Pruebas de PresionLas pruebas de pozo son una funcin tcnica clave en la industria petrolera y del gas. A menudo se usa una prueba de pozo como la tecnologa principal para monitorear el desempeo de tales inversiones o para diagnosticar comportamientos no esperados de pozo o reservorio. Los resultados del anlisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones.

Las pruebas de pozo proveen informacin para establecer las caractersticas del reservorio, prediciendo el desempeo del mismo y diagnosticando el dao de formacin.El anlisis de prueba de presin es un procedimiento para realizar pruebas en la formacin a travs de la tubera de perforacin, el cual permite registrar la presin y temperatura de fondo y evaluar parmetros fundamentales para la caracterizacin adecuada del yacimiento. Tambin se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinacin de sus propiedades; dicha informacin se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el dao ocasionado por el fluido de perforacin a pozos exploratorios o de avanzada, aunque tambin pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimacin de reservas.

Es importante tomar en consideracin las siguientes consideraciones:- Estimar el tiempo de duracin de la prueba.- Estimar la respuesta de presin esperada.- Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones.- Tener claras las condiciones del pozo.

Caractersticas de la planificacin:- Consideraciones operacionales- Clculos requeridos para el diseo- Ejemplo de diseo de una prueba de restauracin de presin.

La prueba de presin es fundamental para determinar los siguientes parmetros:

1) Obtener propiedades y caractersticas del yacimiento como: permeabilidad y presin esttica del yacimiento.2) Predecir parmetros de flujo como:- Lmites del yacimiento.- Dao de formacin.- Comunicacin entre pozos.Tipos de pruebas de presin :- Pruebas de restauracin de presin Build up tests.Se realizan en pozos productores y consiste en hacer producir el pozo para luego cerrarlo y registrar la presin de fondo medido en funcin del tiempo.

Al cerrar el pozo, la presin comienza a subir partiendo de la Pwf (presin de fondo fluyente)hasta que luego de un tiempo considerado de cierre t, la presin registrada de fondo alcanza el valor esttico Pe( presin esttica).

El registro de presin de fondo, representa una presin esttica en proceso de restauracin (Pt), la cual no necesariamente alcanza el valor esttico de Pe.Pt Pe

Depender del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de produccin. A medida que el tiempo de cierre se incrementa Pt se aproximar a Pe.Podemos determinar a travs de esta prueba:

Estimar la permeabilidad del yacimiento. Determinar la presencia de dao. Estimar la presin esttica del yacimiento. Geometra del yacimiento.

- Pruebas de arrastre Drawdown tests.- Pruebas a tasa de flujo mltiple.- Pruebas de disipacin de presin en pozos inyectores Fall off test.- Pruebas de interferencia.- Pruebas de pulso.

Algunas aplicaciones de estas pruebas realizadas en Venezuela en los pozos perforados de de la formacin Naricual del campo El Furrial se les realiz RFT y pruebas DST para la captura de datos bsicos para caracterizar el yacimiento, con algunas excepciones debido a problemas operacionales. Estas evaluaciones permitieron determinar los niveles de presin por arena (el perfil de presiones obtenido con el RFT fue validado con muestras de fluido obtenidas durante pruebas DST en pozos productores e inyectores), identificar contactos de fluidos, medir el grado de comunicacin areal y vertical en el yacimiento y finalmente optimizar la seleccin de los intervalos de caoneo en los pozos.

TIPOS DE PRUEBAS DE PRESINFUNDAMENTO DE LAS PRUEBAS DE TRANSIENTE

Se ha demostrado que la respuesta de la presin del yacimiento ante diferentes cambios en la tasa de flujo, refleja la geometra y las propiedades de flujo del yacimiento. Se basan en crear entonces una disturbancia de presin, mediante cambios de tasa, y medir las variaciones en la presin de fondo (pwf) en el tiempo, en uno o mas pozos.

Las pruebas de presin se realizan con mltiples propsitos:

-Determinar la capacidad de la formacin para producir hidrocarburos (permeabilidad, presin inicial)-Evaluar presencia de dao a la formacin-Determinar la naturaleza de los fluidos y posibles contactos-Identificar limites y barreras del yacimiento (fallas sellantes, lmites estratigrficos)-Comunicacin entre pozos

TIPOS DE PRUEBAS

-Abatimiento de Presin (Pressure Drawdown Test)-Restauracin de Presin (Pressure Buildup Test)-Multitasa-Prueba de Interferencia-Drill Stem Test (DST)-Fall Off-Prueba de Inyectividad

1.-ABATIMIENTO DE PRESION (DRAW DOWN TEST)

Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presion de fondo durante un periodo de tiempo, con el pozo fluyendo a una tasa constante estabilizada.Generalmente, se hace un cierre previo para lograr que la presion en el area de de drenaje del pozo se estabilice y sea uniforme.

Se utiliza para hallar:

-Permeabilidad promedio en el area de drenaje (k)-Efecto Skin (s)-Volumen poroso (Vp) de la regin drenada-Presencia de Heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigraficas).

Estas pruebas son particularmente aplicables para:

Pozos nuevos. Pozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para permitir que la presin se estabilice. Pozos en los que la prdida de ingresos incurridos en una prueba de restauracin de presin sera difcil de aceptar.

Para flujo de estado no estable (transiente)

Estaecuacinse puederearreglaras:

RelacinLineal entrePwfy log(t)

Pwf= a +mlog(t)

donde:

INTERCEPTO

(Pendiente, lpc/ciclo)

Grfico dePwfvs. t en escalasemi-log generar una lnea recta de pendiente m enlpc/ciclo. Esta pendiente es negativa

La permeabilidad puede ser estimada por la siguienteexpresin:

El efectoskinpuede determinarse partiendo de laEc.

Haciendopwf= p1hr(tomada de laextrapolacionde lnea recta), laEcqueda as:

La cada de presin relacionada con el efectoskin(pskin) se estima con la siguienterelacin:

Con esta prueba tambin se puede determinar la relacin de la productividad del pozo con o sin presencia del efectoskin

Se definen losIndicesde Productividad Ideal y Real:

Se define la Eficiencia de Flujo (EF):

La Eficiencia de Flujo es una medida de cuanto ha afectado el efectoskinla productividad del pozo. Este efecto puede ser tanto para estimular o daar el pozo.

Cuando se realiza una estimulacin oacidificacionen un pozo, la Eficiencia de Flujo tambin se utiliza para cuantificar en cuanto se incrementa la productividad del pozo luego del trabajo.Cuando la prueba alcanza un tiempo suficientemente largo y se llega a la transicin entre el estado no estable y elpseudo-estable, se pierde la linealidad en la curva dePwfvs. t.Lapresionempezar a disminuir linealmente con el tiempo (EstadoPseudo-estable)

Si se graficapwfvs t en coordenadas cartesianas se obtiene una recta:

Dondemesla pendiente de la recta (en Coord.Cartes.) durante el perodopseudo-estable.Igualmente se puede determinar la geometra del rea de drenaje, con la data del perodopseudo-estable, hallando el Factor de Forma (CA) (Earlougher, 1977).

donde:m: Pendiente de la recta en periodotransiente(GraficoSemilog)m: Pendiente de la recta en periodopseudo-estable (Grfico Cartesiano)pint: Punto de corte de recta con eje Y (t=0), en grafico cartesiano.Efecto de Almacenamiento (WellboreStorage)Debido a que la tasa de flujo durante las pruebas de presin se controla desde superficie, una tasa constante no asegura que la entrada de fluidos en la cara de la arena tambin sea constante. Este fenmeno es llamado Efecto de Almacenamiento.Existen dos tipos de efecto:-Efecto debido a la expansin de los fluidos-Efecto debido al cambio en el nivel de fluido en el espacio anular entretubingycasing.Durante este perodo se cumple:

donde:q: Tasa de flujo en superficie,bbl/diaqf: Tasa de flujo de formacin,bbl/diaqwb: Tasa de flujo proveniente por almacenamiento,bbl/dia.Anlisis de presiones durante este perodo no se puede hacer por mtodos convencionales

Cada uno de estos efectos puede ser cuantificado por medio del Factor de Almacenamiento. Este se define como:

donde:

Factor de Almacenamiento debido a Expansin de Fluidos (CFE)

Factor de Almacenamiento debido a Cambio de Nivel de Fluido (CFL):

Duracin del Efecto de AlmacenamientoSi se expresa el Factor de Almacenamiento Total en formaadimensional, de acuerdo a la siguiente ecuacin:

La presin ser directamente proporcional al tiempo del almacenamiento, segn la siguiente ecuacin:

El tiempo de fin de efecto de almacenamiento se estima movindose 1 o 1.5 ciclos luego que la pendiente del grafico log-log cae por debajo de 1.Duracin del Efecto de AlmacenamientoEste tiempo tambin se puede estimar con la siguiente desigualdad:

El Coeficiente de Almacenamiento se puede estimar tomando un punto depy t de la recta log-log y con la siguiente ecuacin:

Radio de InvestigacinEsta es la distancia transitada por ladisturbanciade presin, medida desde el pozo. Depende de la velocidad a travs de la cual se propaga la onda de presin (Constante deDifusividad).

2.-RESTAURACIN DE PRESIN (BUILD UP TEST)

Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presin de fondo durante un periodo de tiempo, luego de cerrar el pozo despus de haber estado fluyendo a una tasa constante estabilizada.Se utiliza para hallar:-Presin esttica promedio en el rea de drenaje o yacimiento (Pi).-Permeabilidad promedio en elareade drenaje (k).-EfectoSkin(s).-Presencia de Lmites o heterogeneidades (Fallas, contactos, barrerasestratigraficas).-Interferencia o comunicacin entre pozos / fallas

RESTAURACIN DE PRESIN (BUILD UP TEST)

La prueba requiere que el pozo produzca con una tasa estabilizada durante un cierto tiempo, denominado tiempo de flujo (tp), para lograr una distribucin homognea en la presin antes del cierreAl cerrar el pozo se mide la presin de fondo (Pwf@t=0) y se empieza a medir en funcin del tiempo de cierre (t).

El tiempo de flujo (tp) se defineasi:

En una forma similar que para el caso dedrawdown, se establece que para flujo de estado no estable (transiente) se cumple la siguiente ecuacin (Ecuacin deHorner, 1951).

La Ecuacin deHornersugiere que la relacin entrepwsy (tp+t)/tes unalinearecta en escalasemi-log.

El efectoskinpuede ser estimado mediante una formula similar a la dedrawdown

Si se escoge un valor diferente ap1hse debe modificar la constante 3.23 de acuerdo a la siguiente relacin:

La cada de presin relacionada con el efectoskin(pskin) se estima con la siguienterelacin

La Eficiencia de Flujo (EF) se define similarmente que paradrawdown

Donde lapwfes la presin de fondo fluyente registrada inmediatamente antes del cierre y p* es la presinleidade la tendencia lineal (perodotransiente) para unt=infinito [(tp+t)/t]=1.Duracin del Efecto de AlmacenamientoDurante el perodo de flujo posterior o almacenamiento, existir una relacin lineal entre (pws-pwf) y el tiempoten escala log-log, con una pendiente m=1.Cuando los puntos empiecen a separarse de la tendencia lineal, significa que se est iniciando el perodotransiente. El tiempo de fin de efecto de almacenamiento se estima movindose 1 o 1.5 ciclos luego que la pendiente del grafico log-log cae por debajo de 1.Este tiempo tambin se puede estimar con la siguiente desigualdad:

El Coeficiente de Almacenamiento se puede estimar tomando un punto depytde la recta log-log y con la siguiente ecuacin:

Mtodo de Miller-Dyes-Hutchinson (MDHCuando el pozo ha estado produciendo suficiente tiempo para alcanzar un estado de flujopseudo-estable (tp>>t) y el radio de investigacin es cercano a re. En este caso:

Relacin Lineal entrePwsyten escalasemilog, con pendiente m positiva. Esta pendiente es la misma que paraHorner.Este mtodo se utiliza mayormente para determinar la presin promedio en el rea de drenaje

MTODO DE CURVAS TIPOLas curvas tipo son representaciones grficas de soluciones tericas de las ecuaciones de flujo (Agarwalet al, 1970). El mtodo consiste en encontrar, dentro de una familia de curvas, la curva terica que mejor coteje con la respuesta real que se obtiene durante la prueba de presin. Este cotejo se realiza en forma grfica, superponiendo la data real con la curva terica.Estas soluciones grficas se presentan en funcin de variablesadimensionales(pD,tD,rD, CD).Se basan en las siguientes ecuaciones:

MTODO DE CURVAS TIPOProblema de Unicidad: Se pueden obtener dos o ms respuestas a un mismo problema, debido al desconocimiento en el valor de CD.

Curva tipo deGringarten(1979)Recordando la relacin entre la presin de fondo y el coeficiente de almacenamiento

Durante el perodotransiente

Sumando y restandoln(CD)

Esta ecuacin describe el comportamiento de la presin en un pozo con efecto de almacenamiento yskin, durante el perodo de flujotransiente

Familia de Curvas Tipo que estn caracterizadas por el parmetro CDe2S,representan diferentes condiciones del pozo, desde pozos estimulados a pozos daados

ParaDraw-down

Tomando logaritmos

ParaDraw-downEstas ecuaciones indican que un grafico de log(p) vs. log(t) tendr una forma idntica y ser paralelo a un grafico de log(pD) vs. log (tD/CD)Los puntos de ajuste, cuando se realiza el cotejo de la data real con la curva tipo, vienen dados por las siguientes constantes:

Para Restauracin de PresinEn este caso, en lugar de emplear el tiempo de cierretse usa el llamado tiempo deAgarwal(te) o tiempo equivalente; esto para tomar en cuenta los efectos del tiempo de flujo antes del cierre.

Procedimiento Mtodo Curva Tipo deGringarten1.- Dependiendo de si la prueba es dedrawdowno restauracin, se grafica (pi-pwf) vs t (Drawdown) o (pws-pwf) vste(Buildup) en escala log-log, con las mismas escalas de la curva tipo deGringarten2.- Se chequea los puntos a tiempos pequeos para confirmar lalinearecta de pendiente m=1 (presencia de almacenamiento). En este caso, se determinagraficamenteC.3.- Se estima el valor de CD4.- Se superpone el grafico con la data de campo sobre la familia de curvas tipo y se desplaza la curva hasta que se encuentre una curva tipo que mejor se ajuste a los datos de la prueba. Se registra el valor de CDe2Spara esa curva tipo [(CDe2S)MP]5.- A partir del cotejo se hallan valores arbitrarios de (pD,p)MPen el eje y y (tD/CD,t)MPo (tD/CD,te)MPen el eje x.6.- Con los puntos de cotejo se puede hallark,kh(capacidad de flujo) y el factor de almacenamiento C. El efectoskinpuede determinarse por la relacin:

Valores del parmetro CDe2spara caracterizar condicin del pozo

MTODO DE LA DERIVADA DE LA PRESINEste mtodo surge debido a los problemas de unicidad en losmetodosanteriores (Curvas Tipo).Bourdetet al (1983) proponen que losregimenesde flujo pueden ser mejor caracterizados si se grafica laderivada de la presinen lugar de la presin misma, en un grfico log-logLas ventajas de este mtodo radican en:- Heterogeneidades difciles de ver con los mtodos convencionales son amplificados con este mtodo-Regmenes de flujo presentan formas caractersticas bien diferenciadas-En un mismo grfico se pueden observar fenmenos que bajo otros mtodos requeriran dos o ms grficasBourdetdefini la Derivada de la PresinAdimensionalcomo la derivada depDrespecto atD/CD

Anteriormente se defini que para el perodo de almacenamiento se cumple que:

Grfica depD(tD/CD) vs. (tD/CD) en log-log, ser una lnea recta de pendiente m=1, durante el perodo dominado por almacenamiento.

Por otro lado, durante el perodotransiente, para tiempos largos, se cumple que:

Derivando de nuevo con respecto atD/CD

Curva de la Derivada de PresinAdimensional(Bourdet, 1983)

Combinacin de Curvas deGringarteny Derivada deBourdet

Procedimiento para obtener el cotejo con el grficoGringarten-Bourdet

1.- Se calculan la diferencia de presinpy la funcin de la derivada, dependiendo del tipo de prueba:

Las derivadas se pueden obtener por el mtodo de diferencias centralesProcedimiento para obtener el cotejo con el grficoGringarten-Bourdet2.- En papel log-log con la misma escala de la curvas tipo deGringarten-Bourdet, se graficanpytp vs t (casodrawdown) opvsteytepvst(casoBuild-up)3.- Se verifica con los puntosinicialesla existencia de lalinearecta de pendiente m=1 (presencia de almacenamiento). En este caso, se determinagraficamenteC y se calcula un valor preliminar de CD4.- Se chequea el perodo de tiempo tardo en la data de la derivada para confirmar la existencia del perodotransiente(recta horizontal=0.5).5.- Se colocan ambos grficos sobre la familia de curvas deGringarten-Bourdety se trata de encontrar un cotejo simultneo de las curvas. Este doble cotejo genera un resultado de mayor precisin y grado de certeza.6.- Luego de logrado el cotejo, se selecciona un punto de ajuste (MP) de la misma forma que el mtodo deGringarten, con los cuales se determinaran las propiedades k,khy C.7.- Se registra el valor del grupo (CDe2s)MPde cotejo, a partir de las curvas tipo deBourdet, con la cual se puede estimar el valor del efectoskinsDesviacin del comportamiento lineal en el perodotransiente(radial infinito)

La seleccin del modelo de interpretacin del yacimiento es el paso ms importante en el anlisis de pruebas de presin.Generalmente, los mtodos de anlisis convencional son insensibles a los cambios de presin, por lo cual el mtodo de la derivada se ha probado como la mejor herramienta de diagnstico, ya que:-Magnifica pequeos cambios de presin-Diferencia claramente losregimenesde flujo y modelos de yacimiento-Gringarten(1984) estableci que para seleccionar el mejor modelo de interpretacin se tenan que tomar en cuenta tres (3) componentes principales e independientes uno del otro, los cuales siguen estrictamente la cronologa de la respuesta de presin1.- Limites Internos: Identificados durante los tiempos tempranos de la prueba: efecto de almacenamiento, efectoskin, separacin de fases, penetracin parcial y fracturas2.- Comportamiento del Yacimiento: Que ocurre durante el tiempo medio, reflejando el flujo radial. Puede ser homogneo o heterogneo3.- Lmites Externos: Son identificados con la informacin a tiempos tardos. Existen dos posibles respuestas: Limite sin flujo y lmite a presin constante.Anlisis de datos a tiempos tempranos

Anlisis de datos a tiempos tempranos

Separacin de fases entubing-anularOcurre en pozos completados en formaciones con k moderada, restriccin de flujo debida a dao o cuando existe unaempacaduraLa forma de joroba tambin se puede dar porfiltraciono comunicacin de unaempacaduraen unacompletacindoble

Anlisis de datos a tiempos medianos (FlujoTransienteo Radial Infinito)Durante este perodo pueden presentarse dos tipos de sistemas:-Homogneos: Se caracterizan mediante las propiedades obtenidas de anlisis convencionales

-Heterogneos: Estos estnsubclasificadosen dos categoras: (1) Yacimientos de Doble Porosidad (Naturalmente Fracturados) (2) Yacimientos Multicapas o de Doble Permeabilidad

Fenmenos a tiempos largos (Regin de Tiempo Tardo, LTR)Presencia de Fallas o Barreras Impermeables: aplicando el principio de superposicin, mediante el mtodo deHornerse puede llegar a una forma o tendencia caracterstica

En caso de que eltransientede presin reconozca una falla o barrerasellante(limite de no flujo), existir un cambio de pendiente en la recta delsemi-log de tal manera que:m2=2m1donde:m1: Pendiente del perodotransientem2: Pendiente del perodopseudo-estable, con presencia de falla o lmitesellantem1permite obtener las propiedades del yacimiento (k,kh,s,IP,EF)p* se obtiene extrapolando la recta de pendiente m2.

El tiempo mnimo de cierre requerido para alcanzar el cambio en la pendiente debe cumplir con la siguiente condicin

3.-Prueba a tasas de Usos Mltiples

Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presin por perodos estabilizados de flujo. A travs de esta prueba se puede determinar el ndice de productividad del pozo y tambin se puede utilizar para hacer un anlisis nodal del mismo.

continuacin

continuacin

4.-Pruebas de disipacin de presin en pozos inyectores (Fall off test).

Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presin en el fondo del pozo 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 recuperacin mejorada, 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 de arcillas, precipitados, entre otras, determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado,utilizada para pronsticos de inyeccin.

MTODODE HORNER APLICADO A POZOS INYECTORES

PASOS A SEGUIR

MTODODE MDH

MTODO DE HAZEBROCK, REIMBOW - MATTEWS

MTODO MILLER- DYES- HUTCHINSN

EFECTOS DE ALMACENAMIENTO

5.-PRUEBAS DE INTERFERENCIA

MTODODE THAIS

6.-PRUEBA DE PULSO

7.-PRUEBA DE PRODUCCIN DRILL STEM TEST (DST):

Un DST provee un medio para la estimacin de la formacin y las propiedades de los fluidos antes de la completacin del pozo. Bsicamente, la DST es una completacin temporal de un pozo. La herramienta del DST es un arreglo de paquetes y vlvulas localizados 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 es obtenida en la prueba, de este modo, la prueba nos puede decir los tipos de fluidos que el pozo producir si es completado en la formacin probada.

Con las vlvulas de superficie en el dispositivo del DST, es posible tener una secuencia de los 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. Las presiones medidas durante los periodos de cierre pueden ser particularmente importantes para la estimacin de las caractersticas de la formacin as como el producto permeabilidad/espesor y factor de dao. Esta data tambin puede usarse para determinar la posible presin de agotamiento durante la prueba.