muy raramente consideradacomo comercial o que genere ganancias, y cualquier porosidad más de treinta ycinco por ciento es extremadamente inusual. La porosidad se puede medir en ellaboratorio a partir de núcleos y en fondo de pozo utilizando registros de pozos,especialmente registros: sonoros, de densidad y de neutrones. Ocasionalmente, sepuede estimar a partir de datos sísmicos (como se explicara más adelante).

Desarrollo de la porosidad secundaria

La porosidad secundaria es causada por la acción de los fluidos de la formación ode las fuerzas tectónicas en la matriz de la roca después de la deposición.

Por ejemplo, si un líquido ligeramente acido se percola, este puede crear yagrandar los espacios de los poros a medida que este se desplaza a través de loscanales interconectados en la formación de rocas calizas, o por la disolución de susmateriales y crear cavidades (cuevas pequeñas),como lo son los poros moldicos ocavernoso.

La Porosidad secundaria es, sin embargo, generalmente el resultado de y/omodificadas por:

SoluciónLas fracturas y las articulacionesRecristalización y dolomitizaciónCementación y compactación

1.3 Medición de la Porosidad en el Laboratorio

El Volumen total se determina primero por el desplazamiento de un líquido,

precisión en la medición de una muestra y asi poder calcular con precisión suvolumen.



Los siguientes métodos son utilizados para medir el volumen de los poros ovolumen de granos.

1. La suma de los Fluidos porales- consiste en la determinación independiente delos volúmenes de gas, petróleo y agua de una muestra fresca. El volumen de los

poros está determinado por la suma de los tres volúmenes independientes.2. Método Washburn-Bunting- Se mide el volumen del espacio poroso porextracción al vacío y recogida del gas (normalmente aire) que figura en los poros.

3. Restauración de Liquido – Los poros de una muestra preparada se rellenan conun líquido de densidad conocida y el aumento de peso de la muestra se divide porla densidad del líquido.

4. Método de la Ley de Boyle - Consiste en la compresión de un gas en los poros, ola expansión de gas en los poros de una muestra preparada. Ya sea el volumen delos poros o el volumen de grano puede determinarse en función de un porosimetroy el procedimiento utilizado.

5. Densidad de grano - Medida de la porosidad total. Después de que el peso seco yel volumen total de la muestra han sido determinados, la muestra se reduce altamaño del grano y el volumen poroso es determinado y se resta del volumen total.

Otro método de determinación de la porosidad es mediante el análisis petrográficode secciones delgadas de una muestra de roca. Esto se hace por el conteo de losporos con un microscopio. La muestra es impregnada con una resina al vacio parahacer mas fácil la identificación de los poros.

Una fuente común de datos de porosidad son los registros de pozos. La porosidadpuede ser calculada a partir de los registros de densidad, sonica, y los registros

neutrónicos de porosidad.Estos tres registros se refieren generalmente como los registros de porosidad.La porosidad también se puede obtener de los registros de resistividad, Usando laecuación de Archie.A continuación la Fig.13 muestra algunos de los dispositivos utilizados para ladeterminación de la porosidad.



FIG. 13

1.4 Rangos de Porosidad

Fig.14 muestra cómo varía la porosidad de las rocas.

FIG. 14



2.0 Permeabilidad

Permeabilidad: Es una medida de cómo los poros interconectados entre si pordonde fluyen los fluidos presentes en la roca.

Fig.15 muestra cómo la permeabilidad de una muestra de roca puede ser medida.

FIG. 15

Fig. 15: Medición de la permeabilidad

Un fluido de viscosidad conocida es bombeado a través de una muestra de roca desección transversal donde conocemos su área y longitud. La caída de presión através de la muestra se mide a través de medidores de presión.La unidad de permeabilidad es el Darcy. Un Darcy es igual a la caída de presión deuna atmosfera por centímetro (atm/cm) de un fluido que tiene una viscosidad de un

centipoise (1 cp) a una velocidad de un centímetro por segundo (cm/seg). La ley deDarcy que determina el flujo de fluidos a través de un medio poroso formuladadespues por Muskat y Botset es la siguiente:

( )

Donde:

q = Tasa de flujok = Permeabilidad(P1 - P2) = Caída de presión en la muestraA = Sección transversal de la muestra= Viscosidad del fluidoL = longitud de la muestra

Como en la mayoría de los yacimientos hay permeabilidades que son mucho menosde un Darcy, el millidarcy, mD, (una milésima de Darcy), se utiliza comúnmentepara la medición. La permeabilidad en general se refiere la letra K.

En la forma indicada anteriormente, la ley de Darcy sólo es válida cuando no hayreacción química, entre el fluido y la roca, y cuando sólo hay una fase líquidapresente totalmente en los espacios porosos. La situación es mucho más complejasi tenemos varias fases, o una mezcla de aceite o de gas, aunquepodemos aplicar la ecuación de Darcy para cada fase a la vez. La permeabilidad

media de los yacimientos comúnmente la encontramos en un rango de 5 a 500millidarcies. Algunos yacimientos, sin embargo, tienen una permeabilidad muy alta.



Algunos de los yacimientos de arenisca del Cretáceo del campo de Burgan enKuwait, por ejemplo, hay permeabilidades de 4.000 millidarcies (Greig, 1958).Dado que la tasa de flujo depende de la proporción de la permeabilidad, de laviscosidad, los depósitos de gas son capaces de fluir a tazas considerables, conpermeabilidades de sólo unos pocos millidarcies. Sin embargo, los yacimientos de

petróleo generalmente necesitan permeabilidades en el orden de las decenas demillidarcies para ser comercial. Se debe tener en cuenta que la permeabilidad esuna propiedad de una roca, no del fluido, Fanall.

2.1 Clasificación de la Permeabilidad

Permeabilidad absoluta (K): La permeabilidad de la roca a un fluido es cuando laroca está 100% saturada con el fluido.

Permeabilidad efectiva (KE):Se ha encontrado que en la arena que contenga la presencia de más de un fluido,uno de ellos impide el flujo al otro. Esto ha dado lugar a la utilización del términode permeabilidad efectiva, que puede ser definida como la permeabilidad aparentea una fase en particular, (fase de petróleo, gas o agua) o la saturación con más deuna fase.La cantidad de flujo que se ve afectado depende de la saturación de los fluidospresentes en la arena. Cuanto menor sea la saturación de un líquido especial en laarena, menos fácil será el flujo del fluido, o dicho de otra manera,cuanto mas baja sea la saturación de líquido especial en la arena, es menor lapermeabilidad efectiva para dicho líquido.

Permeabilidad Relativa (kr):La permeabilidad relativa es otro término utilizado en el cálculo reservas en un

yacimiento. La permeabilidad relativa es la proporción de la permeabilidad efectivaa una fase en particular a la normal (absoluta) la permeabilidad de la arena. Launidad de permeabilidad efectiva es el Darcy, mientras que la permeabilidadrelativa por ser una relación, es adimensional.

2.2 La Medición de la Permeabilidad en Laboratorio

La medición de la permeabilidad en el laboratorio, generalmente se utiliza el airecomo fluido de flujo y por tanto el valor obtenido es la permeabilidad al aire (Kair).El dispositivo que comúnmente se utiliza para la determinación de (k) se muestra acontinuación.



FIG. 16

Los valores de permeabilidad también pueden ser obtenidos a partir de losresultados de la prueba de flujo siguiente:

1-RFT - Prueba de formación.2 - DST - Prueba de Botella.Nuevos métodos de cuantificación de la permeabilidad mediante registros de pozos

también se están desarrollando:1 – Gradiente de Resistividad.2 - Porosidad y saturación de agua.

3.0 Relación entre la Porosidad y Permeabilidad

Muchos investigadores han intentado establecer una relación entre lapermeabilidad y la porosidad, tamaño de grano y la forma y el embalaje. Larelación más frecuente fue desarrollada por Karma y Kozeny es la siguiente:

k=Φ3 /(5 * Sv * (1-Φ)2)

Donde:k = Permeabilidad, cm2 (= 1,013 x 108 Darcies)Φ = Porosidad efectiva

Sv = Superficie total de los granos / unidad de volumen del yacimiento, cm2 /cm3

Las siguientes graficas muestran la relación del tamaño de grano (Fig. 17) y laclasificación (Fig.17a) y (Fig.17b) con la porosidad y permeabilidad.

La (Fig. 17) porosidad, permeabilidad y tamaño de grano. La porosidad no se veafectada por el tamaño de grano, pero aumenta la permeabilidad con el aumentode tamaño de grano.

En la (Fig.17a) & (Fig.17b) la porosidad y la permeabilidad se ven afectadas por la

clasificación, tanto a los aumentos con una mejor distribucion.



FIG. 17

FIG. 17a



FIG. 17b

4.0 Factor de daño de formación

4.1 Introducción

El factor de daño de formación es una variable compuesta. En general, cualquierfenómeno que provoca una la distorsión de las líneas de flujo del límite a ladirección del pozo, o de una restricción al flujo (que podría ser visto como unadistorsión en la escala de la garganta de poro) se traduciría en un valor positivo delefecto De daño de formación.

Los efectos positivos de De daño de formación puede ser creado por causas"mecánicas" como la penetracion parcial (es decir, a una altura perforada que esmenos que la altura del depósito) y un número reducido en perforaciones en el

cañoneo de la zona de interés (de nuevo, provocando una distorsión de las líneasde flujo), por los cambios de fase (reducción de la permeabilidad relativa al fluidoprincipal), turbulencia, y, por supuesto, por los daños a la permeabilidad delyacimiento natural.

Un factor De daño de formación negativo muestra la caída de presión en la zonacercana a la cara del pozo, es menos de lo que hubiera sido normalmente losmecanismos de flujo del yacimiento. El factor De daño de formación negativo es lacontribución negativa en el efecto total de De daño de formación, puede ser elresultado de la estimulación de la matriz (en la cara del pozo, la permeabilidadexcede el valor normal), fracturamiento hidráulico, o una cara de pozo bastanteinclinada. Finalmente, hay que tener en cuenta que mientras que el efecto De dañode formación no tiene dimensiones, la zona de los daños asociados no.



4.2 Descripción de los Daños y la Estimulación

Los procesos de perforación, completamiento y producción de aceite o de gas en unpozo, incluyen a muchos: mecánica, hidráulica, y los procesos químicos. Muchospozos perforados han sido perforados sobrebalance (overbalanced), esto causa quelos fluidos de perforación migran hacia la formacion. Las partículas finas en loslodos pueden taponar las gargantas de los poros, o el filtrado puede reaccionarquímicamente con las arcillas en la formación, cualquiera de estos procesos puedereducir la permeabilidad de manera dramatica.

Muchos completamientos pueden reducir la capacidad productiva de un pozo:El pozo puede ser revestido y canoneado (reduciendo el area de contacto entre elyacimiento y el pozo), una penetración parcial puede generar tortuosidad en la

arena de la cara productora debido a un espesor reducido a la entrada, o elempaquetamiento con grava puede aumentar la caída de presión cuando el fluidose desplaza a través de las perforaciones creadas durante el canoneo, la formacióny finalmente la grava. Por otro lado, algunas veces la caída de presión en la zonacerca a la arena prodcutora puede ser aumentada. Esto podría lograrse mediantefracturamiento hidráulico o acidificación matricial. Tratar el pozo para disminuir lacaída de presión es comúnmente llamado “Estimulacion” .Algunos de los modelos daño alrededor de la arena productora son:

4.3 Daños del Modelo Radial y su Estimulación

FIG. 18



El modelo más simple para la alteración del pozo es un modelo radial compuesto.La permeabilidad se supone que es alterada, la permeabilidad en la formación, k,es "Alterada" o "De daño de formación" la permeabilidad, Ks, en una región rw r rs (fig. 18). En situaciones donde Ks < k, esto genera una caída de presiónadicional, Ps. Tenga en cuenta que Ps NO es la caída de presión en la región deDe daño de formación! Esta es la caída de presión para el modelo compuesto (el

modelo con alteración de la permeabilidad), en comparación con el modelo sin lapermeabilidad de la región alterada.

En caso de daños la Ps es positiva mientras que Ps es negativa cuando hayestimulación.

Ahora podemos escribir una expresion de la caída de presión utilizando nuestroconocimiento de la ecuación de flujo radial y el flujo de serie. La caída de presiónen toda la región De daño de formación es.

………………………….. (1)

Tenga en cuenta que esto aumenta la caída de presión a medida que aumenta amedida que rs y ks disminuye, esto es debido a que entre mas gruesa sea laformación y una permeabilidad mas baja el fluido tendra mas problemas paradesplazarse y la caída de presión será mayor. Cuando la permeabilidad no se hasido afectada, la caída de presión seria descrita como,

………………………….. (2)

Combinando las Ecuaciones (1) y (2) se obtiene una ecuación para Ps:

………………………….. (3)

Examine el término . Tenga en cuenta que Ps será positiva cuando k>ks, ynegativa cuando k<ks. Si el daño del pozo es muy grande, y ksk, este terminoserá positivo, y Ps tienden a ser muy grande (y podría acercarse a infinito). Y si el

pozo es estimulado, ksk, y la no puede ser menor que -1. Este es un puntoimportante: la cantidad del daño es teóricamente ilimitado, pero la estimulaciónmáxima posible es limitada. La caída de presión P(rs)-P(rw) siempre será positivapara un pozo, Ps puede ser negativa (por la estimulación) o positiva (por daños).



La magnitud de la caída de presión también aumenta a medida que las dimensiones

del radio del De daño de formación aumenta debido a la expresión .

Esto tiene sentido: un daño de formación mas grande, afecta más. Por último, la

caída de presión es escalado por grupo . Así, por ejemplo, las tasas de flujomás altas implican mayores Ps.

Vamos a examinar este grupo , más de cerca. Al lado derecho de la Ecuación

(3) es una presión, y los términos y son adimensionales, las

dimensiones de las debe ser de presión. Es decir, las escalas de los

grupos adimensionales .

La caída de presión es proporcional a este grupo, cada vez q tiene el mismo efectoque el disminución de H o K por el mismo factor. Usaremos esta ampliación ulteriorde la discusión de la por debajo de la piel: es la base de la presión de dimensionespara el flujo radial.

4.4 Modelo Lumped: Daños y Estimulación: Efecto De daño deformación

Como es bien sabido, las pruebas de presión nos sirvern para estimar ps pero nonos permiten ks estimación de uno o rs. Esto ocurre debido a que por la escala detiempo de la prueba y de las limitaciones físicas de las pruebas. Por esta razón, en

lugar del producto ingenieros de yacimientos por lo general tieneque trabajar con otra variable de daño de formación y representados de la s.Reescribiendo Ecuacion. (3),

La definición de la piel en términos del modelo radial compuesto es

y en términos de caída de presión

en unidades compatibles, o

en las unidades de campo.

Podemos utilizar Ecn. (5) para obtener un valor de De daño de formación, sitenemos un modelo para la distribución radial de la permeabilidad, mientras queusaremos Ecn. (6) para estimar s a partir de ps, que puede ser evaluado a partir

de una prueba de presión.



4.5 Daño de formación Como una Presión Adimensional

El factor de daño S es adimensional. De hecho, se puede considerar como ladimensión la caída de presión en las cercanías del pozo y una reducción de lapermeabilidad.En el flujo radial, la dimensión presión y dimensiones están relacionadas por

en unidades compatibles, o

en las unidades de campo. Usaremos estas definiciones ampliamente en el diseñode las pruebas de presion y análisis de las mismas.

4.6 Ecuación de flujo con el Factor De daño de formaciónincluido

Sabemos para el régimen de flujo radial y estable para liquidos (no compresibles)puede ser expresado como,

Despejando (), p p w

Utilizando el concepto de s p

El daño de formación es simplemente añadido como el logaritmo en el denominadorde la ecuación de flujo. Así que podemos "Visualizar" S como una especie dedistancia adicional que el líquido debe fluir. Por supuesto, es en realidadadimensional.

4.7 Rango de valores del Factor De daño de formación

Los valores de De daño de formación puede ser fácilmente calculado usando Ecn.(5). Dicha parcela se muestra en la Fig. 19. El Lo más importante es observar cómolas pieles muy grande el positivo (el daño) puede ser, el valor absoluto del daño deformación por estimulación es muy pequeño en comparación (con la misma kksrelación de permeabilidad y / RR ración de radio /.



FIG. 19

Fig. 19 – El factor De daño de formación en función del tamaño y la permeabilidadde la zona alterada.

Este comportamiento es fácil de entender si tenemos en cuenta los perfiles depresión. En lugar de mirando a los perfiles en función de r (Fig. 18), es más fácil deinterpretar en función del logaritmo de r, log(r) (Fig. 20). Tenga en cuenta que losperfiles de una forma distinta, si suponemos constante de velocidad frente a unacaída de presión constante.

4.8 Efecto del Factor De daño de formación

Si examinamos la ecuación de flujo radial con la piel [Ecn. (8)], podemos ver elcaudal de un dada la caída de presión disponible es inversamente proporcional a

Comunmente existen relaciones de re/rw= 2000 para lo cual el logaritmo tendráun valor de aproximadamente 8 (note que este análisis no es muy sensible debidoa que estamos sacando el logaritmo de la relación entre estos radios). Este análisisno toma en cuenta la caída de presión en la tubería.



FIG. 20

4.9 Eficiencia del Flujo

La eficiencia en el flujo de un pozo es simplemente la relación entre de sucapacidad natural y la capacidad efectiva de flujo,

La ecuación. (9) se aplica a los sistemas de estado estacionario unicamente. Comoseñaló Horne, FE es más difícil de interpretar en general (por ejemplo, para lossistemas de transitorios).Habitualmente, es más comodo trabajar con s, pero la eficiencia del flujo puede seruna útil y fácil de explicar la cuantificación de la tasa de cambio debido a los dañoso la estimulación.



4.10 Radio Aparente del Pozo

También podemos expresar el efecto de la piel como un equivalente del pozo deradio, utilizando la radial ecuación de flujo de entrada con la piel [Ecn. (8)]:

Reorganizando la ecuacion,

El De daño de formación Positivo causar una resistencia adicional, este efecto essimilar a la reducción de la del radio del pozo, rw. Por el contrario, el daño negativotiende a incrementar el radio del mismo.

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