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DESARROLLO DE UNA METODOLOGA PARA INTERPRETAR PRUEBAS DE PRESIN TOMADAS CON HERRAMIENTAS CONVENCIONALES.

APLICACIN CAMPO COLORADO

FABIO RICARDO CORREA JAIMES

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERAS FSICO-QUMICAS

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOS BUCARAMANGA

2008

DESARROLLO DE UNA METODOLOGA PARA INTERPRETAR PRUEBAS DE PRESIN TOMADAS CON HERRAMIENTAS CONVENCIONALES.

APLICACIN CAMPO COLORADO

FABIO RICARDO CORREA JAIMES

Trabajo de grado presentado como requisito para optar al ttulo de: Ingeniero de Petrleos

Director M. Sc. Samuel Fernando Muoz Navarro

Codirectores M. Sc. Karen Linnete Pachano Pelez

Ing. Ral Leonardo Triana Alonso

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERAS FSICO-QUMICAS

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOS BUCARAMANGA

2008

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DEDICATORIA

A DIOS por darme la vida y fortaleza para poder cumplir mis metas y sueos.

A mis padres Fabio G. Correa y Esperanza Jaimes, por brindarme todo su amor y cario durante cada da de mi vida, por sus valiosos concejos que me han

ayudado siempre a ser una mejor persona, por su apoyo incondicional y creer siempre en m. Espero que sea el principio de muchas alegras que quiero

regalarles.

A mi hermanito Diego Leonardo, por ser la alegra de mi vida y de la familia.

A mis hermanos Hernn y Anglica, y mi sobrino Jose Manual, por ser parte de este sueo.

A Laura, por su compaa y valioso cario en todos los momentos, y por creer y confiar siempre en m en alcanzar este sueo. Aunque la distancia y las

circunstancias nos separen espero contar siempre contigo.

A toda mi familia, por apoyarme y confiar en m.

A mis amigos de la universidad, especialmente a Jorge Mario, Jose Jorge y Freddy el panita, quienes me ofrecieron una amistad incondicional y con los

que pase buenos momentos.

A Freddy y Sandra, por acogerme en su hogar. Muchas Gracias.

Fabio Ricardo

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AGRADECIMIENTOS

Quisiera expresar mi gratitud a todos los que hicieron posible el desarrollo de este trabajo, en especial a:

M. Sc. Samuel Fernando Muoz N., Ingeniero de Petrleos, director del proyecto, por sus aportes y orientacin.

M. Sc. Karen Linnete Pachano P., Ingeniera de Petrleos, co-directora del proyecto, por su gran colaboracin, orientacin, y amistad brindada durante este tiempo.

Ing. Ral Leonardo Triana A., Ingeniero de Petrleos ECOPETROL S.A., co-director del proyecto, por su orientacin, colaboracin, disposicin y amistad brindada durante este tiempo.

Al grupo de investigacin de Campos Maduros (UIS-ICP), por el apoyo y colaboracin prestado en este proceso, en especial al Ingeniero Rubn Hernn Castro.

Al la direccin del Campo Escuela Colorado por incentivar a la investigacin.

A la escuela de Ingeniera de Petrleos (UIS) y a toda su planta de profesores en la contribucin de mi crecimiento profesional.

A la Universidad Industrial de Santander por permitirme mi formacin profesional.

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TABLA DE CONTENIDO

Pg. INTRODUCCIN................................................................................................1

1. ANLISIS DE PRUEBAS DE PRESIN.......................................................3 1.1 GENERALIDADES DE UNA PRUEBA DE PRESIN ..................................3 1.2 CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE UNA PRUEBA DE PRESIN ........6 1.2.1 Almacenamiento ........................................................................................6 1.2.2 Factor dao o factor skin...........................................................................9 1.2.3 Regmenes de flujo .................................................................................14 1.2.4 Patrones de flujo .....................................................................................16 1.3 PRUEBAS DE TRANSIENTE DE PRESIN .............................................20 1.3.1 Prueba de restauracin de presin (Build-up test)..................................21 1.3.2 Prueba de declinacin de presin (Drawdown test)................................21 1.4 ANLISIS DE LA PRUEBA DE RESTAURACIN DE PRESIN (PBU)...23 1.4.1 Regin de tiempo temprano o inicial (ETR) ............................................26 1.4.2 Regin de tiempo medio (MTR) ...............................................................28 1.4.3 Regin de tiempo tardo o final (LTR) ......................................................31 1.5 ANLISIS DE LA PRUEBA DE DECLINACIN DE PRESIN (PDD) ......32 1.6 MTODOS DE ANLISIS DE PRUEBAS DE PRESIN...........................36 1.6.1 Mtodo de ajuste por curvas tipo ............................................................38 1.6.2 Mtodo de la derivada de la presin .......................................................39 1.6.3 Tcnica de sntesis directa de Tiab TDST ............................................45 1.6.4 Tcnica de convolucin y deconvolucin................................................46

2. CAMPO ESCUELA COLORADO................................................................47 2.1 GENERALIDADES DEL CAMPO COLORADO.........................................47 2.2 ESTUDIO DE PRESIONES DEL CAMPO COLORADO............................54

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3. AJUSTE DE LA CURVA DE PRESIN POR MEDIO DE MTODOS NUMRICOS....................................................................................................66 3.1 INTERPOLACIN.......................................................................................66 3.1.1 Interpolacin polinomial ..........................................................................67 3.1.2 Interpolacin segmentara o interpolacin por spline..............................74 3.1.3 Interpolacin por medio de curvas de Bzier ..........................................81 3.2 AJUSTE DE CURVA DE LAS PRUEBAS DE PRESIN...........................85

4. METODOLOGA PARA INTERPRETAR PRUEBAS DE PRESIN TOMADAS CON HERRAMIENTAS CONVENCIONALES ............................105 4.1 DESCRIPCIN DE LA METODOLOGA PROPUESTA ...........................105 4.2 APLICACIN DE LA METODOLOGA PARA EL CAMPO ESCUELA COLORADO ...................................................................................................117 4.3 ANLISIS DE PRUEBAS DE PRESIN APLICACIN CAMPO ESCUELA COLORADO ...................................................................................................131

CONCLUSIONES...........................................................................................163

RECOMENDACIONES...................................................................................164

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS ..............................................................165

BIBLIOGRFICA ...........................................................................................168

ANEXOS.........................................................................................................170

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LISTA DE FIGURAS

Pg. Figura 1. Almacenamiento en un pozo. ..............................................................7 Figura 2. Efecto del dao en la cara del pozo...................................................10 Figura 3. Flujo radial. ........................................................................................17 Figura 4. Flujo lineal..........................................................................................18 Figura 5. Flujo bilineal.......................................................................................19 Figura 6. Flujo esfrico. ....................................................................................20 Figura 7. Prueba de restauracin de presin (PBU). ........................................21 Figura 8. Prueba de declinacin de presin (PDD)...........................................22 Figura 9. Grfico de horner para una prueba PBU. ..........................................25 Figura 10. Regiones de tiempo de una prueba de restauracin de presin......25 Figura 11. Obtencin de parmetros en una curva de PBU. ............................26 Figura 12. Influencia tpica en forma de s alargada del almacenamiento.......27 Figura 13. Determinacin de P1hr. .....................................................................30 Figura 14. Determinacin de la presin original del yacimiento........................31 Figura 15. Regiones de una prueba de declinacin de presin. .......................33 Figura 16. Grfica cartesiana para una prueba de declinacin de presin. ......35 Figura 17. Prueba de declinacin de presin a tasa variable. ..........................36 Figura 18. Curva tipo de Bourdet. .....................................................................39 Figura 19. Grfico de la derivada de la presin. ...............................................40 Figura 20. Clculo de la derivada de la presin. ...............................................41 Figura 21. Diagnstico de la geometra de flujo en la grfica de la derivada de la presin. .........................................................................................................43 Figura 23. Localizacin campo Colorado..........................................................48 Figura 24. Columna estratigrfica del valle del Magdalena medio....................49 Figura 25. Estructura del campo Colorado. ......................................................50 Figura 26. Historia de produccin del campo Colorado. ...................................52 Figura 27. Facilidades actuales de produccin en el campo Colorado. ............53 Figura 28.Diferentes etapas que pueden ser asumidas como el inicio de la madurez de un campo. .....................................................................................55 Figura 29. Comportamiento de la presin de la zona B. ...................................61

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Figura 30. Comportamiento de la presin de la zona C....................................62 Figura 31. Mapa de presiones de la zona B del campo Colorado.....................63 Figura 32. Mapa de presiones de la zona C del campo Colorado. ...................64 Figura 33. Pruebas de restauracin de presin (PBU), en el campo Colorado.65 Figura 34. Funcin de interpolacin..................................................................67 Figura 35. Esquema grfico de interpolacion lineal. .........................................68 Figura 36. Representacin grfica recursiva de las diferencias divididas finitas. ...............................................................................................................72 Figura 37. Interpolacin segmentara lineal. .....................................................75 Figura 38. Interpolacin segmentara cuadrtica. .............................................77 Figura 39. Interpolacin segmentara cbica. ...................................................79 Figura 40. Curva de Bzier. ..............................................................................82 Figura 41. Curva cbica de Bzier....................................................................84 Figura 42. Herramienta de refinamiento de curva de presin, SPLINEPP........86 Figura 43. Datos originales de la prueba de presin........................................87 Figura 44. Obtencin del ajuste de curva de presin........................................88 Figura 45. Datos nuevos de la prueba de presin obtenidos por el ajuste de curva. ................................................................................................................88 Figura 46. Comportamiento de la curva refinada de presin. ...........................89 Figura 47. Prueba de restauracin de presin, PBU.........................................90 Figura 48. Prueba de descenso de presin, PDD.............................................91 Figura 49. Prueba de restauracin de presin refinada. ...................................91 Figura 50. Prueba de descenso de presin refinada. .......................................92 Figura 51. Grfico semilogartmico con datos originales de la prueba de presin. .............................................................................................................93 Figura 52. Grfico semilogartmico obtenido con el refinamiento de curva.......93 Figura 53. Grfico logartmico con los datos originales de la prueba de presin..........................................................................................................................94 Figura 54. Grfico logartmico obtenido con el refinamiento de curva. .............95 Figura 55. Grfico semilogartmico de una prueba de presin de campo.........96 Figura 56. Grfico semilogartmico de una prueba de presin de campo con refinamiento. .....................................................................................................96 Figura 57. Grfico logartmico de una prueba de presin de campo. ...............97

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Figura 58. Grfico logartmico de una prueba de presin de campo con refinamiento. .....................................................................................................97 Figura 59. Grfico semilogartmico de una prueba de presin de campo extensa. ............................................................................................................98 Figura 60. Grfico semilogartmico de una prueba de presin de campo extensa con refinamiento. ..............................................................................................99 Figura 61. Grfico logartmico de una prueba de presin de campo extensa...99 Figura 62. Grfico logartmico de una prueba de presin de campo extensa con refinamiento ....................................................................................................100 Figura 63. Grfico semilogartmico de una prueba de presin de campo extensa con refinamiento con menos datos respecto a los originales..........................101 Figura 64. Grfico logartmico de una prueba de presin de campo extensa con refinamiento con menos datos respecto a los originales. ...............................101 Figura 65. Grfico semilogartmico para un yacimiento naturalmente fracturado con datos originales. .......................................................................................102 Figura 66. Grfico semilogartmico para un yacimiento naturalmente fracturado con datos refinados.........................................................................................102 Figura 67. Grfico logartmico para un yacimiento naturalmente fracturado con datos originales...............................................................................................103 Figura 68. Grfico logartmico para un yacimiento naturalmente fracturado con datos refinados. ..............................................................................................103 Figura 69. Metodologa para interpretar pruebas de presin. .........................106 Figura 70. Ajuste de la curva de presin.........................................................108 Figura 71. Ingreso de data al software PanSystem. .......................................109 Figura 72. Grfico de coordenada cartesiana de la prueba de presin. .........110 Figura 73. Grfico de coordenada semilogartmica de la prueba de presin..110 Figura 74. Grfico de coordenada logartmica de la prueba de presin. ........111 Figura 75. Identificacin de regiones de los tiempos en el grfico semilogartmico...............................................................................................112 Figura 76. Obtencin de parmetros del yacimiento del grfico semilog ......113 Figura 77. Obtencin de parmetros del yacimiento del grfico logartmico...114 Figura 78. Modelo obtenido de la interpretacin de la prueba de presin. .....116 Figura 79. Estado mecnico del pozo Colorado 49. .......................................120 Figura 80. Historia de produccin del pozo Colorado 49. ...............................120 Figura 81. Curva de restauracin de presin del pozo Colorado 49. ..............122

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Figura 82. Adquisicin de datos de la prueba de presin para el pozo Colorado 49. ...................................................................................................122 Figura 83. Ingreso de datos de presin del pozo Colorado 49. ......................124 Figura 84. Ajuste de la curva de presin del pozo Colorado 49......................124 Figura 85. Grafic cartesiano del pozo Colorado 49.......................................126 Figura 86. Grafic semilogartmico del pozo Colorado 49. .............................127 Figura 87. Grafic logartmico del pozo Colorado 49......................................127 Figura 88. Interpretacin del grafic cartesiano del pozo Colorado 49. ..........128 Figura 89. Interpretacin del grafic semilogartmico del pozo Colorado 49. .129 Figura 90. Interpretacin del grafic logartmico de pozo Colorado 49...........130 Figura 91. Grfico cartesiano del pozo Colorado 30.......................................133 Figura 92. Grfico semilogartmico del pozo Colorado 30. .............................134 Figura 93. Grfico logartmico del pozo Colorado 30......................................134 Figura 94. Grfico de la derivada de presin primaria (DPP), del pozo Colorado 30. ...................................................................................................147 Figura 95. Grfico cartesiano del pozo Colorado 43.......................................140 Figura 96. Grfico semilogartmico del pozo Colorado 43. .............................137 Figura 97. Grfico logartmico del pozo Colorado 43......................................137 Figura 98. Grfico de la derivada primaria de presin (DPP), del pozo Colorado 43 ....................................................................................................138 Figura 99. Grfico cartesiano del pozo Colorado 11.......................................140 Figura 100. Grfico semilogartmico del pozo Colorado 11. ...........................140 Figura 101. Grfico logartmico del pozo Colorado 11....................................141 Figura 102. Grfico de la derivada primaria de la presin (DPP), del pozo Colorado 11. ...................................................................................................141 Figura 103. Grfico cartesiano del pozo Colorado 28.....................................143 Figura 104. Grfico semilogartmico del pozo Colorado 28. ...........................143 Figura 105. Grfico logartmico del pozo Colorado 28....................................144 Figura 106. Grfico de la derivada primaria de la presin (DPP), del pozo Colorado 28. ...................................................................................................144 Figura 107. Grfico cartesiano del pozo Colorado 33.....................................146 Figura 108. Grfico semilogartmico del pozo Colorado 33. ...........................146 Figura 109. Grfico logartmico del pozo Colorado 33....................................147

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Figura 110. Grfico de la derivada de presin primaria (DPP), del pozo Colorado 33. ...................................................................................................147 Figura 111. Grfico cartesiano del pozo Colorado 36.....................................148 Figura 112. Grfico semilogartmico del pozo Colorado 36. ...........................149 Figura 113. Grfico logartmico del pozo Colorado 36....................................149 Figura 114. Grfico de la derivada de presin primaria (DPP), del pozo Colorado 36. ...................................................................................................147 Figura 115. Grfico cartesiano del pozo Colorado 40.....................................151 Figura 116. Grfico semilogartmico del pozo Colorado 40. ...........................152 Figura 117. Grfico logartmico del pozo Colorado 40....................................152 Figura 118. Grfico de la derivada de presin primaria (DPP), del pozo Colorado 40. ...................................................................................................147 Figura 119. Grfico cartesiano del pozo Colorado 49.....................................154 Figura 120. Grfico semilogartmico del pozo Colorado 49. ...........................155 Figura 121. Grfico logartmico del pozo Colorado 49....................................155 Figura 122. Grfico de la derivada de presin primaria (DPP), del pozo Colorado 49. ...................................................................................................147 Figura 123. Grfico cartesiano del pozo Colorado 52.....................................157 Figura 124. Grfico semilogartmico del pozo Colorado 52. ...........................158 Figura 125. Grfico logartmico del pozo Colorado 52....................................158 Figura 126. Grfico de la derivada de presin primaria (DPP), del pozo Colorado 52. ...................................................................................................147 Figura 127. Grfico cartesiano del pozo Colorado 53.....................................160 Figura 128. Grfico semilogartmico del pozo Colorado 53. ...........................160 Figura 129. Grfico logartmico del pozo Colorado 53....................................161 Figura 130. Grfico de la derivada primaria de la presin (DPP), del pozo Colorado 53. ...................................................................................................161

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LISTA DE TABLAS

Pg. Tabla 1. Evolucin de las pruebas de presin. .................................................37 Tabla 2. Modelos de yacimiento. ......................................................................44 Tabla 3. Datos bsicos de propiedades de las arenas. ....................................51 Tabla 4. Datos bsicos del yacimiento..............................................................51 Tabla 5: Presiones de fondo de la zona B del campo Colorado. ......................58 Tabla 6: Presiones de fondo de la zona C del campo Colorado. ......................59 Tabla 7. Parmetros principales obtenidos del grfico semilogartmico. ........113 Tabla 8. Parmetros principales obtenidos del grfico logartmico. ................115 Tabla 9: Pruebas de restauracin de presin (PBU), realizadas en el campo Colorado. ........................................................................................................118 Tabla 10: Propiedades del yacimiento del campo Colorado. ..........................119 Tabla 11: Produccin antes del cierre para la prueba de presin del pozo Colorado 49. ...................................................................................................121 Tabla 12. Datos obtenidos de la curva de presin del pozo Colorado 49. ......123 Tabla 13. Datos nuevos de presin contra tiempo del pozo Colorado 49.......125 Tabla 14. Resultados del grafic cartesiano del pozo Colorado 49. ..............128 Tabla 15. Resultados del grafic semilogartmico del pozo Colorado 49........129 Tabla 16. Resultados del grafic logartmico del pozo Colorado 49. ..............130 Tabla 17. Resultados de las pruebas de presin de los pozos del campo Colorado, zona B. ...........................................................................................138 Tabla 18. Resultados de las pruebas de presin de los pozos de campo Colorado, zona C. ...........................................................................................162

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RESUMEN

TTULO: DESARROLLO DE UNA METODOLOGA PARA INTERPRETAR PRUEBAS DE PRESIN TOMADAS CON HERRAMIENTAS CONVENCIONALES. APLICACIN CAMPO COLORADO.1

AUTOR: FABIO RICARDO CORREA JAIMES2

PALABRAS CLAVES: Campos Maduros, Pruebas de presin, Refinamiento de curva de presin, Anlisis e interpretacin, Metodologa, Campo Colorado.

DESCRIPCIN

La alta demanda de hidrocarburos, los pocos hallazgos de yacimientos que suministren las suficientes reservas y la necesidad de aumentarlas, han hecho que las partes interesadas se enfoquen en campos maduros, lo cual hace necesario un estudio integrado de yacimientos para la reactivacin de estos campos; donde las pruebas de presin se convierten en una tcnica til, como indicador fundamental de productividad, durante la etapa de explotacin y produccin.

En la presente investigacin se desarroll una metodologa para interpretar las pruebas de presin de pozo tomadas con herramientas convencionales, por medio de tcnicas modernas de anlisis; centrndose el inters del estudio en los campos maduros; con el fin de identificar el modelo representativo del yacimiento y el mecanismo de produccin, caracterizar el flujo de fluidos, cuantificar el grado de almacenamiento y definir caractersticas petrofsicas.

Inicialmente, se realiz un estudio de ajuste de curva de las pruebas de presin, utilizando mtodos numricos por medio de la interpolacin tipo spline; obteniendo una suavizacin en la curva de los datos, presin contra tiempo, logrando as mejores resultados.

Posteriormente, se implement la metodologa utilizando el anlisis de Horner y la tcnica de la derivada de la presin, convirtindose sta en un procedimiento alternativo; usando los software especializados de pruebas de pozo, PanSystem y F.A.S.T. WellTest, para su respectiva interpretacin.

Finalmente, se realiz un estudio de presiones en el campo escuela Colorado, encontrndose pruebas de restauracin de presin (PBU) a partir de la informacin obtenida de los archivos de pozos. Estas pruebas se reinterpretaron con la metodologa implementada, mejorndose la descripcin de las propiedades del campo.

1 Trabajo de Grado.

2 Facultad de Ingenieras Fisicoqumicas. Programa de Ingeniera de Petrleos.

Director: M. Sc. SAMUEL FERNANDO MUOZ NAVARRO. Co-Director UIS: ING. KAREN L. PACHANO PELEZ. Co- Director ECOPETROL- ICP: ING. RAL LEONARDO TRIANA ALONSO.

ABSTRACT

TITLE: DEVELOPING A METHODOLOGY FOR WELL TESTING INTERPRETATION TAKEN WITH CONVENTIONAL TOOLS. APPLICATION: COLORADO FIELD.1

AUTHOR: FABIO RICARDO CORREA JAIMES2

KEY WORDS: Mature field, Well testing, Refining pressure curve, Analysis and interpretation, Methodology, Colorado Field.

DESCRIPTION

The actual hydrocarbons demand, the decreasing number of new reserves prospects and the need to increase this number, have been an important factor for the industry to focus on mature fields. An integrated reservoir study to reach reactivation of this kind of fields is necessary.

Well testing techniques becomes a useful tool as indicator of the productivity during exploration and production. In this work, a new instrument based on modern techniques for well testing interpretation by means of conventional tools, has been developed. Its objective is to identify a representative reservoir model, production mechanism, characterize fluids flow, quantify wellbore storage capacity and define petrophysics characteristics.

Initially, an analysis of the well testing curves adjustment was executed using numerical methods such as spine interpolation. Softness in the data curve pressure as function of time was obtained achieving better results.

Then, a new methodology was set subsequently by means of Horner analysis and the pressure derivate technique as alternative procedures. This procedure was obtained with specialized software such as PanSystem and F.A.S.T. WellTest for its respective interpretation.

Finally, using the new methodology a well testing study in Colorado School-Field was performed to the PBU test information. This methodology was implemented and the existent data was reinterpreted improving the description of the field properties.

1 Undergraduate Project.

2 Physiochemical Engineering College. Petroleum Engineering School. Director: M.SC. SAMUEL

FERNANDO MUOZ NAVARRO. Co-Director UIS: ING. KAREN L. PACHANO PELEZ. Co- Director ECOPETROL-ICP: ING. RAL LEONARDO TRIANA ALONSO.

INTRODUCCIN

La industria de los hidrocarburos est interesada en mantener la rentabilidad econmica en la vida productiva de los campos petroleros, cuando stos alcanzan la etapa de madurez, es decir, cuando han logrado su pico mximo de produccin y se encuentran en su etapa de declinacin continua. Por tal razn, hoy en da, se estn haciendo estudios geolgicos e ingenieriles de manera integral, que permitan conocer, analizar, interpretar y simular los procesos y fenmenos que ocurren en estos campos, con el fin de encontrar alternativas para aumentar la produccin.

Es el caso de este trabajo, donde se implement una metodologa para interpretar pruebas de presin tomadas con herramientas convencionales, utilizando tcnicas modernas que permiten mejorar las posibilidades de anlisis, proporcionando con mayor detalle la descripcin de las propiedades del yacimiento, lo que permite cuantificar el agotamiento, evaluar el soporte de la presin, como mecanismo de empuje, y obtener el mejor modelo del comportamiento del yacimiento; con miras a optimizar la produccin.

En la estructuracin de la metodologa se hizo un ajuste de curva de los datos, presin contra tiempo, de las pruebas de presin, utilizando mtodos numricos por medio de interpolaciones tipo spline; y se utiliz el anlisis de Horner y de la tcnica de la derivada de la presin, para su interpretacin, por medio de los grficos de coordenada cartesiana, semilogartmica y logartmica, usando los software especializados de pruebas de pozo, PanSystem y F.A.S.T. WellTest.

La aplicacin de esta metodologa se realiz en el campo escuela Colorado, reinterpretando las pruebas de restauracin de presin (PBU), encontradas en la informacin de los archivos de pozo (well files), logrndose mejorar el

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anlisis interpretativo de las curvas de presin, obteniendo as resultados ms apropiados de las propiedades petrofsicas del campo.

Adicionalmente, para una mejor apreciacin de este trabajo, se hizo un estudio del comportamiento histrico de la presin del campo Colorado, respecto a la variable tiempo, a partir de los datos de presiones de fondo de la formacin Mugrosa, zona B y C, encontradas en las pruebas de formacin de pozos, y adems se logr obtener una tendencia de estas presiones, en la estructura del campo.

Este trabajo, con la motivacin hacia el conocimiento de la Ingeniera; se espera que aporte algunos elementos del saber, en procura de fortalecer la investigacin del campo escuela Colorado, cumpliendo con los objetivos planteados por la Universidad Industrial de Santander.

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ANLISIS DE PRUEBAS DE PRESIN

1.1 GENERALIDADES DE UNA PRUEBA DE PRESIN

Una prueba de presin se define como las mediciones continuas de los cambios de presin en un pozo, causadas por la deplecin del yacimiento, bajo un mecanismo de flujo a un determinado tiempo. Las mediciones involucran el recorrido por el cual se trasmite la onda de presin, desde el mismo yacimiento, llegando a la cara del pozo, el cual sufre las alteraciones propias del dao de formacin, y finalmente en la tubera o casing experimenta el almacenamiento de fluidos. Este tipo de pruebas pueden realizarse en pozos cerrados o en pozo fluyendo1.

La prueba de presin diseada, ejecutada y analizada adecuadamente proporciona una idea de la capacidad del yacimiento para producir fluidos. A travs de un monitoreo de la respuesta a cambios de produccin y condiciones de yacimiento, se obtiene informacin acerca de la permeabilidad de la formacin, extensin del dao estimulacin de la formacin, presin, limites, y heterogeneidades de yacimiento. El anlisis de estas pruebas es semejante al anlisis del transiente de presin, debido a que en el yacimiento se miden las respuestas de los cambios de presin en periodos de prueba no muy extensos los cuales se obtienen por la variacin en la produccin o inyeccin de fluidos.

El objetivo principal de una prueba de presin es adquirir informacin acerca del pozo y yacimiento no disponible por otras tcnicas. Los objetivos se pueden clasificar dentro de dos categoras, la primera se refiere a la evaluacin, manejo y descripcin del yacimiento; y la segunda contempla la fase exploratoria, y desarrollo, teniendo en cuenta la adquisicin de los parmetros del yacimiento2.

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Primera categora:

En esta categora el objetivo de la prueba vara desde la simple identificacin de los fluidos de produccin y de la capacidad de entrega del yacimiento hasta la caracterizacin compleja del mismo. Los parmetros ms importantes son:

Evaluacin de yacimiento: para tomar una decisin de cmo producir de una forma ms ptima, es necesario conocer la capacidad de aporte, propiedades y tamao del yacimiento, para as determinar conductividad de la formacin, kh, (producto de la permeabilidad y espesor), presin inicial y lmites de yacimiento. Algunas veces las muestras de los fluidos y las propiedades fsicas pueden ser medidas en el laboratorio.

El anlisis del lmite del yacimiento permite determinar la cantidad de fluidos presentes en el yacimiento, el cual puede ser aceite, gas, agua, vapor, etc., y estimar si los lmites del yacimiento son cerrados o abiertos, con soporte de acufero, o libre en superficie.

Manejo de yacimiento: durante la vida del yacimiento se quiere monitorear el rendimiento y la condicin de los pozos. Para esto, es til registrar los cambios en la presin promedio del yacimiento lo cual tambin se puede utilizar para refinar o pronosticar el rendimiento futuro. Por medio del monitoreo de las condiciones de los pozos, es posible identificar candidatos para workover o estimulacin. En circunstancias especiales, tambin se puede observar el movimiento del frente de fluidos dentro del yacimiento, as como inyeccin de agua, gas, vapor o combustin in-situ. Con el conocimiento de la localizacin del frente se puede evaluar la efectividad del proceso de desplazamiento y pronosticar un rendimiento continuo.

Descripcin de yacimiento: la presentacin de las formaciones geolgicas de yacimientos de aceite, gas, agua y geotermales, son complejas y muchas contienen diferentes tipos de roca, interfaces estratigrficas, fallas,

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barreras y frentes de fluido. Algunas de esas fallas tienen influencia en la conducta de la presin transiente, como tambin afecta el rendimiento del yacimiento. Es posible usar el anlisis de pruebas de presin con el objeto de describir el yacimiento y as ser una ayuda para el pronstico del rendimiento. A dems, la caracterizacin del yacimiento puede ser til en el desarrollo del plan de produccin.

Segunda categora

En esta categora, la razn ms importante para realizar una prueba es que los datos recolectados en ellas son esenciales para el anlisis y el mejoramiento del comportamiento del yacimiento.

Los datos de presin cuando se combinan con datos de produccin de petrleo y agua, y con datos de laboratorio de propiedades de las rocas y de los fluidos, constituyen un medio para estimar el petrleo original in situ y el petrleo que puede ser esperado del yacimiento bajo diversas formas de produccin. Esto se realiza a partir de la fase exploratoria, donde se prueba la existencia de hidrocarburos, de igual forma se determinar el tipo de fluido de yacimiento, presin inicial, temperatura, permeabilidad de la formacion, dao de formacin cercana al pozo (factor skin), ndice de productividad del pozo (IP), heterogeneidades, discontinuidades, fallas, barreras de no flujo.

Despus en la fase de desarrollo se confirma la presencia de hidrocarburos en el yacimiento, se toman muestras de fluido de yacimiento y finalmente se evala la eficiencia del completamiento y la evolucin con el tiempo de la productividad del pozo, factor skin, presin promedio de yacimiento.

En general, las diversas caractersticas y parmetros de un yacimiento que se pueden determinar de los datos por una prueba de presin son:

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Identificacin del tipo de yacimiento (homogneo, fracturado, doble porosidad, doble permeabilidad, entre otros).

Clculo de la presin promedio en el rea de drenaje. Determinacin del dao o estimulacin en un pozo. Deteccin de tipo y forma de las heterogeneidades. Determinacin del grado de comunicacin entre dos zonas. Estimacin del volumen poroso de un yacimiento. Estimacin de los parmetros de sistemas con barreras permeables. Identificacin de los pozos con estratigrafa no homognea. Identificar presencia de capas de gas. Identificar represurizacin del yacimiento. Determinar la turbulencia en pozos de gas. Evaluacin de proyectos de fracturamiento. Anlisis de sistemas con flujo cruzado y zonas ladronas. Anlisis de los esquemas de flujo en un yacimiento. Evaluacin de cambios en el mecanismo de produccin. Evaluacin de proyectos de recobro. Justificacin para nuevos proyectos de desarrollo.

1.2 CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE UNA PRUEBA DE PRESIN

1.2.1 Almacenamiento1

El almacenamiento esta definido como la acumulacin de una columna de fluido en la cara del pozo, ocasionado por el cierre de un pozo productor o inyector. Dicha columna es sostenida por la presin del yacimiento a una altura de equilibrio mientras el pozo est cerrado. El cierre del pozo se hace accionando una vlvula para control de caudal localizada en cabeza de pozo o en la lnea de flujo, como se ilustra en la figura 1.

7

Figura 1. Almacenamiento en un pozo.

Fuente: Well Test Interpretation, Schlumberger 2002

En el caso de un pozo productor, si este es abierto nuevamente, se puede observar que inicialmente toda la tasa obtenida en superficie es aportada por la cara del pozo al descomprimirse los fluidos contenidos en el. Mientras ocurre esto, la formacin no est fluyendo nada a la produccin, sin embargo, con el paso del tiempo la tasa en superficie tiende a estabilizarse a medida que la formacin empieza a aportar, hasta constituir el total de la tasa de produccin, en ese momento, la columna alcanza un valor constante que se denomina constante o coeficiente de almacenamiento.

De esta manera el efecto del almacenamiento se manifiesta cuando en el fondo del pozo, el flujo desde la formacin a la cara del pozo es variable, a medida que se descomprimen los fluidos contenidos en este ltimo, y no es apreciable en superficie puesto que all la tasa parece constante. Por consiguiente, la

8

presencia de tal acumulacin en la cara del pozo ocasiona ciertas dificultades que afectan la realizacin y anlisis de las pruebas de presin, debido a la distorsin que provocan sobre los datos inciales de la prueba. Los efectos pueden darse de dos maneras: por expansin de fluidos o por un nivel de lquido variable

El coeficiente o constante de almacenamiento mencionado anteriormente, es el parmetro que se utiliza para cuantificar el efecto del fluido acumulado, se denota como Cs (bbl/psi) y por definicin es el volumen de fluido (V) que la cara del pozo aportar durante la produccin debido a una cada de presin unitaria (P) y se escribe:

PVCs

= ...................(1)

En el caso de una prueba de restauracin de presin se acostumbra denominar al almacenamiento, postflujo y en el caso de una prueba de descenso de presin, descarga o vaciamiento.

El coeficiente de almacenamiento se puede calcular, bien sea matemticamente por balance de masa o evaluando las condiciones en el la cara del pozo o grficamente aplicando tcnicas de macheo, curvas tipo.

Por balance de masa se obtiene:

ggAC cwbs 615.5

144= .........(2)

Donde: Awb = rea transversal del pozo, pies2 = Densidad del fluido en la cara del pozo, lb/pie3

9

dtdP

BCqq wssf += ....... (3)

Introduciendo las variables adimensionales PD y tD y considerando el caso para el cual qi q, se llega:

D

DsDisf dt

dPCqqq = ............. (4)

Cuando la produccin es a tasa constante, es decir qi = q, la modificacin de la ecuacin resulta en:

D

DsDsf dt

dPCq = 1 . (5)

Evaluando las condiciones de la cara del pozo (compresibilidad), se puede aplicar la siguiente ecuacin

wbwbs cvC = .. (6)

Donde Vwb = Volumen de la cara del pozo abierto a la formacin. (Bls) cwb = Compresibilidad del fluido almacenado en la cara del pozo (psi-1)

1.2.2 Factor Dao o Factor Skin1

El factor dao o skin est relacionado con la presencia de una zona de permeabilidad alterada cerca de la cara del pozo, debido a la invasin de filtrado del lodo o cemento durante la perforacin o el completamiento, o por alguna estimulacin.

10

La importancia de la presencia de la zona de permeabilidad alterada se debe a los efectos que ejerce sobre los datos de presin recolectados durante la prueba y sobre la capacidad de produccin del yacimiento como se ilustra en la figura 2.

Figura 2. Efecto del dao en la cara del pozo.

Fuente: Golan M., Well Performance, Prentice Hall, Englewoods Cliffs, NJ, Second Edition 1991.

El primero de los efectos est relacionado con el proceso de transmisin de presin en el yacimiento, el cual no es uniforme debido a la presencia de heterogeneidades aisladas. Si el yacimiento se considera como un todo, las heterogeneidades no afectan crticamente la presin excepto si se encuentran localizadas cerca de la cara del pozo.

La permeabilidad en la zona alterada puede ser tan baja que la cada de presin a travs de ella puede llegar a ser crtica para la presin del yacimiento y, por consiguiente para la produccin.

Matemticamente, el factor skin puede interpretarse como un factor de dao positivo, indica una restriccin al flujo, por ejemplo dao en la cara del pozo; y

11

un factor de dao negativo indica estimulacin; entre mayor sea el valor absoluto del factor de dao, la estimulacin es ms efectiva.

Los valores del dao pueden ser interpretados para caracterizar fsicamente la cara del pozo, mediante los siguientes conceptos:

Estimacin de radio de pozo: el radio efectivo del pozo es le menor radio que el pozo aparente tiene debido a la reduccin en la permeabilidad causada por el dao.

s

wwa err2

= . (7)

Clculo de la cada de presin adicional cerca a la cara del pozo (figura 3): La cada de presin de dicha zona esta descrita por la ecuacin de flujo radial en estado estable.

)0(Re == salwf PPP .. (8)

)869.0(6.1622.141 skh

qBs

khqBPs

== ... (9)

Donde s esta definido en trminos de las propiedades de la zona de permeabilidad alterada uniforme, ks y de radio rs.

=

w

s

s r

rLnkkS 1 . (10)

La ecuacin anterior suministra alguna idea en el significado fsico del signo del factor dao. Si un pozo esta daado (ks < k), ser positivo y mayor el contraste entre ks y k, y a mayor profundidad en la formacin el dao aumenta y s toma un mayor valor numrico, y si un pozo est estimulado

12

(ks > k) ser negativo, y ms profunda la estimulacin, ms grande el valor numrico de s.

Clculo de le eficiencia de flujo: la eficiencia de flujo es la relacin entre ndice de productividad observado y el ideal.

wf

swf

wf

swf

ideal

rreal

PPPPP

PPPPP

JJ

E

=

==

*

*

(11)

Donde P* es la presin extrapolada en el grfico de Horner y la cual puede ser reemplazado por P , si el sistema ultima se conoce.

Efecto del intervalo parcialmente perforado3

Este efecto se presenta cuando el intervalo completado es menor que el espesor total de la formacin, la cada de presin cerca al pozo se incrementa y el factor de dao aparente aumenta en sentido positivo.

El skin total en una prueba de pozo consta de dos partes: skin verdadero mas pseudo-skin. El pseudo-skin tambin se lo conoce como skin aparente.

pseudoverdaderototal SSS += . (12)

El skin verdadero es debido al dao actual de la formacin y la incompatibilidad de la formacin con la filtracin de los fluidos de perforacin, como tambin este skin es causado por un cambio actual en la permeabilidad de la formacin.

El pseudo-skin es el que resulta de la penetracin parcial o densidad insuficiente de perforacin.

13

En una revisin de tecnologa sobre esta rea, Saidikowski4 encontr que el factor de dao total, s, determinado de una prueba transitoria de presin, est relacionado al factor de dao verdadero, sd, causado por el dao a la formacin y al factor de dao aparente, sp, causado por un intervalo incompletamente perforado. La relacin entre estos factores de dao es,

pdp

t sshh

s += .. (13)

Donde ht es el espesor total del intervalo y hp es el intervalo perforado.

Saidikowski tambin verific que sp, se puede determinar de la ecuacin:

= 2ln1

V

H

w

t

p

tp K

Kr

hhh

s (14)

Donde kH es la permeabilidad horizontal y kV es la permeabilidad vertical.

Nitters et al5, encontraron que el factor de dao total, stot, esta determinado por:

)( sizeperfgraveldevturbperftotdam sssssss ++++= . (15)

Donde:

stot: factor skin total (skin Horner). sdam: dao de formacin. sperf: dao por perforaciones (densidad de tiros). sturb: dao por turbulencia (no Darcy). sdev: dao por desviacin del pozo. sgravel: dao de por empaquetamiento. sperf-size: dao por perforaciones pequeas.

14

Golan6 encontr que el factor de dao total, s, esta determinado por:

)/()/( ptaptpdpGc hhshhsssss ++++= ... (16)

Donde: sc: dao por penetracin parcial y entrada. sG: dao en perforaciones empaquetadas. sdp: dao por ruptura de granos. sp: dao por caoneo. sa: dao de formacin.

En general el factor dao esta dado por un dao mecnico asociado al completamiento, dao aparente relacionado con el flujo de fluidos (permeabilidades relativas y flujo no Darcy) y dao matricial de la roca relacionado al dao de la formacin.

1.2.3 Regmenes de flujo1

Los regmenes de flujo describen cmo el desplazamiento de los fluidos de un yacimiento, a travs de un medio poroso, est relacionado directamente con la interaccin entre ellos, con sus propiedades y con las de la roca porosa.

Los regmenes de flujo se agrupan en:

Periodo de flujo transitorio: este rgimen de flujo se presenta desde el inicio de la produccin en los pozos hasta que la perturbacin en la presin, originada por la tasa de flujo, alcance los lmites del yacimiento.

En este periodo, el yacimiento se considera actuando como infinito y mientras la onda de presin no alcance los lmites ni las fronteras, la

15

produccin ser por expansin de los fluidos internos y por contraccin del volumen poroso.

El periodo transitorio puede implantarse a presin terminal constante y a tasas variables, o a tasa terminal constante y a presin variable en el sistema de produccin.

Periodo de flujo semitransitorio: se considera como un periodo de ajuste, entre el periodo transitorio y otro rgimen de flujo, durante el cual las condiciones logran estabilizarse definiendo el nuevo rgimen.

Este periodo existe para condiciones donde la presin declina linealmente con el tiempo o en proporcin directa al agotamiento del yacimiento. La compresibilidad de la zona alcanza un punto de limites de no flujo (yacimiento cerrado bajo produccin).

Periodo de flujo estable: este rgimen se manifiesta principalmente en yacimientos no volumtricos, lo cual implica entrada de fluidos por la frontera del yacimiento. La tasa de entrada de fluido en l, ir aumentando hasta igualar la tasa de descarga en la cara del pozo. La presin, mientras tanto, ir disminuyendo hasta que las tasas de flujo del pozo e influjo a travs de las fronteras sean iguales. Como efecto el valor de la presin y de sus gradientes permanecern invariables en cada distancia radial que se midan; si la tasa de produccin se cambia, el yacimiento empezar un nuevo ciclo de estabilizacin hasta que sea necesario cambiar a una nueva tasa. Matemticamente la ley que gobierna este patrn es la Ley de Darcy:

dLdpKAQ

= (17)

16

Periodo de flujo inestable: este rgimen es tpico de los yacimientos que producen por gas en solucin y se manifiesta en yacimientos volumtricos cuando se trata de mantener la presin constante y la tasa variable mediante mecanismos de control de la produccin.

A pesar del control, la presin seguir disminuyendo en el lmite del yacimiento al no haber entrada de fluidos y tender a ser igual a la presin de produccin. La tasa, mientras tanto, variar disminuyendo y tender a cero a medida que las presiones se igualan.

Cuando se alcance el lmite econmico ser necesario implantar un nuevo valor de presin o recurrir a un sistema de levantamiento artificial, si el pozo no tiene ms energa para levantar los fluidos.

Periodo de flujo pseudo-estable: este periodo manifiesta cuando las fronteras de un yacimiento volumtrico empiezan a afectar la distribucin de presiones, de tal manera que el yacimiento ya no acta como infinito.

En este rgimen de flujo la tasa de produccin en el yacimiento permanece casi constante y la presin desciende con el transcurrir del tiempo. En cualquier distancia radial el caudal y el gradiente de presin deben ser constantes para que se ajuste al patrn

1.2.4 Patrones de flujo1

Los patrones de flujo sirven para explicar cmo es el desplazamiento de los fluidos en el yacimiento y cerca de la cara del pozo. La identificacin de los patrones de flujo es muy importante porque permiten calcular los parmetros de descripcin y las propiedades, de la cara del pozo y del yacimiento.

17

Generalmente el diagnstico de los patrones de flujo se hace en la grfica logartmica de la derivada de la presin (Bourdet), por medio de ajuste de diferentes lneas de pendiente fija. Tambin, existen grficas especficas en las cuales se pueden identificar comportamientos lineales de los datos, indicando los patrones de flujo presente.

Entre los patrones de flujo se encuentran:

Flujo radial: este tipo de patrn flujo se presenta cuando el pozo penetra totalmente la zona productora y cuando el intervalo productor ha sido perforado uniformemente.

El pozo debe estar localizado en un yacimiento infinito o finito, si en este ltimo los lmites no han sido detectados por la perturbacin de presin originada por la produccin o inyeccin de fluidos.

Todas las lneas de flujo convergen cilndricamente alrededor del eje del pozo y su densidad aumenta a medida que van alcanzando la cara de la arena como se ilustra en la figura 3.

Figura 3. Flujo Radial.

Fuente: Well Test Interpretation, Schlumberger 2002.

18

En una grfica de, Presin vs. Log tiempo (t), se puede deducir si existe flujo radial si los datos correspondientes a los tiempos medios exhiben un comportamiento de lnea recta.

Flujo lineal: este tipo de patrn de flujo se presenta en pozos y yacimientos naturalmente o hidrulicamente fracturados. Aunque el flujo lineal puede ocurrir desde la matriz a la fractura y desde la fractura al borde de la cara del pozo, el trmino patrn lineal se aplica especficamente a fracturas de conductividad infinita, en las cuales el factor dominante del movimiento de los fluidos hacia el pozo es el caudal desde la matriz a la fractura como se ilustra en la figura 4. En este caso la cada de presin dentro de la fractura se considera insignificante.

Figura 4. Flujo lineal.


Este patrn de flujo tambin puede presentarse en arenas de forma lenticular, en pozos horizontales y en pozos que se encuentran en canales (depositacin fluvial).

En una grfica de Presin vs. Log t , se puede distinguir en los tiempos tempranos si los datos exhiben un comportamiento lineal.

19

Flujo bilineal: este tipo de patrn de flujo se da en pozos fracturados con conductividad finita, en el cual dos flujos lineales se superponen: el flujo de la matriz a la fractura y el de la fractura len la cara del pozo como se ilustra en la figura 5. El flujo bilineal se distingue porque el flujo en el medio de alta permeabilidad es incompresible y en el de baja permeabilidad es compresible, y porque no existen efectos de frontera sobre l.

Figura 5. Flujo Bilineal.


El patrn de flujo bilineal tiene sus principales aplicaciones en pozos fracturados, en pozos horizontales y en yacimientos con canales de flujo.

En una grfica de Presin vs. Log 4 t , se puede identificar en los tiempos tempranos si los datos describen un comportamiento lineal.

Flujo esfrico: este tipo de patrn de flujo se presenta en yacimientos con zonas productoras parcialmente penetradas o con intervalos productores caoneados de manera no uniforme. Tambin se presenta en pozos en los cuales se toman registros con un multiprobador de formacin (RFT) y cuando existe una fractura limitada con transmisibilidad creciente.

20

Las lneas de flujo, debido al movimiento de los fluidos, son radiales y convergen alrededor del pozo de manera esfrica, como se ilustra en la figura 6.

Figura 6. Flujo Esfrico.


En una grfica de Presin vs. Log t/1 , se puede distinguir en la zona de transicin entre los tiempos tempranos y los medios, cuando los datos exhiben un comportamiento lineal.

1.3 PRUEBAS DE TRANSIENTE DE PRESIN7

El anlisis del transiente de presin se utiliza para analizar, mejorar y predecir el comportamiento de un yacimiento y consiste bsicamente en medir las variaciones de presin en uno o varios pozos y hallar las propiedades petrofsicas de la roca y los fluidos del yacimiento, tales como: el coeficiente de almacenamiento, la permeabilidad, el volumen poroso y la presin promedia, entre otros.

Las principales pruebas de transiente de presin es la prueba de restauracin (Build-up test) y la prueba de declinacin (Drawdown test).

21

1.3.1 Prueba de restauracin de presin (Build-up test)

Bsicamente, la prueba es llevada a cabo poniendo a producir un pozo a caudal constante por algn tiempo y cerrndolo despus (usualmente en superficie), ocasionando un aumento en la presin dentro del pozo, el cual es registrada comnmente en el fondo del pozo en funcin del tiempo como se ilustra en la figura 7.

Frecuentemente, a partir de la prueba de restauracin de presin, es posible estimar la permeabilidad de la formacin, la presin actual en el rea de drenaje, caracterizar dao o estimulacin y determinar lmites o heterogeneidades en el yacimiento.

Figura 7. Prueba de restauracin de presin (PBU).

Fuente: Software F.A.S.T Welltest.

1.3.2 Prueba de declinacin de presin (Drawdown test)

Estas pruebas son realizadas con el pozo en flujo estable y abierto a caudal constante, su duracin es variable, (desde unas pocas horas hasta varios das)

22

dependiendo del objetivo de la prueba y las caractersticas de la formacin como se ilustra en la figura 8.

Figura 8. Prueba de declinacin de presin (PDD).


Los objetivos de la prueba de declinacin de presin generalmente incluyen estimar permeabilidad, factor skin y en ocasiones, volumen de yacimiento.

Estas pruebas son aplicables particularmente a pozos nuevos, pozos que han sido cerrados lo suficiente para alcanzar que la presin se estabilice y pozos en los cuales no es econmicamente viable realizar una prueba de restauracin de presin. Los pozos exploratorios son candidatos frecuentes para largas pruebas de cada de presin, con un objetivo comn de determinar el volumen mnimo o total que est siendo drenado por el pozo.

Una variacin de esta prueba, es la conocida como: Drawdown extendida (Extended Drawdown) y sirve para definir los lmites del yacimiento y/o el rea

23

de drenaje de un pozo, as como para estimar volmenes iniciales de produccin.

1.4 ANLISIS DE LA PRUEBA DE RESTAURACIN DE PRESIN (PBU)3

El anlisis de la prueba de restauracin de presin se basa ampliamente en un procedimiento grfico sugerido por Horner8, el cual para desarrollar su mtodo se baso en la suposicin de una prueba ideal, donde el yacimiento acta como infinito, homogneo e istropo que contiene un fluido en una sola fase, ligeramente compresible y con propiedades constantes, cualquier dao o estimulacin se considera concentrado en la cara del pozo y al instante del cierre el flujo dentro del pozo cesa totalmente.

Para la prueba de restauracin de presin, la presin de cierre en el fondo del pozo puede expresarse usando el principio de superposicin para un pozo que inicialmente produce a una tasa q constante hasta un tiempo tp y luego cerrado por tiempo t. (Ver figura 8).

En cualquier tiempo del cierre se tiene:

s

ttkrc

khBqq70.6 - s

tkrc

khqB70.6 - = PP wtwti ws 2)(

1688ln)(2)(1688ln

1

212

2 (18)

Si, q1 = q = Constante t = tp + t q2 = 0 t1 = tp q1 - q2 = -q t - t1 = t - tp = t.

Luego,

+ s

tkrc

khBq70.6 - s

ttkrc

khqB70.6 - = PP wt

p

wti ws 2

1688ln)(2)(1688ln

21

2 . (19)

24

Simplificando,

+

t

tt

khqB70.6 - P= P piws

)(ln (20)

Cambiando la funcin logartmica,

+

t

tt

khqB

- P= Pp

iws)(

log6.162 (21)

La forma de la ecuacin indica que la presin de cierre en el fondo, Pws, registrada durante una prueba de restauracin de presin es funcin lineal del log [(tp+t)/t]. Adems, la pendiente m de esta lnea recta ser,

khqB162.6- = m

.. (22)

Segn la ecuacin, la pendiente es negativa pero la practica para efectos de anlisis y evitar confusiones, se puede utilizar el valor absoluto de m.

La ecuacin (22) se conoce como Ecuacin de Horner y describe una lnea recta para todos los tiempos en una prueba de restauracin de presin (PBU) ideal.

La prctica convencional en la industria es graficar Pws vs. Log [(tp+t)/t] (tiempo de Horner) sobre papel semilogartmico con los valores de (tp+t)/t decreciendo de izquierda a derecha llamado grfico de Horner, como se ilustra en la figura 9.

La curva descrita por los datos en el grafic de Horner, aplicando el concepto de radio de investigacin, se puede dividir la prueba de restauracin de presin en tres regiones, una regin de tiempo temprano o inicial, durante el cual la onda de presin se est moviendo a travs de la parte de la formacin ms

25

cercana al pozo; una regin de tiempo medio, durante el cual la onda de presin viaja ms all de la regin cercana al pozo y dentro de toda la formacin neta; y una regin de tiempo tardo o final, en el cual el radio de investigacin ha alcanzado los lmites de drenaje del pozo, como se ilustra la figura 10.

Figura 9. Grfico de Horner para una prueba PBU.

Fuente: Anlisis moderno de presiones de pozos, Ph.D. Freddy H. Escobar.

Figura 10. Regiones de tiempo de una prueba de restauracin de presin.

Fuente: LEE John., Well Testing, Society of Petroleum Engineers of AIME.

26

Mediante el anlisis de la prueba es posible obtener los siguientes parmetros: efectos y duracin del postflujo, determinacin de la permeabilidad, dao o estimulacin del pozo, presin en el yacimiento y prueba de los lmites del yacimiento. En la figura 11, se puede apreciar a partir de qu regin se puede obtener la anterior informacin.

Figura 11. Obtencin de parmetros en una curva de PBU.

Fuente: LEE John., Well Testing, Society of Petroleum Engineers of AIM

A continuacin se muestra en forma general el estudio de las regiones de tiempo de la prueba de restauracin de presin, con los respectivos parmetros obtenidos en estas regiones.

1.4.1 Regin de tiempo temprano o inicial (ETR)

En est regin la onda de presin causada por el cierre atraviesa la permeabilidad alterada, y no se puede esperar una pendiente de lnea recta que est relacionada con la permeabilidad de la formacin. Es posible obtener una lnea recta todo el tiempo para un pozo daado, nicamente cuando el dao est concentrado en una zona muy delgada en la cara de la arena.

27

Despus del cierre en superficie viene un periodo de almacenamiento en el pozo, postflujo, comprime los fluidos en el pozo, donde la tasa no cambia abruptamente a cero al cerrar el pozo sino que va disminuyendo gradualmente.

El punto en el cual desaparece la distorsin de los datos de restauracin de presin debido al postflujo es el punto donde usualmente termina la regin de tiempo temprano o inicial.

Determinacin de los efectos y duracin del postflujo

El postflujo se observa sobre un grfico de la prueba de restauracin de presin en forma de S en los tiempos tempranos como se ilustra en la figura 12. En algunas pruebas, partes de esta forma de S pueden estar ausente en el rango de tiempo durante el cual se han registrado los datos, por ejemplo, los datos antes del tiempo A pueden estar ausentes, o los datos para tiempos mayores que el tiempo B pueden no aparecer. As la sola forma de la curva de la prueba de restauracin no es suficiente para determinar la presencia o ausencia del postflujo, esto es solamente un indicio que algunas seala la presencia del postflujo.

Figura 12. Influencia tpica en forma de s alargada del almacenamiento.


28

Mediante la grfica de Horner el anlisis puede saber si hay o no postflujo durante la prueba, pero no puede establecer cuantitativamente el valor de la constante de almacenamiento ni con precisin el fin de sus efectos, por lo que es necesario recurrir a las curvas tipo.

Si se conoce la constante de almacenamiento y el dao, el fin de los efectos del postflujo se puede usar las siguientes relaciones empricas que marcan el final de la distorsin debido al almacenamiento en el pozo.

sdD CSt )5.360( + (23)

SsdD eCt

14.050 . (24)

)/(170000 14.0

kheC

tS

swbs (25)

1.4.2 Regin de tiempo medio (MTR)

En esta regin el radio de investigacin se ha movido ms all de la influencia de la zona alterada cerca al pozo probado, y cuando ha cesado la distorsin de los datos de la prueba de restauracin de presin debido al postflujo, usualmente se observa la lnea recta ideal cuya pendiente est relacionada con la permeabilidad de la formacin.

Esta lnea recta ordinariamente continuar hasta que el radio de investigacin alcance uno o ms lmites del yacimiento, heterogeneidades masivas o un contacto fluido/fluido.

El anlisis de una prueba de restauracin de presin usando el mtodo de Horner, requiere que se identifique esta lnea de tiempo medio y que, en particular, no se confunda con una de las lneas rectas falsas que se

29

desarrollan en las regiones de los tiempos temprano y tardo de la prueba. La determinacin de la permeabilidad del yacimiento y el factor de dao, depende del reconocimiento de la lnea de tiempo medio, adems la estimacin de la presin promedio del rea de drenaje para un pozo en un campo desarrollado requiere que esta lnea est definida.

Determinacin de la permeabilidad

La determinacin de la permeabilidad de la formacin se obtiene de la pendiente de la lnea de la regin de tiempo medio, MTR, como se ve en figura 11, utilizando la ecuacin (22).

El anlisis de la regin de tiempo medio, MTR, es til para calcular la permeabilidad promedio, kJ, a partir de los datos obtenidos en una prueba de ascenso, la cual es vlida nicamente si se alcanza el estado pseudos-estable durante el periodo de produccin a partir de la siguiente ecuacin.

( ))(

43/ln2.141

wf

we

j PPh

rrqBk

=

... (26)

Para un pozo que no est ni daado ni estimulado, kJ, deber ser igual a la permeabilidad de la formacin, k, determinada de la pendiente de la regin de tiempo medio, MTR, para un pozo daado, kJ < k y para un pozo estimulado, kJ > k.

Determinacin del dao o estimulacin en el pozo

Los datos disponibles de la prueba para hacer una estimacin cuantitativa del dao o estimulacin en un pozo se basa en el grfico de Horner, el cual

30

consiste en calcular el factor skin y traducirlo en explicaciones fsicas bien sea de lo que pas en la zona cercana a la cara del pozo durante la prueba o del estado del pozo al realizar la prueba.

El dao se puede calcular una vez se haya identificado la regin de tiempo medio, MTR, y se haya calculado la permeabilidad de la formacin con la siguiente ecuacin:

( )

rc

Km

PP = S

wt

wfhr

+

23.3log151.1 21

(27)

Donde P1hr es el valor de Pws al tiempo de cierre t de 1hora sobre la lnea de tiempo medio o su extrapolacin como se ilustra en la figura 13. No es posible calcular el factor de dao hasta que la lnea de tiempo medio haya sido establecida debido a que los valores de k, m y P1hr, se determinan a partir de esta.

Figura 13. Determinacin de P1hr.


31

1.4.3 Regin de tiempo tardo o final (LTR)

En esta regin transcurrido un tiempo suficiente, el radio de investigacin eventualmente alcanzar los lmites de drenaje de un pozo. En esta regin de tiempo tardo el comportamiento de la presin est influenciado por la configuracin del lmite, interferencia de pozos cercanos, heterogeneidades significantes del yacimiento y contactos fluido/fluido.

Determinacin de la presin en la formacin

La presin original del yacimiento Pi, se determina simplemente identificando la lnea de tiempo medio, MTR, se extrapola al tiempo de cierre infinito, (tp+t)/ t = 1, y se lee la presin, la cual es la presin original del yacimiento, como se ilustra en la figura 14.

Figura 14. Determinacin de la presin original del yacimiento.


Esta tcnica es posible nicamente para un pozo en un yacimiento nuevo, es decir, uno en el cual ha habido un despreciable agotamiento de la presin,

32

estrictamente hablando, esto es vlido solo para pruebas en las cuales el radio de investigacin no encuentra ningn lmite del yacimiento durante la produccin.

En un yacimiento con uno o ms lmites relativamente cerca al pozo probado y encontrado por el radio de investigacin durante el periodo de produccin, la lnea de tiempo tardo es la que debe ser extrapolada.

Para un pozo en un yacimiento en el cual ha habido algn agotamiento parcial de la presin, no se obtiene un clculo de la presin original del yacimiento de la extrapolacin de una curva de restauracin de presin. Usualmente el objetivo es determinar la presin promedio del rea de drenaje del pozo; a esta presin se llama presin esttica del rea de drenaje.

1.5 ANLISIS DE LA PRUEBA DE DECLINACIN DE PRESIN (PDD)3

La prueba de declinacin de presin se realiza en pozos nuevos, en pozos cerrados por un tiempo lo suficiente largo como para que la presin se estabilice, y en pozos de produccin.

El mtodo de anlisis de la prueba de declinacin de presin, es muy similar al de Horner, siendo el aspecto ms importante la determinacin de la lnea recta semilogartmica en la regin de tiempo medio, MTR, en una grfica de, presin contra logaritmo del tiempo.

El anlisis de las pruebas de declinacin o descenso, PDD, parte de la ecuacin ideal que modela una prueba a tasa constante en un yacimiento infinito. Dicha ecuacin incluye la aproximacin logartmica para la solucin Ei y sugiere que el comportamiento de los datos en su respectiva grfica es lineal.

33

skt

rc

khqB

.6 P= P wtiwf 869.01688log162

2

+

. . (28)

Sin embargo, en la prctica esta ecuacin no describe lo que realmente pasa en las pruebas de declinacin de presin, PDD, ya que la forma de la curva obtenida a partir de los datos recolectados durante la prueba se ve afectada por el almacenamiento o vaciamiento, por la presencia de una zona de permeabilidad alterada y por los efectos de las fronteras o heterogeneidades del yacimiento.

La grfica de una prueba comn presenta tres regiones diferentes: un tiempo temprano o inicial, ETR, un tiempo medio, MTR y un tiempo tardo o final, LTR, similares a las que se identifican en una prueba de restauracin de presin , PBU, como se ilustra en la figura 15.

Figura 15. Regiones de una prueba de declinacin de presin.


El tiempo temprano o inicial, ETR, frecuentemente est dominado por el vaciamiento de la cara del pozo ya que la tasa a la cual el fluido removido en la cara del pozo excede la tasa a la cual el fluido entra a l desde la formacin. La

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distorsin sobre los datos se presenta mientras se alcanza el equilibrio entre ambas tasas. Al alcanzar el equilibrio, se establece una tasa constante en la cara de la arena que hace que los datos empiecen a manifestar un comportamiento lineal.

El tiempo en el cual termina el vaciamiento se puede determinar por:

sDD Cst )5.360( + (29)

/)12000200000(

khC

t sDwbs+

= (30)

El tiempo medio, MTR, es la regin ms importante de la grfica y se distingue por el comportamiento lineal de los datos, en su rango de tiempos. El inicio de esta recta esta marcado por el fin del vaciamiento y el comienzo de los efectos de las fronteras y heterogeneidades del yacimiento. La identificacin de esta regin es clave para el anlisis de la prueba y para comenzar la caracterizacin del yacimiento.

El tiempo tardo o final, LTR, es la regin en la cual el radio de investigacin alcanza una porcin del yacimiento afectada principalmente por las fronteras o la presencia de heterogeneidades y se distingue porque los datos en esta regin se desvan de su comportamiento lineal.

El tiempo en el cual comienza los efectos de frontera se puede determinar por:

kAtc

t DAtlt38000

= (31)

Donde A es el rea de drenaje del pozo de prueba y tDA es el tiempo adimensional.

35

Otro uso de las pruebas de declinacin de presin es estimar el volumen poroso del yacimiento, Vp. Esto es posible cuando el radio de investigacin alcanza todas las fronteras durante la prueba as que el flujo en estado seudo-estable es logrado:

)/(234.0

tPcqBV

wftp

= (32)

Donde tPwf / es la pendiente de la lnea recta de la grfica de Pwf contra t,

en coordenadas cartesianas como ilustra la figura 16.

Figura 16. Grfica cartesiana para una prueba de declinacin de presin.


Winestock y Colpitts9 muestran que cuando la tasa est cambiando ligera y suavemente, la ecuacin que modela la regin de tiempo medio, MTR, de la prueba de cada de presin es:

+

=

skt

rc

khB

qPP wtwki 869.01688log6.162)(

2... (33)

36

La tcnica de anlisis es graficar (Pi - Pwf)/q contra Log t, como se ilustra en la figura 17; se identifica la lnea recta de tiempo medio, se mede la pendiente m' en psi/STB/D/ciclo y se calcula kh de la siguiente ecuacin:

m

Bkh

=

6.162 (34)

Finalmente se determina el factor dao:

+

= 23.3log1)(151.1 2

1 wthr

wki

rc

kmq

PPs ... (35)

Figura 17. Prueba de declinacin de presin a tasa variable.


1.6 MTODOS DE ANLISIS DE PRUEBAS DE PRESIN9

Las pruebas de presin permiten evaluar las caractersticas del yacimiento, entre estas, la determinacin de la presin promedio, factor dao, almacenamiento y para su interpretacin se han propuesto diferentes mtodos,

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los ms conocidos desde hace varias dcadas son los llamados Mtodos Convencionales, Horner, Miller-Dyes-Hutchinson - MDH, Matthews-Brons- Hazebroek - MBH, entre otros; y por otra parte, los llamados Mtodos Modernos, desarrollados en los ltimos veinte aos, entre los que se puede mencionar, el ajuste por curvas tipo, anlisis de la derivada y la tcnica de sntesis directa de Tiab - TDST.

Los avances en el control de las condiciones en el fondo del pozo, el mejoramiento de las mediciones en l, la mayor resolucin de los indicadores de presin, el uso de los computadores, el desarrollo de la interpretacin y de las tcnicas de modelamiento ms avanzadas, han jugado un papel fundamental en la transformacin de las pruebas de presin en los ltimos aos, lo cual juega un papel muy importante en le desarrollo de este trabajo.

Los aspectos principales de la evolucin de los mtodos de interpretacin de pruebas de presin pueden resumirse en la tabla 1.

Tabla 1. Evolucin de las pruebas de presin.

EVOLUCIN DE LAS PRUEBAS DE PRESIN

Periodo Mtodo Objetivo 1950-1970

Lnea recta (Horner, MDH, MBH entre otros)

Yacimiento homogneo.

1970-1980

Curva tipo

Efecto cercano al pozo y sus vecindades.

1980-1985

Curva tipo con parmetros

Pozo fracturado doble porosidad.

1985-1990

Derivada de la presin

Yacimiento heterogneo.

1990-Act.

Tcnica de sntesis directa de TIAB, Convolucin, Deconvolucin y uso de

computadores.

Matemtica avanzada e integracin de informacin.

Fuente: Modificado de RAMREZ D., Manejo del programa PanSystem para interpretar pruebas de presin, Tesis de grado, UIS, 1996.

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A continuacin se explica brevemente cada una de las tcnicas mostradas en la tabla 1.

1.6.1 Mtodo de ajuste por curvas tipo

Las curvas tipo aparecieron por primera vez, para interpretar pruebas de presin en sistemas acuferos. Luego en los aos setenta, Agarwal y Ramey10, las aplican e introducen en la literatura y ms tarde otros investigadores, mejoran la tcnica y la extienden al anlisis de diferentes regmenes de flujo.

Las curvas tipo se utilizan en el anlisis de datos de pruebas Drawdown, Build-up, interferencia y presin constante, se generan a partir de parmetros adimensionales que resultan de multiplicar los parmetros reales por un factor de correccin que tiene en cuenta la forma y dems caractersticas geomtricas del yacimiento.

El anlisis de los grficos logartmicos de las curvas tipo, con los parmetros adimensionales (PD y tD) y sus derivadas, como ilustra la figura 18, dan ms informacin del yacimiento que un grfico semilogartmico de la presin contra tiempo. Lo anterior se puede explicar por el comportamiento matemtico de la derivada, el cual muestra en cualquier instante, mayor sensibilidad a los cambios en el yacimiento. Esta tcnica, bsicamente, ajusta los datos reales a las curvas tipo adimensionales mediante la superposicin de estos y el mejor ajuste en un set de curvas tipo, de la misma escala o tamao. Los datos obtenidos de este ajuste con la curva tipo adimensional, son asumidos como parte del sistema real del yacimiento en evaluacin.

A pesar de que mediante las curvas de la derivada de presin, se pueden observar todos los regmenes de flujo, la tcnica de ajuste por curvas tipo sigue siendo un procedimiento de prueba y error, de poca precisin. Horner (1967), demostr que el ajuste por curvas tipo no es tan preciso como los mtodos

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convencionales, debido a que los ejes en un grfico logartmico tienden a ser imprecisos a tiempos tardos, de tal manera que 1 mm de un punto de presin, puede significar un error de 200 psia. A este respecto es preciso sealar tambin, que algunas veces se pueden obtener datos no consistentes o que generan ruido en la derivada de presin, haciendo imposible identificar los diferentes regmenes de flujo, presentes en una prueba de presin.

Figura 18. Curva tipo de Bourdet.

Fuente: ESCOBAR, F., Anlisis Moderno de Presiones de Pozo, Universidad Surcolombiana, Neiva -Huila, Noviembre de 2003.

1.6.2 Mtodo de la derivada de la presin

El anlisis moderno de pruebas de presin fue mejorado con el uso de la grfica de la derivada propuesta por Bourdet11 (1983), el mtodo de interpretacin es basado en el anlisis de la derivada de la presin respecto a la funcin de tiempo apropiada.

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La grfica de la derivada consiste en la representacin simultnea en escala Log -Log de la cada de presin y de la derivada de la presin con respecto a una funcin del tiempo contra otra funcin del tiempo como se ilustra en la figura 19.

Figura 19. Grfico de la derivada de la presin.


El anlisis utilizando la derivada es ms sensible que el realizado solo con base en la presin, debido a que en la derivada se acentan las diferencias de las formas de la curva, ocasionada por los regmenes de flujo que se pueden presentar en un perodo determinado. Especficamente, una grfica logartmica de los datos de la derivada puede mostrar un mximo, un mnimo, una zona estabilizada (plana), una tendencia creciente o decreciente, etc.

La derivada se realiza respecto a una "funcin del tiempo" que se escoge apropiadamente segn la prueba que se realice, en el caso de una prueba de descenso, la funcin es el logaritmo natural del tiempo, es decir:

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)(ln tddpDerivada = . (36)

El clculo de la derivada en un punto especfico se determina encontrando las pendientes hacia un punto anterior y otro siguiente en los datos de presin, como se muestra en la figura 20. El parmetro L, define la distancia mnima existente entre la abscisa y estos puntos, suavizando la distorsin en las vecindades del punto central. Por ello, L se define como (ln t).

Figura 20. Clculo de la derivada de la presin.

Fuente: GALLARDO E. y VALDERRAMA S., Anlisis de modelos sintticos de yacimientos utilizando tcnicas modernas de interpretacin de pruebas de presin, Tesis de grado, UIS, 1999.

La ecuacin qu determina el valor de la derivada, mp, es:

( )RLL

RR

Lp tt

tt

Pt

t

P

m+

+

= .. (37)

Un valor de L entre 0.1 y 0.3 es normalmente satisfactorio, teniendo en cuenta que se puede estar lejos del punto central de manera que se pierdan detalles, o que se puede estar tan cerca que se introduce una gran cantidad de distorsin.

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Modelos e interpretacin de la derivada de la presin1

El diagnstico de la geometra de flujo se hace comnmente en la grfica de la derivada radial (Bourdet), puesto que la geometra y el patrn de flujo definen la funcin de tiempo que controla el cambio de presin en el yacimiento. La funcin Derivada es la derivada de la presin con respecto al logaritmo natural del tiempo y es proporcional a la pendiente de los tiempos medios en una grfica semilogartmica.

En la derivada se analiza la forma de la curva descrita por los datos y se identifican las regiones de datos como se ilustra en la figura 21, que se ajusten a un comportamiento de:

Lnea horizontal: indica presencia de flujo radial, bien sea en la regin de tiempo medio (MTR) o en la de tiempo tardo (LTR), y se da en yacimientos homogneos, de doble porosidad, de doble permeabilidad u otros.

Lnea de Pendiente Unitaria: indica almacenamiento, en la cara del pozo si se localiza en la regin de tiempo inicial (ETR), y rgimen de flujo pseudos-estable, si se visualiza en la regin de tiempo tardo (LTR) de un yacimiento cerrado tipo rectngulo. Se puede presentar en cualquier otro modelo de yacimiento, para indicar almacenamiento.

Lnea de Pendiente 1/2: indica flujo lineal, en un modelo fracturado si se presenta en la regin de tiempo inicial (ETR), y presencia de fallas o yacimiento tipo canal en la regin de tiempo tardo (LTR).

Lnea de Pendiente 1/4: indica flujo bilineal, en un modelo fracturado con conductividad finita, si se presenta en la regin de tiempo inicial (ETR).

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Lnea de pendiente -1/2: indica flujo esfrico, se encuentra en la transicin entre la regin de tiempo inicial (ETR) y la regin de tiempo medio (MTR), y se presenta por lo general en yacimientos parcialmente penetrados.

Figura 21. Diagnstico de la geometra de flujo en la grfica de la derivada de la presin.

Fuente: Modificado del software F.A.S.T. WellTest.

Existen otros mtodos para identificar las geometras de flujo presentes en un yacimiento. Se denomina mtodo de ajuste de lneas rectas y consiste en distinguir comportamientos de lnea recta, en grficas especficas para cada uno de los regmenes de flujo expuestos. En este mtodo, las lneas ajustadas pueden tener cualquier pendiente, mientras que en el de la derivada las lneas a ajustar son de pendiente fija.

Dentro de los modelos mas importantes que se han definido para realizar las pruebas de presin se muestran en al tabla 2.

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Tabla 2. Modelos de yacimiento.

MODELOS DE YACIMIENTO

Modelo Comportamiento

Radial homogneo

Modelo homogneo con almacenamiento en el wellbore (ETR) y flujo radial (MTR y LTR)

Fractura vertical de conductividad infinita

Modelo fracturado en el cual no hay resistencia al flujo a lo largo de la fractura. Existe flujo lineal desd la matriz a la fractura.

Fractura vertical de flujo uniforme

Modelo fracturado en el cual flujo entra a la fractura a la misma tasa que sale a superficie.

Fractura vertical de conductividad finita

Modelo fracturado con permeabilidad finita, en el cual existe superposicin de dos flujos lineales

Doble porosidad

Modelo naturalmente fracturado con flujo interporoso, en estado pseudos-estable o transitorio, entre dos bloques

Doble permeabilidad

Modelo de dos capas con flujo radial horizontal. Pueden estar las dos caoneadas o slo una de ellas.

Penetracin parcial Modelo donde slo una porcin de la capa productora ha sido caoneada. El flujo es esfrico.

Fuente: Modificado de RAMREZ D., Manejo del programa PanSystem para interpretar pruebas de presin, Tesis de grado, UIS, 1996.

Los modelos de frontera ms importantes se pueden agrupar as: Infinito: es un modelo sin lmites. Falla: es un modelo con falla sellante o no sellante. Fallas paralelas: es un modelo con fallas paralelas sellantes o no sellantes. Fallas cruzadas: es un modelo en el cual las fallas se Interceptan formando

diversos ngulos entre s. Fallas formando "U". Rectngulos cerrados.

En el Anexo A, se encuentran las respuestas ms frecuentes de la curva de la derivada de la presin par identificar los diferentes modelos de yacimiento.

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1.6.3 Tcnica de sntesis directa de TIAB TDST12

Apareci publicada por primera vez en 1993, en el paper SPE 25426: Anlisis de presin y derivadas de presin sin ajuste por curvas tipo: efectos de dao y almacenamiento, cuyo autor es el profesor a Djebbar Tiab de la Universidad de Oklahoma. Es una de las tcnicas de anlisis de pruebas de presin ms reciente y esta basada en la interpretacin de grficos logartmico de la presin y la derivada de presin contra tiempo, como ilustra la figura 22, y permite calcular parmetros del yacimiento sin utilizar el mtodo de ajustes por curvas tipo.

Figura 22. Tcnica de sntesis directa de TIAB.

Fuente: Modificado del software F.A.S.T. WellTest.

Su caracterstica ms importante es la precisin en los resultados, atribuida a sus soluciones analticas para el clculo de la permeabilidad, el factor de dao y el coeficiente de almacenamiento. Es aplicable en la interpretacin tanto de pruebas de Build-up, como de Drawdown.

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El mtodo de sntesis directa de Tiab es de vital importancia para la ingeniera de yacimientos y de produccin, debido a esta se pueden obtener propiedades del yacimiento, y as obtener el modelo del yacimiento, parte crucial para implementar un proceso de recuperacin de reservas. Cabe tambin resaltar, que la tcnica en su mayora permite la comprobacin de los resultados obtenidos para as asegurar una confiabilidad mayor en stos, y mostrar la simplicidad y efectividad de esta nueva tcnica.

1.6.4 Tcnica de convolucin y deconvolucin13

Esta tcnica es la ms reciente en la evolucin de anlisis de pruebas de presin y muestra como mejorar una serie de cambios incrementando la habilidad de discriminar el potencial de interpretacin entre los modelos y verificar la consistencia del anlisis y se incrementa drsticamente la cantidad de informacin que puede ser extrada de los datos de pruebas de pozo y la confiabilidad en la informacin obtenida.

En la interpretacin y en el anlisis convencional de pruebas de presin, es posible que por efecto de almacenamiento wellbore storage se este enmascarando la respuesta de la presin de yacimiento lo cual ocasiona una perdida de confiabilidad en los resultados obtenidos por medio de mtodos convencionales. El uso de la tcnica de convolucin busca una mejor identificacin del modelo de yacimiento, como tambin tener beneficios en la variable tiempo y as de este modo estimar los parmetros del yacimiento.

La deconvolucin es un proceso en el cual se emplean operaciones matemticas para restaurar seales o datos que han sido degradados por un proceso fsico que puede describirse mediante la operacin inversa y pruebas de pozo se convierten datos de presin a tasas variables en un nico descenso a tasa constante, as se pueden obtener ms datos disponibles para interpretacin que los datos originales registrados.

2. CAMPO ESCUELA COLORADO

2.1 GENERALIDADES DEL CAMPO COLORADO14

Actualmente el campo escuela Colorado es una unidad acadmico administrativa de carcter cientfico, tecnolgico y de operacin de hidrocarburos, creada para poner en funcionamiento el convenio de cooperacin empresarial con fines cientficos y tecnolgicos suscrito entre la Universidad Industrial de Santander y ECOPETROL S.A. El principal objetivo de este convenio es que la universidad incorpore un componente prctico a su oferta acadmica, y que la industria petrolera nacional disponga de un laboratorio para la experimentacin y desarrollo de nuevas tecnologas orientadas a aumentar la produccin del pas.

El campo Colorado est localizado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM) en la provincia estructural del Piedemonte occidental de la cordillera oriental, en inmediaciones del municipio de San Vicente de Chucur, al sureste del municipio de Barrancabermeja (Santander) en el rea de la antigua concesin De Mares, como se ilustra en la figura 23.

En cuanto a sus fases de desarrollo y explotacin, la etapa de exploracin fue realizada entre 1923 y 1932 por la compaa Tropical Oil Company -TROCO, perfor 15 pozos. Entre 1953-1964 fue la Empresa Colombiana de Petrleos, ECOPETROL quien desarroll completamente el campo perforando 60 pozos adicionales, para completar un total de 75 pozos perforados a lo largo de toda la estructura.

Figura 23. Localizacin campo Colorado.

Fuente: Modificado del Informe Colorado 2003. Diagnostico y Estrategias de Recobro para ocho reas de la Gerencia Centro Oriente. ECOPETROL S.A.

El petrleo se extrae principalmente de la formaciones Mugrosa (Zonas B y C) y Esmeraldas (Zona D) de edad Oligoceno Mioceno inferior, depositadas en un sistema fluvial mendrico, caracterizadas por intercalaciones de depsitos areniscas y lodolitas continentales como se ilustra en la figura 24.

La formacin Mugrosa tiene un espesor que vara aproximadamente desde 1.800 a 4500 pies y est compuesta por intercalaciones de areniscas de grano fino y lodolitas varicolo

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