| Keywords |
Permeabilidad, factor de daño, inyectividad, radio de drene, transmisividad. Permeability, skin factor, injectivity, drainage radius, transmissivity. |
| Abstract |
Las pruebas transitorias de presion tienen sus origenes en 1935 con el trabajo de Charles Vernon Theis sobre la recuperacion del nivel dinamico durante pruebas de bombeo en pozos de agua. Posteriormente, en 1937, Muskat desarrolla un metodo para el calculo de la presion media de yacimiento en el area de drene de pozos petroleros. En 1949, Van Everdingen y Hurst proponen el primer metodo para el analisis de pruebas transitorias de presion en pozos petroleros utilizando curvas tipo. En 1951, Horner propone un metodo para el analisis de pruebas de incremento de presion a partir del grafico del logaritmo del tiempo de Horner vs. Presion de Fondo. En los anos 50 se empezaron a aplicar las tecnicas de pozos de agua en algunos proyectos geotermicos exploratorios y en los anos 60 se comienzan a utilizar las tecnicas petroleras en el analisis de pruebas transitorias de presion en pozos geotermicos (Grant et al., 1982). Las pruebas de presion en pozos geotermicos aportan informacion valiosa como la presion media de yacimiento en el area de drene, la permeabilidad de la formacion productora, el factor de dano en la cara de la formacion, la eficiencia de flujo debido al dano, la efectividad de los trabajos de estimulacion de la formacion productora, conectividad entre pozos, radio de drene (influencia), indice de productividad, y heterogeneidades del yacimiento. En la practica, esta informacion permite ubicar futuros pozos en el campo, determinar si la intervencion de un pozo fue exitosa o si el pozo es candidato para una intervencion, comprender el mecanismo de produccion del pozo y establecer las estrategias de explotacion de los pozos. Las pruebas transitorias de presion son una herramienta de gran utilidad para entender la forma como se lleva a cabo el mecanismo del flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo. Se presentan tres casos de pruebas transitorias de presion en pozos geotermicos, que se analizan utilizando diferentes modelos y se calcula la permeabilidad (k), el factor de dano (S) y la eficiencia de flujo ocasionada por este dano (ƒÅs), dano en la cara de la fractura (Sf), longitud media de la fractura (Xf), indice de inyectividad (I.I), distancia a la falla (heterogeneidad), parametro de almacenaje (ƒÖ) y parametro de transmisividad (ƒÉ). Pressure transient testing have their origin in 1935 with the work of Charles Vernon Theis on the recovery of the dynamic level during pumping tests in water wells. Subsequently, in 1937, Muskat developed a method for the calculation of average reservoir pressure in the drainage area in oil wells. In 1949, Van Everdingen and Hurst proposed the first method for the analysis of transient pressure tests using type curves. In 1951, Horner proposed a method for the analysis of buildup pressure transient tests with the semi-log graph: Horner’s logarithm of time vs. bottomhole pressure. In the fifties water wells techniques were applied in some exploratory geothermal projects. In the sixties, oil-well techniques were systematically applied in the analysis of transient pressure tests in geothermal wells (Grant et al., 1982). Pressure transient tests in geothermal wells provide valuable information such as average reservoir pressure in the area of drainage, permeability of the formation, the skin factor on the face of the formation (damage), flow efficiency due to skin factor (damage), effectiveness of the works of stimulation on the production formation, connectivity between wells, drainage radius (influence), productivity index, and reservoir heterogeneities. In practice, this information allows to locate future wells in the field, determine whether the intervention of a well was successful, or the well is a candidate for an intervention, understand the mechanism of production of the well, and establish the strategies of exploitation of the wells. Transient pressure tests are a useful tool for understanding the mechanism of flow of the reservoir fluids to the well. Three cases of transient pressure tests in geothermal wells are presented. They are analyzed using different models of reservoir. It is calculated the permeability (k), the skin factor (S) and the flow efficiency caused by this damage (çs), skin factor in the face of the fracture (Sf), mean fracture length (Xf), injectivity index (I.I.), distance to fault (heterogeneity), storage parameter (ù), and transmissivity parameter (ë). |