Pruebas de Variacion de Presion

EXPLORACION Y PRODUCCION

GERENCIA DE INFORMACIGERENCIA DE INFORMACIÓÓN TN TÉÉCNICA DE EXPLOTACICNICA DE EXPLOTACIÓÓNN

(GITE)(GITE)

GUGUÍÍA PARA A PARA LA PLANEACILA PLANEACIÓÓN Y N Y EJECUCIEJECUCIÓÓN DE PRUEBAS DE N DE PRUEBAS DE

VARIACIVARIACIÓÓN DE PRESIN DE PRESIÓÓN PARA UN N PARA UN SOLO POZOSOLO POZO



1.00

E-0

11.

00E

+00

1.00

E+01

1.00

E+0

2

1.E-03 1.E-02 1.E-01 1.E+00 1.E+01 1.E+02

Incremento de Presión

Δp/dΔt

)(Δ

tdP

resión

,D

eriv

ada

deΔp

De

Pre

sión

Incr

emen

to

Tiempo de Cierre, ∆t (horas)

OBJETIVO DE LA GUÍA

•Establecer criterios para la planeación de las pruebas de variación de presión para un solo pozo.



• Producción diferida, ocasionada por el cierre de pozos, deberá ser considerada en la elaboración de programas operacionales.

• Establecer claramente los objetivos de las pruebas a realizar:Calcular presión promedio del área de dreneDetectar heterogeneidades del yacimientoEstimar• Permeabilidad y daño• Distancia a una falla• Volumen poroso del yacimiento• Parámetros de doble porosidad • Parámetros de una fractura hidráulica• El avance del frente de desplazamiento (procesos de

inyección)Discretizar el daño (penetración parcial, perforaciones, desviación)

Planeación de la medición



En la planeación de una prueba de presión deberán participar especialistas de geociencias, ingenieros de yacimientos y diseño de pozos.Dependiendo del objetivo de la prueba se deberá planear:

Duración adecuada de la prueba para que la respuesta esperada del yacimiento sea detectada.

Una adecuada magnitud del pulso hidráulico, suficiente para ser detectado por las herramientas a utilizar. Magnitud es directamente proporcional al volumen de fluidos utilizado para generar el pulso

Coordinación de Diseño de Explotación será responsable de elaborar el programa operativo de las pruebas.En todos los casos, será obligatorio que personal deCoordinación de Diseño supervise los trabajos operativos para asegurar la ejecución adecuada de la prueba.

Planeación de la medición



De acuerdo con tipo de pozo y condiciones de localización, realizar pruebas de presión para determinar parámetros dinámicos: k, presión promedio del área de drene, calidad de la terminación, s, de acuerdo a:Pozos nuevos, realizar pruebas a más tardar dentro de 3 primeros meses después de poner pozo a producción. Necesariamente una de las pruebas será un incremento de presión.Pozos reparados con intervalos nuevos, realizar la prueba a más tardar dentro de 3 primeros meses después de poner el pozo a producción.Pozos redisparados, realizar la prueba a más tardar dentro de 3 primeros meses después de la intervención.Pozos en los cuales se haya aislado un intervalo, realizar la prueba a más tardar dentro de 3 primeros meses después de la intervención.Pozos a ser estimulados matricialmente.- Será obligatorio estimar el daño al pozo, antes y después del tratamiento.Pozos a ser fracturados hidráulicamente.- Ver “Guía para la toma de información en operaciones de fracturamiento hidráulico”.Pozos inyectores.- Será obligatorio determinar la curva de inyectividad, la permeabilidad y el daño al pozo, previo a su operación.

Casos de aplicación de las pruebas de presión



Pruebas requeridas para tomar la información descrita, podrán ser ejecutadas junto con las pruebas para determinar el potencial del pozo.Multiprueba de formación (DST) será de aplicación obligatoria en pozos delimitadores. En campos en desarrollo, esta prueba se realizará en al menos el 10% de pozos.Campos más importantes deberán contar con una estrategia de caracterización estática y dinámica, apoyadas en pruebas de presión. Estas estrategias deberán ser revisadas y evaluadas en forma anual.Pozos inyectores para proyectos de recuperación secundaria o mejorada deberán contar al menos 1 prueba de inyección ascendente, que permita definir características de admisión de fluidos a la formación.Pruebas de inyección descendente que tengan como objetivo obtener parámetros para diseñar un fracturamiento hidráulico deberán documentarse de acuerdo con la guía correspondiente.

Casos de aplicación de las pruebas de presión



Utilizar una o dos herramientas registradoras de presión de memoria, como respaldo, para asegurar una medición correcta. El uso de 2 o más herramientas puede facilitar la interpretación de un comportamiento inesperado en la respuesta. Se recomienda utilizar una herramienta registradora en tiempo real. Esto ayudará a determinar periodos de flujo durante la prueba y optimizar el desarrollo de la operación.Todas las herramientas de medición deberán contar con su registro de calibraciones.Asegurarse que el ritmo de adquisición de datos de las herramientas de fondo sea adecuado para las condiciones y etapasde la prueba

Control de calidad de los datos




Verificar que el equipo superficial de medición de fluidos haya sido calibrado recientemente y que durante la operación no presente oscilaciones.

La precisión usada en la medición de volúmenes de fluidos producidos o inyectados, es mucho menor que la precisión de la medición de presión de fondo. Sin embargo, la información de medición de gastos es utilizada con mucho menos cuidado que la de datos de presión.

Además, la metodología de interpretación involucra el manejo de un dato promedio para cada periodo de flujo, introduciendo asíotra fuente de error. El error final de la medición del gasto, afecta en proporción directa valores calculados del análisis de la información.



Verificar que durante la medición del flujo del pozo se contabilice en forma adecuada el agua producida. En informes entregados por compañías de servicios, se deberáincluir copia de certificados de calibración, tanto de herramientas de fondo como de equipos superficiales de medición de presión, temperatura y flujos utilizados.Se recomienda que durante operaciones de cierre de pozo, se tome un gradiente estático. Esta información ayudará a determinar si alguna de las herramientas ha quedado dentro de la fase líquida o no. Durante el análisis de la prueba, esta información será de mucha utilidad.




Situaciones anómalas

Movimiento ascendente de la interfase de líquido Medidores

Nivel de líquido




El efecto del movimiento ascendente de la interfase de líquido, da la apariencia de que no hay respuesta del yacimiento.




Efecto del movimiento ascendente de la interfase de líquido reflejada en una gráfica tipo Horner, da la apariencia de que no hay respuesta del yacimiento.


EXPLORACION Y PRODUCCION Información a respaldar:Tipo de prueba.- Incremento, Decremento, Inyección ascendente o descendente, Abatimiento de presión, Multiprueba selectiva de formación, Interferencia vertical, Gastos múltiples, Límite, combinación de éstas.Nombre y ficha del supervisor en campoPrograma operativo en archivo electrónico, incluyendo diagrama del estado mecánico con la ubicación de las herramientas.Bitácora de operación.- Archivo electrónico con secuencia operativa, desde instalación de equipos hasta su desmantelamiento. En caso de cambios en programa original, la bitácora debe consignar las razones, incluir descripción de eventos, así como fecha y hora de cada uno. Tales eventos pueden ser: hora de introducción de sonda al pozo; horas del inicio y fin de cada estación que se registre; cierre y apertura del pozo; cambios del estrangulador; hora en que se alinea el pozo a separadores; hora en que separadores están estabilizados; inicio y término de medición; contenido de CO2, H2S, densidad relativa del gas, contenido de sedimentos y agua en emulsión (BSW), calibración de medidores de flujo.

Manejo de la información



Datos recuperados por registradores de fondo.- Archivos electrónicos en formato LAS, ASCII u otro formato, que información (sin editar) de todos los registradores de fondo utilizados (tiempo real, una o dos sondas de memoria). La información contenida en estos archivos serán presión y temperatura y la hora en que fueron registrados.Datos recuperados por sensores en cabeza del pozo.- Archivos electrónicos en formato LAS, ASCII u otro tipo de formato, con información continua de presión y temperatura registrada en la cabeza del pozo y corriente abajo del estrangulador.Datos recuperados por equipos de medición de flujo.- Archivos electrónicos en formato LAS, ASCII u otro formato, con datos continuos de presión, temperatura, gasto de aceite, gas (incluyendo la lectura diferencial y estática de la placa), condensado, agua, para cada etapa de separación (en caso de equipo convencional) o bien a las condiciones de medición (en caso de equipo no convencional)




Informe final.- Elaborado por especialista de Pemex o cía. de servicio conteniendo

Resumen mencionando tipo de prueba, nombre del pozo, Activo Integral, objetivo de la prueba, compañías de servicio involucradas, nombre y ficha del supervisor de Pemex.Programa original de la prueba.Listado de equipos superficiales y sus características (número de separadores y sus capacidades, manifold de estrangulamiento, unidad de registros, grúa, tanques de almacenamiento, etc.).Diagrama esquemático con distribución superficial de los equipos.Diagrama del estado mecánico del pozo mostrando la ubicación de herramientas, asentamientos de TR, boca de la TP, zonas disparadas.Listado de sensores de presión y temperatura utilizados en la cabeza del pozo y sus características.




Listado herramientas de medición de presión y temperatura y equipos de fondo, con: # de serie, Fecha última calibración, Tipo de la herramienta, Modelo, Rango de presión, Precisión, ResoluciónBitácora de la operación. Certificados de calibración de herramientas de fondo, sensores de presión y temperatura de la cabeza del pozo y medidores de flujo.Información adicional para análisis: presión original, presión de saturación, factores de volumen, espesor neto, porosidad, radio de drene, diámetro del agujero, compresibilidad de la formación, viscosidad de fluidos. Especificar origen de información.Discusión sobre análisis de la prueba y resultados obtenidos en relación a caracterización estática y dinámica como el daño, kh, características de las fracturas, y distancia a fallas o fronteras




Agua

Gas

Aceite

q

r

h1

hhp

z

kz

kr

MODELO USADO

Descripción modelo geológico, incluyendo mecanismos de empuje presentes, y razones por las cuales fue

seleccionado este modelo.



Para fracturamiento hidráulico, describir: longitud, ancho, conductividad y daño de fractura.Identificación de efectos de dinámica de pozo como entrada/salida de fluido de la formación durante el cierre, redistribución de fases, taponamiento o limpieza de la cara de la formación, cambios PVT en el fluido del pozo, liberación de gas en solución, condensación retrógrada, fugas, mareas, micro sismos.Identificación de efectos de herramienta: deriva, histéresis, funcionamiento inadecuado, …Información adicional de pruebas en pozos vecinos.Conclusiones y recomendaciones.





Falla en la válvula denominada golpeteo de ala, debido a la forma que se presenta en la gráfica.




Problemas con el sensor de medición




El movimiento del sensor ocasiona falta de continuidad en la información, que repercute en el momento del análisis




Efecto del movimiento del sensor, ocasiona dos interpretaciones totalmente diferentes

Análisis 1

Análisis 2




Cuando el pozo tiene bombeo neumático continuo, se debe considerar que este sistema se reflejará en la toma de información.




Presencia de fuga en el lubricador




Como se vería la presencia de fuga en el lubricador, en una gráfica semilogarímica.




Modelo irreal. Los datos de la derivada están influenciados por la segregación de fases dentro del pozo.




Comparación de respuestas. Gráficas semilogarítmicas de pruebas en pozos adyacentes, drenando el mismo yacimiento




Calidad de los datos. La falta de calidad de la información ocasiona comportamientos difíciles de identificar y asociar con algún modelo

existente.




Derivadas de presión que muestran inmersiones o valles debidos a la segregación de fase y a la doble porosidad, que pueden interpretarse como modelos irreales



Se planea bien para alcanzar el objetivoSe planea bien para alcanzar el objetivoSe calibran los medidores y el equipo estSe calibran los medidores y el equipo estáá en en buenas condicionesbuenas condicionesSe realiza un buen procedimiento de pruebaSe realiza un buen procedimiento de prueba

MediciMedicióón del gaston del gastoControl de la profundidadControl de la profundidadReporte verReporte veríídicodico

Se realiza un anSe realiza un anáálisis basado en lisis basado en conocimiento geolconocimiento geolóógico y de las condiciones gico y de las condiciones de la pruebade la prueba

SE PUEDE TENER INFORMACIÓN CONFIABLE SI:



El anEl anáálisis de la presilisis de la presióón de fondo, NO es un evento n de fondo, NO es un evento aisladoaisladoLa planeaciLa planeacióón de la presin de la presióón de fondo y las prn de fondo y las práácticas cticas de campo influyen los resultadosde campo influyen los resultadosFuentes de problemas incluyen:Fuentes de problemas incluyen:

Cambios de gasto sin registrarCambios de gasto sin registrarFugas/InterferenciasFugas/InterferenciasMedidores (sensores de fondo)Medidores (sensores de fondo)Procedimiento inadecuadoProcedimiento inadecuadoUso del anUso del anáálisis inapropiadolisis inapropiadoNo unicidad en la respuesta de los sensoresNo unicidad en la respuesta de los sensores

CONCLUSIONES

Documents

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