Interpretacion de Pruebas de Presion en Pozos Verticales Charla2

7/27/2019 Interpretacion de Pruebas de Presion en Pozos Verticales Charla2

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Interpretacin de pruebasde presin

Profa. Varinia Marcano


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Tipos de Pruebas de Presiones

Restauracin de Presin (Build-Up)

Pruebas de Arrastre (Draw-down) Pruebas de Produccin (DST)

Disipacin de Presin (Fall-Off Test)

Interferencia (Interference Test)

Pulso (Pulse Test)

Pruebas de Formacin (RFT, MDT)

IDENTIFICA CIN DE REGMENES DE FL UJ O USANDO LA CURVA DERIVADA


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Un DST provee un medio para la estimacin de la formacin y las propiedades de losfluidos antes de la completacin del pozo. Bsicamente, la DST es una completacintemporal de un pozo. La herramienta del DST es un arreglo de paquetes y vlvulaslocalizados al final de la tubera de perforacin. Este arreglo puede ser usado para aislar una zona de inters y dejar que produzca dentro de la tubera. Una muestra de fluido esobtenida en la prueba, de este modo, la prueba nos puede decir los tipos de fluidos que elpozo producir si es completado en la formacin probada.

Con las vlvulas de superficie en el dispositivo del DST, es posible tener una secuencia delos periodos de flujo seguidos por los periodos de cierre. Un medidor de presin en el

dispositivo DST puede medir presiones durante los periodos de flujo y de cierre. Laspresiones medidas durante los periodos de cierre pueden ser particularmente importantespara la estimacin de las caractersticas de la formacin as como el productopermeabilidad/espesor y factor de dao. Esta data tambin puede usarse para determinar la posible presin de agotamiento durante la prueba

Pruebas d e Prod uc cin (DST)


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Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presin en el fondo delpozo en funcin del tiempo. La teora supone una tasa de inyeccin constante antes de cerrar al pozo.

Con esta prueba es posible determinar :

- Las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector,- Permite dar un seguimiento de las operaciones de inyeccin de agua y recuperacinmejorada.- Estimar la presin promedio del yacimiento,- Medir la presin de ruptura del yacimiento,- Determinar fracturas,- Determinar si existe dao en la formacin, causado por taponamiento, hinchamiento dearcillas, precipitados, entre otras,- Determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado, utilizada parapronsticos de inyeccin

Disip acin d e Presin (Fall-Off Test)


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RESTAURA CIN DE PRESIN

Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presin de fondo durante unperiodo de tiempo, luego de cerrar el pozo despus de haber estado fluyendo a unatasa constante estabilizada.

Se utiliza para hallar:

- Presin esttica promedio en el rea de drenaje o yacimiento (Pi).- Permeabilidad promedio en el rea de drenaje (k).- Efecto Skin (s).

-Presencia de Lmites o heterogeneidades (Fallas, contactos, barrerasestratigraficas).- Interferencia o comunicacin entre pozos / fallas


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ESTIMA CIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEB AS DE R ESTAURACIN DE PRESIN

La presin promedio de un yacimiento, P es utilizada para caracterizar al yacimiento y se define como la presin que tendra ste si se cierran todos los pozos por un perodo de tiempo largo.

Horner present un mtodo para estimar la presin promedio o inicial en unyacimiento, el cual provee estimados reales de presiones promedios para pruebascon perodo de produccin pequeo, tales como pruebas de produccin con tuberade perforacin (drill stem test).

Horner estableci, sin embargo, que la tcnica de extrapolacin (p*) no es aplicable para sistemas cerrados.

Presin promedio

Estimacin de Horner


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Recta semilo garitm ica de Horn er

Pws

oP*


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La prueba requiere que el pozoproduzca con una tasa estabilizadadurante un cierto tiempo de flujo (Tp),

para lograr una distribucinhomognea en la presin antes delcierre.

Al cerrar el pozo se mide la presin de

fondo (Pwf @t=0) y se empieza amedir en funcin del tiempo de cierre(t).

INTERPRETA CIN DE PRUEB A S DE RESTA RURA CIN DE PR ESIN


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El tiempo de flujo (Tp) se define asi:

Tp = Np / Qo

Donde.Np: Petrleo acumulado por el pozo antes del cierre, BnQo: Tasa de flujo estabilizada antes del cierre, Bn/dia

En una forma similar que para el caso de drawdown, se establece que para el flujo deestado no estable (Transiente) se cumple la siguiente ecuacin (Ecuacin de Horner,1951):

Donde:_Pws: presin de fondo durante la restauracin o cierre, Lpct: tiempo de cierre, horas



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La ecuacin de Horner sugiere que la relacin entre Pws y (Tp+t )/ t es una lnea rectaen escala semi-log

Donde:



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La presin inicial se puede estimar al extrapolar el tiempo de cierret para valores muygrandes (t Infinito) para unt muy grande , la relacin [(Tp +t)/ t] tiende a 1. estasuposicin solo es valida si el pozo es cerrado cuando el yacimiento posse poco tiempode produccin.

El efecto Skin puede ser estimado mediante una formula similar a la de Drawdown:

Donde:Pwf @t=0: Presin de fondo inmediatamente antes del cierre, LpcP1h: Presin leda de la recta en grafico de Horner @t=1 hr, LpcM: Pendiente de la recta en grafico de Horner, lpc/ciclo



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La cada de presin relacionada con el efecto skin (tskin) se estima con la siguienteformula:

La eficiencia de flujo (EF) se define similarmente que para Drawdown:

Donde la Pwf es la presin de fondo fluyente registrada inmediatamente antes del cierrey P* es la presin leida de la tendencia lineal (periodo transiente) para unt=infinito [(Tp+ t)/ t] =1.



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En 1954, Matthews, Brons y Hazebroeck presentaron una tcnica (MBH) para estimar la presin promedio de un yacimiento a partir de pruebas de restauracin de presin enregiones de drenaje cerradas.

La tcnica MBH provee una manera de estimar P para un pozo en cualquier posicindentro de una gran variedad de formas de reas de drenaje.

Para usar este mtodo, se divide el yacimiento objeto de estudio en reas de drenaje paracada pozo.

Una vez conocida el rea y la forma del rea de drenaje de un pozo, la estimacin de la presin volumtrica promedio por el mtodo de MBH deber hacerse a partir de la presin p* de Horner.

Mtodo MB H



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Procedimiento:1.- Conocida el rea de drenaje del pozo y la forma de esta se calcula el tiempo adimensionalde produccin (TpDA)

2.- Con el valor de TpDAy utilizando la grafica del mtodo obtenemos

.

3.- Con el valor de obtenemos la presin promedio a travs de la siguiente ecuacin:

Donde:Pi= Extrapolando en la grafica semilog

= Grfica del mtodom = Grfica semilog


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Mtodo MB H



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1. Requiere informacin slo de la zona intermedia.

2. Aplica a una gran variedad de reas de drenaje.

Ventajas

1. Requiere conocer la forma y el tamao del rea de drenaje.2. Estima parmetros del yacimiento (roca y fluido) que no

siempre son conocidos ( , Ct) con exactitud.3. La figura apropiada debe seleccionarse de acuerdo con la forma del yacimiento y lalocalizacin del pozo en el yacimiento.

Desventajas

Ventajas y Desvent ajas del Mto do MB H



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b) (Miller - Dyes - Hutchimsou)

Consiste en una tcnica para rea de drenaje circular o cuadrada a partir de datos de ungrfico Pws vs t , conocido como grafico MDH.

Procedimiento:1.- Conocida el rea de drenaje, se construye el grfico MDH. Escoger cualquier punto

sobre la recta y lea sus coordenadas Pws(supuesto) y t (supuesto).

2.- Se clcula el tiempo adimensional en funcin t (supuesto).

3.- En la figura del modelo, determine correspondiente a

.

4.- Se calcula la presin promedio del yacimiento a partir de la siguiente expresin:


Mtodo MB H


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(P - Pw)


t Pws P-Pws P-Pws P-Pws

- - 3000- Pwsi 2800- Pwsi 3200- Pwsi

- - - - -

- - - - -

- - - - -

c) Muskat: consiste en construir un grafico log (P-Pws) vs t . Es un mtodo deensayo y error.


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Las curvas tipo se obtienen a partir de soluciones a las ecuaciones de flujo en el medio poroso bajo condiciones de borde e iniciales especficas.

Generalmente se expresan en trminos de una presin adimensional vs. un tiempoadimensional.

Dependiendo de la complejidad del modelo de interpretacin, se pueden generar unao ms familias de curvas.

Las curvas tipo describen el comportamiento completo del modelo de interpretacincorrespondiente al pozo y al yacimiento e incluye los distintos regmenes de flujoque dominan sucesivamente durante la prueba, lo cual permite corroborar que conlas curvas tipo se obtienen los parmetros del pozo y del yacimiento en una pruebade presin.

Curv as Tipo


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CURVA S TIPO DE GRINGA RTEN

Esta curva es la base del anlisis moderno de pruebas de presin.

La presin adimensional PD se grafica en funcin de TD / CD con el parmetro C De2s, el cual identifica cada una de las curvas.

Estas curvas sirven para identificar la duracin de los efectos dealmacenamiento y dao, permite el clculo del tiempo de inicio del rgimenradial de flujo lnea recta semilogartmica.

Tambin permiten determinar la condicin del pozo (daado, estimulado,fracturado).


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Grfic o d e las cu rv as ti po Gr in gart en


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Curvas Tipo de Bourdet o Derivadas

C D e 2s


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Curvas Tipo Combinadas


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Efectos de Almacenamiento

Respuesta ideal del pozo

Respuesta actual del pozo

Respuesta actual de un pozosin efectos de almaacenamiento,pero con factor de dano

Respuesta actual de un pozocon efectos de almaacenamiento,pero sin factor de dano


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Curvas Tipo Combinadas


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Comp ortamiento de las curv as t ipo y la der ivada Ajuste con t res mod elos


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Carac ter st ic as d e la cu rv a deriv ada


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IDENTIFICA CIN DE REGMENES DE FL UJ O USA NDO LA CURVA DERIVA DA

El procedimiento ms eficiente de anlisis es comenzar por identificar unmodelo de interpretacin para evaluar los parmetros del pozo y del yacimiento mediante un anlisis de curva tipo y luego, validar los

resultados con los anlisis de lnea recta, cuando los mismos seanaplicable.

Suponiendo que la prueba ha sido bien diseada de manera que el alcancede los datos de esta es adecuado, el modelo de interpretacin se puede

determinar con una exactitud razonable.

Esto significa en trminos de descripcin de yacimientos que puede no ser nico.

Procedimiento de anlisis


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Se debe encontrar el modelo de interpretacin, que presente mejor el comportamientodinmico del pozo y del yacimiento durante la prueba. Este debe identificarse, pueses difcil predecirlo a partir de informacin esttica.

La manera ms fcil de identificar un modelo de interpretacin es usar la derivada dela presin con respecto al logaritmo natural de alguna de tiempo de la prueba.

El grfico de la curva derivada posee caractersticas particulares para el modelo deinterpretacin que son fciles de reconocer.

Las posibilidades son:- Un mximo- Un mnimo- Un perodo de estabilizacin- Una tendencia hacia arriba o hacia abajo

Recomendaciones


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Respuesta de presin de yacimientos q ue exhiben un co m po rtam iento ho m og neo


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Grficos t p icos

Pozo enyacimientocon fronteraexternacerrada

Pozo cercano auna fallaimpermeable

Pozo cercano auna frontera depresin constante


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Respuesta de presin de yacimientos q ue exhiben un com portamiento de doble porosidad


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Example .Table 1.5 shows the pressure buildup data from an oil well with an estimateddrainage radius of 2640 ft. Before shut-in, the well had produced at a stabilized rate of 4900 STB/day for 310 hours. Known reservoir data is:Depth = 10 476 ft, rw = 0. 354 ft, ct = 22. 6 106 psi1, Qo = 4900 STB/D, h = 482 ft,pwf (t = 0) = 2761 psig,o = 0. 20 cp, Bo = 1. 55 bbl/STB, = 0. 09, tp = 310 hours,re = 2640 ft

Calculate: the average permeability k;

the skin factor; the additional pressure drop due to skin.

EJEMPLO DE UNA PRUEBA B UILD UP


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SolutionStep 1. Plot pws vs. (tp+t)/t on a semilogscale as shown in Figure.Step 2. Identify the correct straight-line portionof the curve and determine the slope m:

m = 40 psi/cycle

Step 3. Calculate the average permeability byusing Equation:

EJEMPLO DE UNA PRUEB A B UILD UP


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Step 4. Determine pwf after 1 hour from the straight-line portion of the curve:

p1 hr = 3266 psi

Step 5. Calculate the skin factor by applying Equation

Step 6. Calculate the additional pressure drop by using:

EJEMPLO DE UNA PRUEBA B UILD UP


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The selected shut-in times satisfy t1 < t2 < t3. The slope of thepseudosteady-state straight-line mpss is then approximated by:

The well drainage area can be calculated from Equation

where:mpss or m\ = slope of straight line during thepseudosteady-state flow, psi/hr Qo = flow rate, bbl/day A = well drainage area, ft2

EJEMPLO DE UNA PRUEB A B UILD UP

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