Abstract

ESCOBAR, Freddy-Humberto; ZAMBRANO, Angela-Patricia; GIRALDO, Diana-Vanessa  and  CANTILLO-SILVA, José-Humberto. PRESSURE AND PRESSURE DERIVATIVE ANALYSIS FOR NON-NEWTONIAN PSEUDOPLASTIC FLUIDS IN DOUBLE-POROSITY FORMATIONS. C.T.F Cienc. Tecnol. Futuro [online]. 2011, vol.4, n.3, pp.47-57. ISSN 0122-5383.

RESUMEN Los fluidos no Newtonianos se usan a menudo en varios procesos de perforación, trabajo a pozos y actividades de recobro mejorado. La mayoría de los fluidos de fracturamiento inyectados en los yacimientos que contienen hidrocarburos se comportan no Newtoniamente y, sin embargo, estos fluidos comúnmente se representan en los modelos como modelos fluidos Newtonianos. En el campo de pruebas de presión, se han desarrollado varios modelos numéricos y analíticos que tienen en cuenta el comportamiento no Newtoniano Bingham, pseudoplá;stico y dilatante, para estudiar la naturaleza transitoria de estos fluidos en una mejor caracterizacion del yacimiento. Se han propuesto varios modelos numericos y analiticos para estudiar el comportamiento transitorio de los fluidos no Newtonianos en medios porosos. La mayoría de ellos tratan pozos fracturados y formaciones homogeneas y la interpretacion de los datos de presion se conduce mediante el metodo convencional de la linea recta o ajuste por curvas tipo. Solamente unos pocos estudios consideran analisis con la derivada de presion. Hasta ahora no existe ninguna metodologia para caracterizar formaciones heterogeneas mediante pruebas de presion. Sin embargo, hay necesidad de una forma mas practica y exacta de caracterizar estos sistemas. Por lo tanto, este trabajo presenta una metodologia de interpretacion usando la curva logaritmica de presion y derivada de presion para fluidos no Newtonianos en formaciones naturalmente fracturadas de modo que el coeficiente adimensional de almacenaje, w, y el parametro de flujo interporoso, l, se obtienen de puntos caracteristicos encontrados en el grafico log-log de la presion y derivada de presión. Las ecuaciones y correlaciones desarrolladas se verificaron satisfactoriamente mediante su aplicación solo a pruebas de presion sinteticas ya que no existen datos reales reportados en la literatura. Se hallo un buen ajuste entre los resultados obtenidos mediante la metodologia propuesta y los valores usados para generar la simulación.

Keywords : Coeficiente de almacenaje; Flujo interporoso; Comportamiento de flujo; Ley de potencia; Doble porosidad.

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