prueba de presion 4.docx
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PRUEBAS DE POZO
I. INTRODUCCION
Las pruebas de pozos se pueden agrupar en dos categorías principales, según su
utilidad: en Pruebas de Presión y Pruebas de Productividad.
Las pruebas de presión, que serán aplicadas en nuestro estudio, son importantes
debido a que mediante el uso e interpretación de los resultados obtenidos se
pueden determinar ciertos parámetros fundamentales del yacimiento; el estado
actual de la formación en la vecindad del pozo; las heterogeneidades en el
reservorio, la presencia de acuíferos y además nos permitirá predecir el
comportamiento de su potencial actual y futuro.
Cuando se perfora un pozo exploratorio se realiza una prueba DST (Drill Steam
Testing), mediante la cual se hacen pruebas de producción; de restauración de
presión por medio de un sensor especial integrado a la tubería de perforación, y se
puede registrar la presión y temperatura de fondo con el objeto de evaluar los
parámetros fundamentales que permitirán caracterizar el yacimiento.
También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie,
fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades.
Una prueba de presión es fundamental para determinar los siguientes parámetros:
1) Permeabilidad y presión estática del yacimiento.
2) Predecir parámetros de la formación y de flujo como:
- Límites del yacimiento.
- Daño de formación.
- Comunicación entre pozos.
Existen diversos tipos de pruebas de presión que se realizan en un reservorio y
estas pruebas pueden ser:
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Pruebas de capacidad de entrega (Deliberability)
- Flujo tras flujo
- Isocronal
- Isocronal modificada
Presión transitoria
- Restitución de presión (Build up)
- Caída de presión (Drawdown)
Pruebas de interferencia
- Definir comunicación /inteferencia de pozos
II. OBJETIVOS
Comprender los distintos tipos de pruebas que se realizan en un reservorio
III. DESARROLLO
Una prueba de variación de presión se define como la medición continua de la presión, temperatura, y/o del gasto del pozo con respecto al tiempo, ante un cambio efectuado en las condiciones de producción del pozo.
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Las pruebas de pozos pueden ser agrupadas en dos grandes categorías basada en
su función primaria. La primera categoría, las Pruebas de Presión, incluyen
pruebas que permiten:
1. Obtener las características petrofísicas de un yacimiento; permeabilidad,
daño a la formación y daño debido a la turbulencia.
2. Determinar el radio de investigación, determinar la existencia de
discontinuidades en la zona investigada, fallas, barreras de permeabilidad,
fracturas naturales y capas, etc.
3. Determinar las características del flujo del yacimiento.
4. Determinar la eficiencia de los disparos o cañoneo.
5. Estimar las reservas conectadas a un pozo.
6. Obtener la presión de cierre estabilizada y la temperatura inicial del
yacimiento.
La segunda categoría, las Pruebas de Productividad, incluyen aquellas pruebas
que permite:
1. Determinar la capacidad de entrega de un pozo (deliverability) a ciertas
condiciones y predecir la manera como el caudal declinara con el
agotamiento del yacimiento.
2. Obtener el caudal al cual el pozo fluirá para una determinada presión de
cabeza.
3. Predecir la forma en la cual el caudal decrecerá con la declinación de la
presión.
4. Diseñar las instalaciones de superficie o evaluar su comportamiento.
5. Optimizar el sistema productivo.
Pruebas de capacidad de entrega
Son pruebas que se realizan un pozo de petróleo o gas para determinar su
capacidad de flujo en condiciones específicas de yacimiento y presiones de flujo. El
potencial de flujo abierto absoluto (AOF) se puede obtener a partir de estas pruebas
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y luego se puede generar la relación de rendimiento de flujo de entrada (IPR). La
prueba de capacidad de entrega también se denomina prueba de productividad.
AOF (Absolute Open Flow)
El AOF (Absolute Open Flow) o Potencial Absoluto a Flujo Abierto de un pozo se
ha definido como: “El caudal al cual un pozo produciría si se estableciera una
contrapresión atmosférica enfrente del intervalo productor” o sea que es
máximo caudal teórico al que podría producir un pozo.
Este AOF no puede ser medido directamente pero se puede calcular de las
pruebas de pozo. En los inicios de la industria petrolera este AOF se obtenía
abriendo totalmente el pozo hacia la atmosfera, pronto se comprobó que este
método es inconveniente porque dependía del diámetro de la tubería de
producción y se quemaban grandes cantidades de gas, asimismo los pozos se
dañaban porque el agua de formación se conificaba y se arenaban por las altas
velocidades que se generaban en el “wellbore”
FLUJO TRAS FLUJO
Las pruebas flujo tras flujo, que a veces son llamadas backpresurre o prueba de 4
puntos, son realizadas en un pozo con una serie de flujos a tasas estabilizadas para
medir la presión de fondo fluyente en la cara de la arena. Cada caudal es
establecido en sucesión con o sin un periodo pequeño de cierre de pozo. El
requerimiento de los periodos de flujo es que los mismos alcancen condiciones
estables, que es a veces una limitación en este tipo de prueba, sobre todo en
yacimientos de muy baja permeabilidad, que toman un largo tiempo para alcanzar
condiciones estables de flujo.
La prueba consiste en medir la presión de fondo fluyente mientras se mantiene el
caudal constante hasta que la presión se estabilice (pseudo steady state). Luego se
cambia de caudal y el pozo fluye hasta que la presión nuevamente se estabilice.
Este proceso se repite para 3 o 4 caudales.
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Este tipo de pruebas se utiliza para reservorios de media y alta permeabilidad. La
secuencia de operaciones para este tipo de pruebas es la siguiente:
1. Limpiar (Clean up) el pozo por el máximo choke o estrangulador por el que
posteriormente se medirá.
2. Cerrar el pozo preferentemente en el fondo hasta alcanzar Presión de
Reservorio: Pr.
3. Luego se abre el pozo sucesivamente por diferentes diámetros de
estranguladores hasta obtener presiones estabilizadas: Pwf1, Pwf2, Pwf3,
etc. y caudales estabilizados Qsc1, Qsc2, Qsc3, etc.
4. Posteriormente se hace un cierre o “build up” hasta alcanzar presión
estabilizada o presión de reservorio.
5. Graficar en coordenadas logarítmicas (Pr2 – Pwf2) vs. Qsc obteniendo una
línea recta.
6. Calcular el Potencial Absoluto a Flujo Abierto o AOF, cuando Pwf =0, o sea
cuando la presión de fondo fluyente sea igual a 14.7 psia.
Normalmente una Prueba de Contrapresión es realizada usando una secuencia
creciente de caudal, partiendo de un estrangulador o choke pequeño hasta uno más
grande, si existe posibilidad de formación de hidratos se puede adoptar una
secuencia decreciente de caudal.
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Existen dos técnicas para poder analizar estas pruebas las cuales son:
- Método empírico
- Método teórico
PRUEBAS ISOCRONALES
La misma consiste en hacer producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de
tiempos iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presión promedio del área de
drenaje, en los periodos comprendidos entre dos cambios de tasas subsiguientes.
Las pruebas isocronales son desarrolladas también para cortos periodos de tiempo
para aquellos pozos que tienen un largo periodo de tiempo de estabilización.
Específicamente las pruebas isocronales son una serie de pruebas a un solo punto
desarrolladas para estimar las condiciones de productividad sin llegar a los tiempos
necesarios para alcanzar la estabilización del pozo. Esta prueba es llevada a cabo
por una serie de periodos de flujo y cierre, permitiendo restaurar la presión
promedio del yacimiento antes de empezar el siguiente periodo de producción. Las
presiones son medidas en el tiempo durante cada periodo de flujo.
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El objetivo de una prueba isocronal es obtener datos para una curva de
entrega de gas sin necesidad de fluir el pozo suficientemente largo para
alcanzar condiciones estabilizadas.
Este procedimiento es necesario en reservorios de baja permeabilidad donde es
difícil alcanzar ri = re durante la prueba.
En una Prueba ISOCRONAL LOS TIEMPOS DE FLUJO SON IGUALES. Las
presiones de cierre deben ser las mismas (en lo posible), como consecuencia, los
tiempos de cierre son diferentes. De ser posible el periodo de flujo final debe ser lo
suficientemente largo para alcanzar flujo estabilizado.
El método empírico y el teórico son aplicables para la solución de pruebas
isocronales.
Este tipo de prueba se aplica a reservorios de baja permeabilidad. L a secuencia
de operaciones para este tipo de pruebas es la siguiente:
1. Limpiar (Clean up) el pozo por el máximo choke o estrangulador por el que
posteriormente se medirá.
2. Cerrar el pozo preferentemente en el fondo hasta alcanzar Presión de
Reservorio: Pr.
3. Abrir el pozo por un diámetro de estrangulador o choke por un determinado
periodo de tiempo midiendo Pwf1 y Qsc1.
4. Cerrar el pozo hasta que la presión restituya a Pr.
5. Abrir el pozo por un diámetro de estrangulador o choke más grande que el
del paso 3 por un periodo de tiempo igual al del paso 3 midiendo Pwf2 y
Qsc2.
6. Cerrar el pozo preferentemente en el fondo hasta alcanzar Presión de
Reservorio: Pr.
7. Repetir los pasos anteriores por dos estranguladores mas.
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PRUEBA ISOCRONAL MODIFICADA
Esta técnica fue propuesta por Brar y Aziz, y se introdujo para reducir los tiempos
de prueba en las pruebas isocronales, el procedimiento es muy similar a la prueba
Isocronal, con la única diferencia que los tiempos de cierre entre flujos son iguales a
los tiempos de flujo, esto significa que durante los cierres la presión no alcanzará la
presión inicial o del yacimiento, más aún la restauración de la presión en cada flujo
posterior será menor, en tal caso se estaría trabajando con una presión no-
estabilizada denotada como Pwfr. Esto resulta en un ahorro de tiempo si la
restauración hasta la presión estática luego de cada período de flujo ocurre
rápidamente. Tiene la ventaja de reducir considerablemente los volúmenes de
venteo de gas.
La prueba isocronal es realizada como una prueba isocronal convencional,
exceptuando que los periodos de cierre deben ser igual en duración, pero deben
ser igual o exceder el tiempo de los periodos de flujo. Debido a que el pozo
frecuentemente no alcanza a restaurar la presión promedia de yacimiento después
de cada periodo de flujo, la presión de cierre es registrada inmediatamente antes de
comenzar el periodo de flujo, esta presión es utilizada posteriormente en el análisis
en ves de usar la presión promedia del yacimiento. En consecuencia, la prueba
isocronal modificada es mucho menos exacta que la prueba isocronal convencional
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L a secuencia de operaciones para este tipo de pruebas es la siguiente:
1. Limpiar (Clean up) el pozo por el máximo choke o estrangulador por el que
posteriormente se medirá.
2. Cerrar el pozo preferentemente en el fondo hasta alcanzar Presión de
Reservorio: Pr.
3. Abrir el pozo por un diámetro de estrangulador o choke por un determinado
periodo de tiempo midiendo Pwf1 y Qsc1.
4. Cerrar el pozo por un periodo de tiempo igual al periodo de flujo donde se
alcance una presión Pw1.
5. Abrir el pozo por un diámetro de estrangulador o choke mas grande que el
del paso 3 por un periodo de tiempo igual al de los pasos anteriores
midiendo Pwf2 y Qsc2.
6. Cerrar el pozo preferentemente en el fondo por un periodo de tiempo igual al
de los pasos anteriores donde se alcance una presión: Pw2.
7. Repetir los pasos anteriores por dos estranguladores mas.
Con el último estrangulador, fluir el pozo en un flujo extendido hasta que se
alcancen condiciones estabilizadas de presión y caudal.
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Un resumen de las presiones y caudales para los 3 tipos de pruebas estudiadas
están detallado en la tabla 1.1.
Los caudales se deben medir en MMPCD y la presión se debe medir en psia.
PRUEBA DE RESTAURACION DE PRESION (Buildup test):
La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la
presión en el estado transitorio. Básicamente, la prueba es realizada por un pozo
productor a tasa constante por cierto tiempo, cerrando el pozo (usualmente en la
superficie) permitiendo que la presión se restaure en el pozo, y recordando que la
presión (usualmente hoyo a bajo) en el pozo es una función del tiempo. A partir de
esta data, es frecuentemente posible estimar la permeabilidad de la formación y la
presión del área de drenaje actual, y caracterizar el daño o estimulación y las
heterogeneidades del yacimiento o los limites.
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Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo
fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre Δt, la presión
registrada de fondo alcanza el valor estático Pe (presión estática)
El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de
restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático de Pe.
PΔt ≤ Pe
Dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que
el tiempo de cierre se incrementa PΔt se aproximara a Pe.
Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presión de fondo durante un
periodo de tiempo, luego de cerrar el pozo después de haber estado fluyendo a una
tasa constante estabilizada.
Se utiliza para hallar:
Presión estática promedio en el área de drenaje o yacimiento (Pi).
Permeabilidad promedio en el área de drenaje (k).
Efecto Skin (s).
Presencia de Límites o heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras
estratigráficas).
Interferencia o comunicación entre pozos / fallas
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RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (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 distribución
homogénea en la presión antes del cierre
Al cerrar el pozo se mide la presión de fondo (Pwf @t=0) y se empieza a medir en
función del tiempo de cierre (t).
En esta prueba un pozo que ha estado fluyendo (idealmente a tasa constante) es
cerrado, y se mide el aumento de la presión en el fondo del pozo.
Ventaja
La principal ventaja es que la condición requerida de tasa constante es lograda
fácilmente ya que el pozo tiene una tasa de producción igual a cero.
Desventajas
Puede ser difícil alcanzar una tasa de producción constante antes de que el
pozo sea cerrado. En particular, puede ser necesario cerrar el pozo para bajar la
herramienta.
La perdida de producción mientras el pozo esta cerrado.
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Factores que complican la prueba de presión build up
Frecuentemente las pruebas de presión build up no son simples, muchos factores
pueden influenciar la forma de la curva que representa dicha presión. Una forma
inusual puede requerir explicación para completar un análisis apropiado. Factores
como fracturas hidráulicos, particularmente en formaciones de baja permeabilidad
pueden tener un gran efecto en la forma de la curva.
Otros factores que causan problemas como la presión de fondo medida en
condiciones pobres de funcionamiento.
La forma de la curva también puede ser afectada por la interfase roca-fluidos,
contacto agua-petróleo, fluido lateral o heterogeneidades de la roca.
CAIDA DE PRESIÓN (Drawdown)
Es realizada por un pozo productor, comenzando idealmente con una presión
uniforme en el yacimiento. La tasa y la presión son registradas como funciones del
tiempo. Los objetivos de la prueba de agotamiento usualmente incluyen la
estimación de la permeabilidad, factor de daño (skin), y en algunas ocasiones el
volumen del yacimiento.
Provee información acerca de la permeabilidad, factor de daño y el volumen del
yacimiento en comunicación. Entre una de las ventajas que ofrece son las
económicas debido a que se realiza con el pozo en producción. Su mayor
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desventaja es la dificultad para mantener una tasa constante. Si la tasa no se
puede logar entonces se recomienda el uso de pruebas multi-tasa.
Para correr una prueba se declinación de presión, en general, se siguen los
siguientes pasos:
Se cierra el pozo por un periodo de tiempo suficiente para alcanzar la
estabilización en todo el yacimiento ( sino hay estabilización probablemente
se requiera una prueba multi-tasa).
Se baja la herramienta a un nivel inmediatamente encima de las
perforaciones (mínimo la herramienta debe tener dos sensores para efectos
de control de calidad de datos).
Abrir el pozo para producir a rata constante y registrar continuamente la Pwf.
La duración de una prueba de declinación puede ser unas pocas horas o varios
días, dependiendo de los objetivos de la prueba y las características de la
formación.
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PRUEBA MULTITAZA
Se puede correr desde una tasa libre hasta una serie de tasas constantes, para una
prueba de presión de fondo , con constantes cambios en la taza de flujo, la misma
contribuye a minimizar los cambios en los coeficientes de almacenamiento en los
pozos.
Muestran gran ventaja al producir menor caída de presión ,y una desventaja es es
una prueba difícil de controlar debido a las fluctuaciones de las tasas ; difíciles de
medir especialmente sobre una base continua.
En las pruebas las tasas de flujo de un pozo productor se hace variar , mientras
que la presión se monitorea en uno o mas pozos de observación. El análisis de los
datos nos proporciona información que no se podría obtener con un solo pozo.
la mayoría de las pruebas multiples se realizan en yacimientos cerrados y se las
realiza para:
Buscar conectividad y/o continuidad del yacimiento
Detectar permeabilidad
Estimar el volumen del yacimiento
Orientación de fracturas hidráulicas
Determinar el índice de productividad
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PRUEBAS DE DISIPACION DE PRESION EN POZOS INYECTORES
(FALL OFF)
Cuando se inyecta fluido desplazante por un pozo, con el propósi to de producir por
otro pozo vecino, se está induciendo una presión en dicho pozo y su respectiva
formación, por ende la presión se incrementa. Las pruebas de disipación de
presión, se realizan cerrando el pozo inyector mientras se está inyectando a una
tasa constante manteniendo la presión fija, para luego tomar valores de la presión
en función del tiempo, hasta que la presión decline y se restaure a la presión
estática.
Los análisis de una prueba de Fall off, muy similares a los desarrollados en
secciones anteriores para pruebas de Drawdown y Build Up, permiten determinar
las condiciones del yacimiento en los alrededores del pozo inyector. Esto es,
estimar la presión promedio del yacimiento, medir la presión de ruptura del
yacimiento, determinar fracturas, determinar si existe daño en la formación, y
determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado.
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Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el
fondo del pozo en función del tiempo.
La teoría supone una tasa de inyección constante antes de cerrar al pozo.
Con esta prueba es posible determinar:
Las condiciones del yacimientoen las adyacencias del pozo inyector,
Permite dar un seguimiento de lasoperaciones de inyección de agua y
recuperación mejorada,
Estimar la presión promedio del yacimiento, medir la presión de
ruptura del yacimiento,
Determinarfracturas, determinar si existe daño en la formación,
causado por taponamiento,hinchamiento de arcillas, precipitados, entre
otras,
Determinar la permeabilidadefectiva del yacimiento al fluido inyectado,
utilizada para pronósticos de inyección.
Se corren cerrando el pozo inyector y registrando la presión en el fondo del pozo
como función del tiempo de cierre. Es análoga a las pruebas de restauración de
presión en pozos productores. La teoría para el análisis de las pruebas supone que
se tiene una tasa de inyección constante antes de la prueba. La historia de tasa
idealizada se muestra en la siguiente figura:
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PRUEBA DE INYECCION
Esta prueba es conceptualmente idéntica a una prueba de abatimiento, con
excepción de que el flujo va “hacia dentro del pozo” y no hacia fuera del mismo.
En este tipo de prueba la tasa de inyección se puede controlar más fácilmente que
la tasa de producción. Sin embargo, el análisis de los resultados de la prueba se
puede complicar debido a efectos de multifase a menos que, el fluido inyectado sea
el mismo que el fluido original del yacimiento (Figura 2.4)
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Figura 2.4 Esquema de tasa y presión en una prueba de prueba de Inyección
PRUEBAS DST (DRILLSTEM TEST)
Una prueba DST es una prueba corta que se efectua durante la perforación de un
pozo utilizando la tubería de perforación. Esta formada por pruebas de declinación y
caídas de presión consecutivas.
Pasos para realizar una prueba DST.
1. Tomar una muestra del fluido del yacimiento
2. Establecer la probabilidad de comercialidad, normalmente se corre en pozos
exploratorios
3. Determinar las propiedades de la formación y el daño , estos podrían usarse
para estimar el potencial de flujo del pozo
Estas pruebas permiten determinar la presión y temperatura de fondo y son
realizadas en la etapa de perforación, también se obtienen muestras de los fluidos
presentes en el yacimiento a diferentes profundidades para determinar sus
propiedades con el objetivo de minimizar el daño ocasionado por el fluido de
perforación o para la estimación de reservas.
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Además de proporcionar una muestra del tipo de fluido en el yacimiento un buen
DST da una inclinación de la rata de flujo, una medida de las presiones estáticas y
de flujo. Un DST puede en ciertos casos detectar barreras si estas se encuentran
cerca al pozo: fallas, discontinuidades, etc.
IV. CONCLUSIONES
• Los tipos de pruebas de pruebas de pozos están basados en la ley de Darcy y las
teorías de flujo pseudoestable.
• Estas pruebas permiten determinar parámetros de interés tanto del pozo como del
yacimiento, tales como: productividad del pozo, presión del yacimiento,
permeabilidad efectiva, daño mecánico y de turbulencia.
• Todas las pruebas de presión de gas requieren que sean probadas a diferentes
tasas de flujo para poder discernir entre los diferentes estados de flujo y las caídas
de presión debidas al daño en el pozo y por el flujo continuo de gas, las cuales se
pueden determinar mediante los modelos analíticos de contrapresión.