Análisis de la presión Build Up en pozos de petróleo - Alvarado Fernández, José Antonio (1965)
Las características de la presión build up de los pozos cerrados se vienen usando por años para estimar la presión estática de los reservorios de petróleo* Cuando se registra la variación de la presión en la cara del, pozo a una profundidad dada, desde el momento del cierre del pozo hasta que se alcanza virtualmente la presión del reservorio, un gráfico de estas presiones en función del logaritmo del tiempo de cierre toma la forma de una "S” alargada, la última parte de esta “S” es a menudo una línea recta y refleja la conducta del reservorio con respecto a los parámetros que definen su presión. La parte inicial de la curva esta generalmente disturbada por el efecto de la "After production", (producción que sigue fluyendo al pozo inmediatamente después del cierre) y por la reducción de la permeabilidad en la zona vecina a las caras del pozo. Los detalles de las curvas de presión pueden diferir aun para pozos adyacentes que tengan la misma presión flowing y estática. 1937 Musket propuso una relación entre la pendiente de la Última parte de la curva de presión build up y la permeabilidad de la formación considerada, así, una información adicional a la presión del reservorio puede ser obtenida de un survey de presión. Desde 1937 muchos métodos de análisis de la presión build up han aparecido en la literatura, los métodos más recientes pueden ser usados para establecer la existencia de una zona de permeabilidad alterada en la zona adyacente a las caras del pozo, de modo pues que el análisis de la presión build up se ha convertido en un método ampliamente usado para determinar básicamente: 1. La presión estática del reservorio 2. La permeabilidad efectiva promedio de la formación 3. La permeabilidad de la zona vecina al pozo 4. El grado del daño a la formación El conocimiento de estos factores permite estimar las reservas y/o el potencial de la formación. El ítem No 4 es particularmente importante porque suministra la información necesaria para determinar la conveniencia de hacer un tratamiento o estimulación al pozo, sobre todo en los casos frecuentes donde la producción inicial del pozo es substancialmente menor que aquella que se predice del análisis de los registros eléctricos, como análisis y otras informaciones asociadas. Aunque existen muchos factores que tienden a modificar la curva de presión build up apartándola del modelo ideal tales como, los límites del reservorio, la interferencia de los pozos vecinos, la heterogeneidad de las capas litológicas etc. podemos decir que en la mayoría de los casos las curves de presión build up se acercan mucho a la curve ideal de presión, siempre que los tiempos de cierre correspondan a intervalos adecuados, ya que para propósitos prácticos se considere que el reservorio es infinito y éste se comporta así dentro de ciertos límites de tiempo de cierre, en el cual la presión se manifiesta y alcanza general-mente la porción recta de la curva antes que los otros factores de interferencia empiecen a disturbar la curva. Hay también que asumir una serie de condiciones ideales que simplifican el análisis matemático de la presión build up y permiten derivar las fórmulas convenientes para su adecuada interpretación. primera consideración es asumir un modelo ideal de reservorio que semeje cercanamente a las condiciones encontradas en los reservorios reales y mientras mayor sea la semejanza los resultados corresponderán más a la realidad del reservorio los recientes métodos de análisis de curvas de presión propuestos en la literatura están clasificados de acuerdo a las condiciones de los límites del reservorio asumidos en la derivación de las fórmulas. Estas condiciones pueden ser que el reservorio es infinito o finito, que la presión en el límite exterior del reservorio es constante, que no hay intercambio de fluidos con el medio circundante, por otra parte, el flujo dentro del reservorio es horizontal, radial y en el sentido del reservorio al pozo y, además, el fluido que fluye a través del medio poroso homogéneo es un fluido de una sola fase y sus características son sensiblemente constantes durante la vida productiva del reservorio. Si bien todas estas asunciones son básicas en el desarrollo de la teoría de le presión build up se ha visto en la práctica que los resultados difieren poco cuando se incluye o más de los factores asumidos en la discusión de lea y que para los efectos prácticos de la ingeniería es innecesario incluir todos los factores posibles, siempre que como ya se ha dicho no se pase de ciertos límites en el tiempo de cierre, esto es particularmente cierto para reservorios nuevos o de relativamente corta vida productiva. El propósito del presente trabajo es primero revisar sumariamente la teoría de la presión build up, así como las características más importantes de las curvas de presión build up. Seguidamente se discutirán los métodos más usuales para determinar la presión estática de fondo o presión extrapolada del reservorio. Finalmente se sugiere un procedimiento de análisis de las curvas de presión build up de un pozo estimándose el potencial de la formación productiva, el daño causado a la formación, y toda otra información que en una forma u otra permita conocer y evaluar mejor la potencialidad de las arenas del reservorio.