Evaluación de formaciones con las técnicas de balance de materiales y pruebas de presión Report as inadecuate




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62 Ingeniería y operaciones afines - Engineering



Tipo de documento: Tesis-trabajos de grado - Thesis Maestría

Colaborador - Asesor: Varón Durán, Gloria Margarita

Información adicional: Magíster en Ingeniería - Automatización Industrial. Línea de Investigación: Optoelectrónica y Comunicaciones Ópticas

Palabras clave: Redes de Difracción de Bragg FBG, Monitoreo estructural, Sensor de fibra óptica, Caracterización, In-Situ, Longitud de onda, Deformación, Fiber Bragg Gratings FBG, Structural health monitoring, Fiber optical sensor, Characterization, Inn-Situ, Wavelength, Strain

Temática: 5 Ciencias naturales y matemáticas - Science 53 Física - Physics6 Tecnología ciencias aplicadas - Technology 62 Ingeniería y operaciones afines - Engineering





Source: http://www.bdigital.unal.edu.co


Teaser



(3 .28) S =SII- S- S(q) S(q ,t) donde , S es el factor de dana total, Sm es dana por completamiento parcial , esperarse depende de la tasa de bloqueo de gas que depende de la factor de dano por perforacion y completamiento , Sp es el factor de S(q) es el factor de dano por flujo no Darcy el cual como era de flujo, q y S(q ,t) es el factor de dano por bancos de condensado 0 tasa de flujo y del tiempo. EI dano por flujo no Darcy, como general mente esta asociado con pozos de gas , se puede calcular, como se vera mas adelante cuando se analice el flujo de gas en un medio poroso , de (3 .29) S(q) = D*q sc donde D se conoce como coeficiente de dana por flujo NO-Darcy y se puede determinar de pruebas de presion, y qsc es la tasa de flujo a condiciones normales. EI factor de dano por penetracion parcial se puede calcular con la ecuacion de Saidikosky: S- =[~ -ll[ln[~rw fk; {k,;)-2] hi (3 .30) donde , hI , es el espesor total de la formacion y hp es el espesor de la zona penetrada 0 canoneada ; kH Y kv ; son las permeabilidades horizontal y vertical de la formacion . EI factor de dano ocasionado por bancos de condensado se puede evaluar de la siguiente forma : 3 Supongamos un gas que por cada KPCNID produce Y pies de liquido a condiciones de yacimiento por cada Lpc.
,de carda de presion .
Un pozo que produzca qg KPCNID producira en el yacimiento en I1t dias cuando se somete a una carda de presion dP , la siguiente cantidad de liquido .
VI = q ): * dP * dt * Y Este volumen de liquido se acomodara en el siguiente volumen poroso de yacimiento: V- = 2m-h¢ dr y por tanto se tendra el siguiente incremento en la saturacion de liquido: ciS _ q ): dPdtY .
2Trrhictr ,- --­ : L. I i que se puede reorganizar de la siguiente forma : dS cit q ): - ~pY 2Trrh¢ dr 146 Se supone que la saturacion aumenta solo hasta la saturacion critica y luego se va expandiendo con el tiempo hacia adentro hasta tener toda la formacion eventualmente con saturacion critica...





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