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INTRODUCCION:
INTRODUCCION:
Durante el desarrollo de los estudios de los yacimientos, modernamente Durante el desarrollo de los estudios de los yacimientos, modernamente el
el iningegeninierero o de de yayacicimimienento to se se coconsnsigigue ue cocon n la la inincecertrtididumumbrbre e de de lala validez de los datos disponibles, tanto en yacimientos maduros, como en validez de los datos disponibles, tanto en yacimientos maduros, como en yacimientos nuevos, la validez o precisión de los datos usados, en el yacimientos nuevos, la validez o precisión de los datos usados, en el desarrollo de un estudio de ingeniería de yacimiento, es fundamental desarrollo de un estudio de ingeniería de yacimiento, es fundamental para la predicción y desarrollo de programas de explotación óptimos de para la predicción y desarrollo de programas de explotación óptimos de los yacimientos.
los yacimientos.
Por esta razón nace la necesidad de realizar una serie de pruebas que Por esta razón nace la necesidad de realizar una serie de pruebas que dependerán del tipo del pozo y de los nes a conseguir llamadas !"#$$ dependerán del tipo del pozo y de los nes a conseguir llamadas !"#$$ %#&%'()*o
%#&%'()*o !P+#-!P+#-& & D# D# P/0/* P/0/* , , los los cuales cuales estarían estarían en en función función de de lala presión y su
presión y su comportamiento.comportamiento.
$a idea original de analizar los datos de presión versus tiempo de un $a idea original de analizar los datos de presión versus tiempo de un pozo produciendo o cerrado para obtener información de los estratos pozo produciendo o cerrado para obtener información de los estratos productores apareció primero en la idrología. $os idrologistas estaban productores apareció primero en la idrología. $os idrologistas estaban int
intereresaesados dos priprincincipalpalmemente nte en en el el comcomporportamtamieniento to del del 2u32u3o o de de aguaguaa subterráneo a trav4s de grandes acuíferos. Poco despu4s,
subterráneo a trav4s de grandes acuíferos. Poco despu4s, TheisiTheisi publicópublicó un traba3o pionero en el 2u3o de 2uidos a trav4s del medio poroso, un traba3o pionero en el 2u3o de 2uidos a trav4s del medio poroso, Muscat
Muscat estudió el problema más enfocado acia los yacimientos de estudió el problema más enfocado acia los yacimientos de idrocarburos5 el comportamiento eventual de la presión estática de un idrocarburos5 el comportamiento eventual de la presión estática de un pozo cerrado de un yacimiento. 6uando se comparó a la presión inicial pozo cerrado de un yacimiento. 6uando se comparó a la presión inicial de
del l yayacicimimienentoto, , la la prpresesióión n esestátátitica ca esestitimamada da popodídía a seser r ususadada a parparaa calcular el petróleo producido al tiempo de la
calcular el petróleo producido al tiempo de la prueba.prueba. $a determinación de la presión inicial y el
$a determinación de la presión inicial y el área de drena3e del yacimientoárea de drena3e del yacimiento pro
proporporciocionan nan la la infinformormaciación ón necnecesaesaria ria parpara a detdetererminminar ar el el petpetróróleoleo ori
originginal al en en sitsitio io 7P7P././.#..#.&.8&.8. . DesDesdede MuscatMuscat, cantidades de traba3os de, cantidades de traba3os de investigación se an publicado en el análisis de pruebas de presión de investigación se an publicado en el análisis de pruebas de presión de poz
pozos. os. 9uc9ucas as pruepruebas bas fuefueron ron crcreadeadas as parpara a detdetererminminar ar parparámeámetrtrosos especícos del yacimiento. #sta !explosión* en la literatura fue debida especícos del yacimiento. #sta !explosión* en la literatura fue debida básicamente a la facilidad con la cual el comportamiento de la presión básicamente a la facilidad con la cual el comportamiento de la presión puede ser medida y la valiosa información de los parámetros calculados puede ser medida y la valiosa información de los parámetros calculados de esas pruebas.
de esas pruebas.
$as pruebas de pozos así como la tecnología a evolucionado, dando $as pruebas de pozos así como la tecnología a evolucionado, dando resultados cada vez más conables, los cuales se obtienen de modelos resultados cada vez más conables, los cuales se obtienen de modelos más comple3os. Pero al aber pruebas excesivamente complicadas, se más comple3os. Pero al aber pruebas excesivamente complicadas, se consideraron como un !arma de doble lo*. 9ucas veces, a causa de la consideraron como un !arma de doble lo*. 9ucas veces, a causa de la comple3idad de los modelos $os modelos originales de yacimientos para comple3idad de los modelos $os modelos originales de yacimientos para
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pruebas de pozos, fueron básicamente omog4neos. ora, las pruebas pruebas de pozos, fueron básicamente omog4neos. ora, las pruebas de pozos se an expandido tremendamente al considerar una variedad de pozos se an expandido tremendamente al considerar una variedad de modelos comple3os que me3oran gracias a las aplicaciones de las de modelos comple3os que me3oran gracias a las aplicaciones de las nuevas tecnologías como ya se abía
nuevas tecnologías como ya se abía eco referencia.eco referencia.
6on las pruebas de pozo pueden ser calculados parámetro signicativos 6on las pruebas de pozo pueden ser calculados parámetro signicativos y de muca relevancia para el correcto análisis del yacimiento como y de muca relevancia para el correcto análisis del yacimiento como ser ; la permeabilidad , el da<o s=in, etc.
ser ; la permeabilidad , el da<o s=in, etc.
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%eis, 6.>.;*%e +elati.;*%e +elationsip -et?een $o?onsip -et?een $o?ering of Piezometriering of Piezometric &urface andc &urface and te+ate and Duration of
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pruebas de pozos, fueron básicamente omog4neos. ora, las pruebas pruebas de pozos, fueron básicamente omog4neos. ora, las pruebas de pozos se an expandido tremendamente al considerar una variedad de pozos se an expandido tremendamente al considerar una variedad de modelos comple3os que me3oran gracias a las aplicaciones de las de modelos comple3os que me3oran gracias a las aplicaciones de las nuevas tecnologías como ya se abía
nuevas tecnologías como ya se abía eco referencia.eco referencia.
6on las pruebas de pozo pueden ser calculados parámetro signicativos 6on las pruebas de pozo pueden ser calculados parámetro signicativos y de muca relevancia para el correcto análisis del yacimiento como y de muca relevancia para el correcto análisis del yacimiento como ser ; la permeabilidad , el da<o s=in, etc.
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A A
OBJETIVO:
OBJETIVO:
#l ob3etivo de este traba3o es conocer y comprender lo que es una #l ob3etivo de este traba3o es conocer y comprender lo que es una prueba de pozo así como las diferentes variaciones desarrolladas de prueba de pozo así como las diferentes variaciones desarrolladas de acuerdo a los resultados esperados, así como los mecanismos utilizados acuerdo a los resultados esperados, así como los mecanismos utilizados y los parámetros obtenidos.
y los parámetros obtenidos.
A A
E
“WELL TESTING” – “PRUEB DE PO!O”
!&on pruebas que se realizan con el propósito de determinar la abilidad de la formación para producir 2uidos5 y dependiendo del estado de desarrollo del campo se pueden dividir en; 'denticación de la naturaleza de los 2uidos del yacimiento, estimación del comportamiento del pozo*
$os operadores que llevan a cabo las pruebas en un pozo lo acen para determinar ciertos parámetros del yacimiento y características del pozo, para predecir el comportamiento futuro del pozo o del sistema pozoC yacimiento. #stas pruebas son más beneciosas cuando se realizan en la etapa de exploración. Descubrir nuevas reservas o prevenir la completación de pozos secos son de los principales ob3etivos de una prueba. lgunas veces la prueba se lleva a cabo para saber si ay suciente idrocarburo que 3ustique los costos de desarrollos de nuevos campos. unque las pruebas de pozos puedan ocasionar gasto de tiempo, bien vale el esfuerzo por la información
DISE"O DE UN PRUEB
:#l dise<o de una prueba es el primer paso en su planicación. 9uy frecuentemente,
planicaciones inadecuadas traen como consecuencia problemas y errores costosos.
(aturalmente, conocer acerca del sistema pozoCyacimiento, ayuda enormemente para que la
planicación sea dise<ada en función de captar la mayor cantidad de información posible en la prueba. #ntre la información preliminar que se debe reunir, se tiene;
Fistoria de producción
Data sísmica, mapas estructurales 7geología8 'nformación sobre operaciones de perforación +egistro de toma de nGcleos
&i se conoce la istoria de un sistema pozoCyacimiento, los planes futuros para las pruebas
B
pueden permitir que se logren todos los ob3etivos planteados.
$a forma de conducir una prueba depende de los ob3etivos de la misma, las características del sistema pozoCyacimiento, la forma con que se analizan los datos de la prueba y más que eso, los requerimientos de las agencias gubernamentales.
BENE#ICIOS DE LS PRUEBS DE PO!OS
dicionalmente a la determinación de parámetros del yacimiento, las pruebas de pozos permiten;
Decidir sobre la necesidad de realizar tratamientos de
estimulación y una vez ecos, vericar su efectividad.
$ocalizar zonas productoras.
Detectar estructuras como fallas sellantes o no sellantes,
discontinuidades de roca yHo 2uidos.
Determinar la existencia de comunicación de pozos a trav4s de
sus zonas productoras.
Determinar reservas en yacimientos naturalmente fracturados.
PR$METROS %UE SE CLCULN CON LS PRUEBS DE
PO!O&
Permeabilidad de la formación 7=8.
Da<o o estimulación en la formación 7s8. Presión del yacimiento 7P8.
$imites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento. Irea de drena3e.
TIPOS DE PRUEBS DE PO!O
$as pruebas de pozos más comunes para determinar las características de 2u3o de los yacimientos son los siguientes;
Pruebas de inyectividad 7JallC/K8. Prueba 9ultiCtasa 79ultirate test8.
Prueba 'sócronal 7análisis de Deliberabilidad8. Prueba de Declinación de Presión 7Dra?do?n8. Pruebas De 'nterferencia.
Pruebas de +estauración de Presión 7-uild up test8. Pruebas de inyectividad 7JallC/K8.
L
PRUEBS DE IN'ECTIVIDD (#LL)O##*&
#l propósito básico de esta prueba es tener una idea cualitativa de la permeabilidad de la zona y factibilidad de someter a esta zona a un
tratamiento de estimulación yHo fracturamiento idráulico. Prueba de inyección de 2uidos compatibles con la formación asta que alcanza su máxima presión. Puede ser interpretada como cualquier prueba de presión.
PRUEB MULTI)TS O #LUJO TRS #LUJO (MULTIRTE
TEST*&
$lamada tambi4n pruebas convencionales de contrapresión
(Conventional Backpresure Test). #n este tipo de prueba, el pozo se 2uye
a un determinado caudal midiendo la presión 2uyente de fondo la cual normalmente se mantiene en estado transiente 7no alcanzando el estado pseudoCestable8. $uego el pozo cambia su 2u3o a un nuevo r4gimen, normalmente en estado transiente sin llegar estado pseudo estable. $a presión puede ser medida con un medidor de presión de
fondo de pozo.
#ste proceso es repetido para diferentes r4gimenes de 2u3o estabilizados. #sto se puede realizar para un nGmero indeterminado de períodos de 2u3o, normalmente es recomendable que sean cuatro, al
nal de la prueba de multiC2u3o se efectGa un cierre de pozo cuyo tiempo depende del tiempo de estabilización.
PRUEB IS+CRONL (N$LISIS DE DELIBERBILIDD*&
6onsiste en producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de tiempos iguales, y cerrar el pozo asta alcanzar la presión promedio del área de drena3e, en los periodos comprendidos entre dos cambios de tasas subsiguientes. &on frecuentemente utilizadas, para realizar los conocidos análisis de Deliberabilidad. (o requiere alcanzar condiciones estabilizadas. 'sócronal (ormal; esta prueba no siempre es aplicable en forma práctica, dado que el tiempo de pseudo estabilización puede ser excesivamente largo.
'sócronal 9odicada; la característica fundamental es que los períodos de cierre son todos iguales. $os cálculos se realizan de manera similar a la prueba 'sócronal (ormal.
M
PRUEB DE DECLINCI+N DE PRESI+N (DRWDOWN*&
$a presión durante el período de 2u3o es conducida por la producción del pozo, comenzando idealmente con una presión uniforme en el yacimiento. $a tasa de producción y la presión son registradas como función del tiempo. $os ob3etivos de una prueba de 2u3o incluyen estimaciones de permeabilidad, factor de da<o y en ocasiones, el volumen del yacimiento. $a prueba de evaluación de presiones durante el período de 2u3o es particularmente aplicada en pozos nuevos y en aquellos que an sido cerrados un tiempo sucientemente largo que permite que la presión estática del yacimiento se estabilice. &u tiempo ideal es el período inicial de producción del pozo. Provee información acerca de, la permeabilidad, factor de da<o y el volumen del yacimiento en comunicación 7continuidad de la arena8. . $a tasa de producción y la presión son registradas como función del tiempo /frece venta3as
@
económicas, porque se realiza con el pozo en producción. &u mayor desventa3a es la dicultad para mantener una tasa constante. &i no se puede lograr la tasa constante se recomienda el uso de Pruebas 9ultitasa. $a parte inicial de los datos se ven in2uenciados por el efecto de post 2u3o. . $a prueba de evaluación de presiones durante el período de 2u3o es particularmente aplicada en pozos nuevos y en aquellos que an sido cerrados un tiempo sucientemente largo que permite que la presión estática del yacimiento se estabilice.
PRUEBS DE INTER#ERENCI&
&u propósito general es determinar si existe comunicación entre dos o más pozos en un yacimiento. 6uando existe comunicación, provee estimados de permeabilidad, porosidad y compresibilidad 7N, 6t8 y determinar la posibilidad de anisotropía en el estrato productor.
#n una prueba de interferencia, un pozo es producido y la presión es observada en un pozo diferente 7o pozos8. na prueba de interferencia monitorea los cambios de presiónO afuera en el yacimiento, a una distancia le3ana al pozo productor original. $os cambios de presión a una distancia del pozo productor es muco mas peque<a que en el pozo productor como tal. De tal forma que una prueba de interferencia requiere de un sensor de medición de presión, y puede tomar un largo tiempo para poder llevarla a cabo.
@
1
PRUEBS DE RESTURCI+N DE PRESI+N (BUILD UP
TEST*&
#l modelo teórico idealizando un yacimiento, en el cual se basan las ecuaciones utilizadas para realizar los cálculos durante un proceso de restauración de presión, asume lo siguiente;
Q Jluido de compresibilidad peque<a y constante. Q Permeabilidad constante e isotrópica.
Q >iscosidad independiente de la presión.
Q Porosidad constante, medio poroso omog4neo
na curva resultado de una prueba de restauración de presión puede dividirse en tres regiones de acuerdo al tiempo transcurrido y la distancia recorrida por la onda de presión durante la prueba, estas regiones son; $a primera, región de tiempo inicial 7#%+; !#arly %ime +egion*8, la segunda, región de tiempo medio 79%+; !9iddle %ime +egion*8 y la tercera región, denominada región de tiempo nal 7$%+;
!$ate %ime +egion*8.
Re,i-. /e tie012 i.icia3: $a presión transeGnte causada por el cierre del pozo durante la restauración de presión se mueve a trav4s de esta región, cuya permeabilidad puede estar alterada debido al posible da<o existente en la zona, esta es la razón por la cual no se debe esperar una línea recta en la gráca de Forner RP?s >s $og 77tpSTt8 H T t8U durante los tiempos iniciales de la prueba.
Re,i-. /e tie012 0e/i2: 6uando el radio de investigación se a movido mas allá de la in2uencia de la zona alterada en las cercanías del pozo y cuando el 2u3o posterior a de3ado de afectar la data de presión,
11
usualmente se observa una línea recta ideal, cuya pendiente está relacionada directamente con la permeabilidad de la formación. #sta línea recta usualmente continGa asta que el radio de investigación alcanza uno o más límites del yacimiento.
n análisis sistemático de una prueba de restauración de presión puede acerse utilizando el m4todo Forner, el cual se aplica en pruebas de restauración de presión, construyendo una gráca de P?s >s $og 77tpS T t8 H T t8, este m4todo requiere que se reconozca la región de tiempo medio, la cual debe ser localizada de una forma acertada para evitar confusiones entre regiones y así obtener resultados conables, debido a que el cálculo de la permeabilidad, da<o y presión de la formación dependen de la recta de Forner.
Re,i-. /e tie012 4.a3 (LTR: “3ate ti0e 5e,i2.”* 6uando se alcanza un tiempo suciente, el radio de investigación alcanzará los límites de drena3e del pozo, indicando el nal de la región de tiempo medio e indicando el comienzo de la región de tiempo nal.
PRUEB DE #ORMCI+N POR MEDIO DE TUBER6
(DST:“DRILLSTEM TEST”*
#sencialmente un D&% es una completación temporal del pozo, realizada con la nalidad de obtener muestras del 2uido de la formación, establecer la prospectividad de cada intervalo y decidir la futura completación del pozo. $as medidas y los análisis de la presión del D&% proporcionan al ingeniero una manera práctica y económica para estimar parámetros fundamentales previos a la completación del pozo. De eco, la estimación más acertada de la presión inicial del yacimiento es obtenida a trav4s del D&% en los pozos exploratorios, y utilizando algunas t4cnicas del análisis de presión transeGnte se puede obtener la capacidad de 2u3o, el efecto de da<o, permeabilidad de la formación y de acuerdo al tiempo que dure la prueba se puede realizar un estudio acerca de la geometría del yacimiento.
n D&% se corre ba3ando dentro del oyo en la tubería de producción un arreglo de empacaduras y válvulas de fondo y de supercie. $as empacaduras son usadas para sellar el anular del &e obtiene un registro de presión de todo el 2u3o y del cierre, el cual tiene una apariencia como el de la gura :.1L; $a sección ' muestra un incremento en la presión de la columna idrostática de lodo, a medida que se ba3a la erramienta. 6uando alcanza el fondo, se obtiene la máxima presión debido a la columna de lodo. l asentar las empacaduras se crea una compresión
1:
del lodo en el anular del intervalo a probar, lo que corresponde al incremento de la presión en el punto ''. 6uando se abre la erramienta y el 2uido de la formación 2uye acia ella, la presión se comporta tal como se aprecia en la sección '''. $uego que se cierra la erramienta, resulta un período de restauración como se ve en '>. #l primer período de 2u3o y cierre es usualmente seguido por otros períodos de 2u3o y cierre, tal como se muestra en el esquema. 6uando la prueba naliza, se desasientan las empacaduras, lo que ocasiona un retorno a la presión idrostática debido a la columna de lodo que se ve en el punto > y entonces la erramienta se saca, >'. #l 2uido recuperado de la prueba puede ser estimado de la capacidad de la tubería de producción o de la cantidad recuperada en supercie si se tiene un D&% 2uyendo.
partir de los datos obtenidos, mediante un análisis apropiado es frecuente obtener lo siguiente;
a8 Permeabilidad de la formación. b8 Presencia de da<o o estimulación.
c8 Determinación de la presión promedio del área de drena3e de los pozos.
d8 Feterogeneidades presentes en el yacimiento.
#l m4todo utilizado en el análisis de datos para una prueba de restauración es el propuesto por Forner. 6uya principal limitación es su aplicabilidad, desarrollada originalmente para yacimientos innitos. (o obstante gracias a modicaciones en la metodología se puede usar para yacimientos nitos, donde la transición de presión no aya alcanzado los límites del yacimiento. 6on el m4todo graco de Forner se puede determinar;
#fectos y duración post 2u3o 7producción continua dentro del pozo
despu4s del cierre en la supercie8
$a permeabilidad.
Da<o o estimulación del pozo.
Determinación de los niveles de presión en la formación
circundante.
$ímites de in2uencia del 2u3o en la formación.
$as pruebas de restauración de presión pueden ser afectadas por mucos factores como son;
#fectos de almacenamiento. Jracturas idráulicas.
9ediciones de pruebas de fondo en malas condiciones.
1A
Jugas en las bombas o en los lubricantes.
Pozos con altas +)P 7la P del fondo aumenta asta un máximo,
disminuye y nalmente aumenta en forma normal8.
$a segregación de agua y petróleo 7produce un salto en la curva8. $as interfases entre las rocas y los 2uidos.
6ontacto entre 2uidos y rocas.
1E
REGIMEN DE #LUJO EN ESTDO ESTBLE
+4gimen de 2u3o en estado estable existe cuando no ay cambio de presión en el borde externo en función al tiempo. Prácticamente, tambi4n esto signica que el gradiente de presión se mantenga con el tiempo que nos muestra esquemáticamente la distribución radial de presión en torno de un pozo productor, en r4gimen permanente.
$as condiciones que proporcionan el r4gimen permanente de presión en determinadas áreas del reservorio son usualmente atribuidas a;
'n2u3o natural de agua proveniente de un acuífero capaz de
mantener la presión constante en la frontera externa del reservorio.
'nyección de agua en torno del pozo productor de modo de
contrabalancear la salida de los 2uidos del reservorio.
1B
REGIMEN DE #LUJO DE ESTDO SEMIESTBLE7 (Pseu/2)Stea/8 State*
#l estado pseudoCestable signica que la presión en el borde externo no se mantiene, y al momento que el r4gimen de 2u3o llega a tocar las fronteras, genera el agotamiento lo que signica que la presión en el borde externo cae en función del caudal que sale del yacimiento y esa caída de presión se re2e3a en todo el gradiente de presión en la misma manera, en otras palabras B psi que caen en un día en el borde externo son B psi que caen en cualquier punto del reservorio, por eso vemos esos B psi en un día en el pozo. #sto ace que el gradiente de presión vaya cayendo sistemáticamente
#l r4gimen semi estable o r4gimen seudo permanente de presión, usualmente ocurre en las siguientes situaciones;
1L
M9TODO DE INTERPRETCI+N DE PRUEB
$a abilidad de analizar el comportamiento y pronóstico de los pozos de gas y el índice de productividad de los mismos, se lo obtiene a trav4s de m4todos de interpretación de prueba, ya que podemos realizar un análisis de los resultados que arro3an las pruebas de pozos tanto de producción como así tambi4n de cierre. Previniendo los distintos problemas que se pueden presentar con la declinación de la presión de reservorio y los efectos de da<o del pozo. $os resultados de las pruebas de pozo son a menudo utilizados para optimizar o maximizar la producción, previniendo el desarrollo del campo, y las facilidades en supercie como plantas de procesamientos.
-ásicamente existen dos tipos de datos para la determinación de la capacidad de entrega;
Q Datos de pruebas 7'socronales, Jlu3o tras Jlu3o, Prueba de Producción8 Q Datos de +eservorio
#n la bibliografía actual, existen varios m4todos de interpretación de pruebas de los cuales tomaremos los tres más principales para nuestro propósito.
1
M9TODO SIMPLI#ICDO
6onsiste en utilizarla ecuación de Darcy para un 2uido compresible, donde !C” contiene todos los t4rminos diferentes de la presión5 como la
viscosidad del gas, permeabilidad al 2u3o de gas, la temperatura de la formación.
#l exponente “n” puede variar de 1.: para 2u3o completamente laminar
y .B para un 2u3o completamente turbulento.
&i los valores para el coeciente de 2u3o C y exponente n puede ser
determinado por el r4gimen de 2u3o, para cualquier valor de P?f , puede ser calculado, el caudal y se puede construir la curva del comportamiento de fujo de entrada. n parámetro comGnmente usado
para ver el potencial cuando la P?fV0, es llamado Potencial Absoluto de lujo Abierto (A!)" el cual es denido como el máximo caudal que un
pozo de gas produciría sin contrapresión.
6onsiderando el m4todo clásico, se tiene dos constantes para determinar !C” # “n” . $a teoría indica que “C” es una función de radio de
investigación que signica que si dos periodos de 2u3o poseen un mismo radio de investigación, ellas tendrán el mismo“C” . $as razones de 2u3o
poseen un mismo intervalo de tiempo, entonces tendrá un mismo radio de investigación y por tanto un mismo “C” . Para períodos estables de
2u3o, el “C” será el “C” estabilizado, que es el que estamos tratando de
determinar. Para una serie de periodos de 2u3o iguales que no son largos o sucientes para alcanzar la estabilización, los “Cs” de cada prueba
serán los mismos, mas no sean los “C” estabilizados.
&i el pozo a 2uido a un caudal estabilizado, como se muestra en el esquema logClog 7podemos determinar un máximo potencial transiente de la prueba, si tenemos un 2u3o extendido obtendremos un punto estabilizado por la cual pasamos una línea paralela a la línea de los puntos transiente. De modo que el valor de 6 es el valor estabilizado, y tambi4n el máximo potencial determinado teniendo la siguiente ecuación.
1M
$a gráca logarítmica logClog de la diferencial de presión 7PrW:CP?fW:8 "
nos muestra una línea recta 7Jigura 8, el factor de turbulencia expresado por 7 n 8 es inversa a la pendiente de esta línea. $a gura tambi4n nos muestra, una prueba de producción con cuatro caudales de 2u3os, que estarían sobre una misma línea recta mostrando una condición de 2u3o estabilizado. #l valor del exponente n relacionada al coeciente de
turbulencia se puede determinar grácamente de la diferencia de caudal dividido en relación de la diferencial de presión en cualquier punto de la línea recta.
na vez determinado el valor del exponente n , el valor C se puede determinar usando la siguiente ecuación;
#l valor de la constante 6 en base a los datos de reservorio puede ser representado por la siguiente ecuación;
1@
M9TODO JONES7 BLOUNT ND GL!E
#n 1@L $ones" Blount # %la&e" sugieren un procedimiento de análisis
que permite determinar el efecto de turbulencia o no, que se presenta en la completación de pozos independiente del efecto de da<o y 2u3o laminar. #l procedimiento tambi4n avala el coeciente de 2u3o laminar A,
y el efecto de da<o si el producto es conocido. 'k
$a ecuación presentada por $ones" et al". para 2u3o de estado estable (stead#state fo*) incluyendo el factor de turbulencia es;
#l primer t4rmino de lado dereco es la caída de presión de 2u3o laminar o 2u3o Darciano, en cuanto al segundo t4rmino, es la caída de presión adicional debido a la turbulencia.
lgunas veces es conveniente establecer una relación entre dos parámetros que indican el grado de turbulencia que ocurre en un
:
reservorio de gas. #stos parámetros son; el coeficiente de velocidad X, y el coeficiente de turbulencia Y. $a ecuación se puede describirse para un 2u3o de estado semiestable o pseudoestable como;
$os t4rminos de la ecuaci+n ,.-, son agrupados en dos coecientes de
la siguiente manera; 6oeciente laminar; 6oeciente turbulento;
Por tanto, la ecuaci+n dividiendo esta por !q* toma la forma de la
ecuación general propuesta por $ones" Blount # %la&e.
Para determinar los dos coecientes existen dos formas; $a primera ace uso de las pruebas convencionales con dos o más valores de 2u3o estabilizado, por lo menos un 2u3o estabilizado en pruebas de 2u3o isocronal. $os datos de caudal y presión obtenidos en la conducción de estas pruebas son producidos en coordenadas cartesianas como 7PrW:C P?fW:8Hq , en el e3e de las coordenadas , en el e3e de las abscisas. #n la /ura ,. el diagrama resultante muestra una línea cuya pendiente
es el coeciente B que indica el grado de turbulencia. Prolongando la
recta asta el e3es de las coordenadas se tiene el coeciente laminar A"
adoptando en este caso el va 7PrW:CP?fW:8Hq para un caudal igual que cero, resultado que muestra la existencia o no, de da<o a la formación.
:1
#l segundo camino es de simples substituciones de los parámetros, previamente determinados .na vez determinados los coecientes A # B
se procede a la construcción de la curva del comportamiento de 1P2,
asumiendo diferentes valores de presión de fondo 2uyente , determinando los caudales para estos mismo valores. %ambi4n podemos asumir los caudales de producción y determinar las presiones 2uyentes indiferentemente. $as ecuaciones presentadas son;
&abemos que el valor de ;P<=%,cs
B ; (;P=%,* =;%,
Para tener alguna medida cualitativa de importancia en la contribución del efecto de turbulencia en una estabilización, Zones et al. &ugirió la comparación del valor de calculado del Potencial /J y el valor de [ estabilizada calculada con la siguiente formula;
> ? B (O#*
::
Zones et al. &ugirió que si la razón de \ y es mayor que : o A, existe alguna restricción en la completación del pozo. #llos tambi4n sugieren que si el espesor de la formación es usado en el cálculo de -, podría ser remplazado por el espesor perforado, teniendo una caída de presión por efecto de turbulencia. Por lo tanto, para optimizar la producción y evitar este efecto de turbulencia se puede calcular un nuevo valor de -: cuya formula es la siguiente;
B2= B1(hp1 /hp2 )
Donde;
-:V coeciente de turbulencia despu4s de la completación.
-1V coeciente de turbulencia antes de la completación.
Fp1V espesor perforado inicial
Fp:V espesor perforado nuevo
M9TODO BRR ' !I!
$a metodología de cálculo presentada diere de los ya estudiados, no es necesario contar con pruebas asta alcanzar por lo menos un dato estabilizado, a partir de pruebas transientes se puede estimar la capacidad de entrega de un pozo cuya formación es poco permeable, la cual no afecta a la construcción de la curva de comportamiento del1P2.
6omo el periodo transiente esta ligado con las variaciones del tiempo, y - están determinadas para distintos periodos de pruebas por lo tanto, el valor de A se convierte en At , valor que crece asta un máximo,
manteni4ndose constantes en este punto. &e debe ignorar el cambio del coeciente B y tomar en cuenta sólo el que corresponde a la Gltima
etapa de 2u3o.
Para condiciones de estado semi ] estables (pseudostead# state)
Donde;
:A
Para 2u3o transiente, (transient fo*)
6omparando las ecuaciones anteriores, los coecientes A y At son
representados por las siguientes fórmulas;
y el coeciente indicador del grado de turbulencia es igual para ambas expresiones;
#l ob3etivo de analizar y determinar los valores de A # B para 2u3o
estabilizado es el de determinar la curva de comportamiento de la capacidad de entrega del pozo 71P2.8. #l factor de da<o s, el coeciente
de turbulencia o no Darcy 3 se puede determinar con la siguiente
ecuación;
Donde At y B son denidos en las ecuaciones ,.45 # ,.46
respectivamente. #l valor de At se incrementará asta que el tiempo de
2u3o estabilizado sea alcanzado.
:E
n esquema (P5@<)PA@<*=sc s sc en coordenadas cartesianas resultará en una serie de líneas recas, líneas paralelas teniendo pendientes iguales para B y la intersección A t igual a (P5@<)
PA@<*=sc s sc para cada 2u3o de tiempo. $a pendiente y la intercepción pueden ser tambi4n determinadas usando el análisis de los mínimos cuadrados. $a ecuaci+n puede ser expresada como;
$a Jigura !^*, nos muestra el comportamiento de t versus t" en escala
semiClog resulta una línea recta teniendo una pendiente de recta igual a
m que tienen de unidades 9psi:H99pcdHciclo y una intersección en t 7 'r 7log 1 V 8 igual a t.
continuación se muestra un e3emplo de calculo aplicado a una prueba de pozo.
#3emplo;
&e tiene una prueba isocronal y se desea conocer el potencial de reservorio y el 'P+ para los m4todos; simplicado, Zones -lount )laze Datos
:B
Pr V 1E psi Prof. V 1EA pies %r V : oJ P' V B@ %c V @B oJ &)g V .LB
&olución;
:L
:
EL E%UIPO DE WELL TESTING: COMPONENTES
n equipo de ?ell testing está básicamente constituido por los siguientes elementos;
a8 #quipo de medición de parámetros de fondo b8 6abezal de prueba
c8 6o=e 9anifold
d8 6alentador o intercambiador de calor e8 &eparador o set de separadores
f8 9anifold de petróleo g8 %anque de calibración 8 -omba de %ransferencia i8 _uemadores
38 &istema de monitoreo y medición electrónica de parámetros
E%UIPO DE MEDICION DE PR$METROS DE #ONDO
$os parámetros que normalmente se miden en el fondo de un pozo durante una prueba son de presión y temperatura.
$os instrumentos de medición que se utilizan pueden en primer termino clasicarse en sensores mecánicos y electrónicos.
SEPRDOR O SET DE SEPRDORES
#l separador es uno de los elementos más importantes del equipo de ?ell testing. &u función es la de separar y medir los 2uidos producidos. $a primera parte del proceso se efectGa en el cuerpo mismo del separador que cuenta para ello con una serie de dispositivos interiores dise<ados para tal n. #stos dispositivos internos son placas de impacto, de2ectores, placas antiespuma y re3illas extractoras de neblina. &us ob3etivos especícos son los de lograr en el e2uente, coques, agitación, cambios de dirección y de velocidad, con lo que se logra que el gas y 4l liquido se separen en función de su diversa gravedad e inercia.
MNI#OLD PORTREDUCTOR 7COFE MNI#OLD8
&e trata de un con3unto de válvulas y conductos conteniendo normalmente dos ramales, cada uno con una válvula de alta presión
:M
71B psig8, una válvula de presión menor que la primera 7B psig8 y una ca3a co=e manifold. no de los co=e manifold deberá estar acondicionado para la instalación de un co=e 3o y la otra para uno a3ustable desde el exterior.
CLENTDOR O INTERCMBIDOR DE CLOR
#l calentador es un equipo constituido por un con3unto de tubos y carcaza y un tubo de fuego, normalmente en `\\\ en el interior del cual se genera la combustión.
$os calentadores usados en ?elll testing emplean como combustible el propio gas del pozo en prueba, cuando este no contiene índices peligrosos de ácido sulfídrico 7F:&8, o un combustible líquido como diesel.
MNI#OLD DE PETROLEO = OIL MNI#OLD
#s un con3unto de válvulas y líneas de conducción que permite la derivación de los líquidos que salen del separador acia los tanques de almacenamiento, el tanque de calibración, el quemador, la bomba de transferencia o la pileta de drena3e.
TN%UE DE CLIBRCI+N = GUGE TNF
#s un tanque de capacidad perfectamente conocida 7generalmente 1 barriles8 dotado de visores externos de nivel y de una escala graduada destinado a calibrar los instrumentos de medición de caudales líquidos. BOMB DE TRNS#ERENCI
6onsiste en una bomba de accionamiento electrónico o con motor diesel, de alta capacidad, usada para enviar el petróleo o eventualmente el agua de un tanque sea acia a otro tanque, una pileta de drena3e o un quemador.
%UEMDORES
&on dispositivos que permiten la total combustión del petróleo producido cuando no existe en la locación o plataforma la capacidad de almacenarlo durante la aprueba.
:@
SISTEM DE MONITOREO ' MEDICION ELECTR+NIC DE PRMETROS
#l desarrollo alcanzado por la electrónica y la computación an permitido dotar a los equipos de ?ell testing de sistemas de monitoreo continuo de todos y cada uno de los parámetros a medir de manera que el operador, situado en una cabina laboratorio, puede detectar en forma instantánea, cualquier variación que se produzca, sea en la 2uencia del pozo o en algGn instrumento de control del equipo primario.
PRESI+N DE ROTUR DE L #ORMCI+N:
#s la presión necesaria para deformar permanentemente 7fallar o separar8 la estructura rocosa de la formación. &uperar la presión de formación generalmente no es suciente para causar una fractura. &i el 2uido poral no está libre de movimiento entonces una fractura o de formación permanente pueden ocurrir. $a presión de fractura puede ser expresada como un gradiente 7psiHpie8, un 2uido condensidad equivalente 7ppg8 o por la presión total calculada de la formación 7psi8. $os gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento dela presión por sobrecarga.
Jormaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura muy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia estructural de la roca.
PRUEB DE INTEGRIDD DE PRESI+N
na evaluación exacta de los traba3os de cementación del casing así como de la formaciónes de extrema importancia durante la perforación de un pozo así como para los traba3os subsecuentes. $a información resultante de las Pruebas de 'ntegridad de la Presión 7P'%8, es usada durante la vida productiva del pozo y de los pozos vecinos. Profundidades de casing, opciones de control de pozo, y densidades límites de los 2uidos de perforación, pueden basarse en esta información. Para determinar la resistencia y la integridad de una formación, deben realizarse Pruebas de dmisión 7p4rdida8 7$/% en ingles8 o Pruebas de 'ntegridad de la Jormación 7J'%8.6ualquiera que sea
A
la denominación, estas pruebas son primero; un m4todo para vericar el sello del cemento entre el casing y la formación, y segundo; para determinar la presión yHo la densidad del 2uido que puede soportar la zona de prueba deba3o del casing.
PRUEB DE DMISI+N (LOT*:
na prueba de admisión es utilizada para estimar la presión o peso de lodo máximo7densidad del 2uido8 que el punto
de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar la formación. #sta prueba básicamente consiste en bombear 2uido a una velocidad lenta y controlada para aumentar la presión contra la cara de la formación asta crear una trayectoria de inyección de 2uido en la roca, lo cual indica la presión de ruptura de la formación expresada en densidad de 2uido equivalente, lbsHgal.
#l procedimiento operacional que se debe seguir para realizar la prueba de integridad de presión es el siguiente;
Paso 1;
-a3ar la sarta de perforación con meca asta el tope del cuello 2otador. Paso :;
+ealizar una prueba volum4trica al revestidor para vericar la resistencia al estallido del mismo o posibles fugas en las conexiones. Paso A;
Perforar el cuello 2otador y el tapón de cemento asta 1 pies por encima de la zapata. +epetir la prueba volum4trica.
Paso E;
Perforar el resto del cemento y la zapata del revestidor asta aproximadamente unos diez o veinte pies de formación nueva.
Paso B;
6ircular asta obtener retornos limpios y acondicionar el 2uido de perforación.
Paso L;
$evantar la sarta de perforación asta colocar la meca a nivel de la zapata.
A1
Paso ;
6errar un impide reventón 7ariete de tubería o anular8. Paso M;
>ericar fugas en el pozo. Paso @;
-ombear el 2uido lentamente al pozo 71HE a 1H: de barril8. /bservar la presión al terminar de bombear el volumen seleccionado. &e puede esperar que la presión se estabilice despu4s del bombeo 7dos minutos aproximadamente8.
Paso 1;
6ontinuar bombeando y registrar la presión y el volumen bombeado acumulado asta que se alcance el límite de la prueba 7límite P'P8. #sto será cuando el pozo comience a tomar 2uido, causando una desviación de la tendencia de proporcionalidad entre la presión y el volumen bombeado.
Paso 11;
Parar el bombeo y esperar unos diez minutos asta que la presión se estabilice. na vez estabilizada, desaogar la presión y registrar el volumen de 2uido de retorno
#n el Punto , ay una peque<a desviación de la línea recta producto del llenado del oyo. $uego el tramo lineal del gráco representa la compresión del 2uido de perforación y la expansión elástica del oyo, igual volumen bombeado causa un incremento constante en la presión. Peque<as p4rdidas de ltrado a la formación pueden ocurrir durante este tiempo pero estas son normalmente peque<as y a una tasa relativamente constante y por lo tanto no afecta la linealidad del gráco #l punto de ltración o límite de la recta 7-8 es el punto donde los datos se desvían de la línea recta y tienden a inclinarse acia la dereca. #n este punto, a ocurrido una fractura peque<a y estable en la formación. 6uando se abre la fractura el 2uido se pierde en dos vías; el 2uido entra a la fractura y el ltrado se pierde en las caras permeables de la formación. #sta p4rdida de 2uido lleva a menores incrementos en la presión mientras más 2uido es bombeado lo cual lleva a un cambio en la pendiente del gráco.
A:
PERMEBILIDD&
$a permeabilidad es la facultad que tiene la roca para permitir que los 2uidos se muevan a trav4s de los espacios porosos interconectados, se tiene, por medio de 8a 8e# de 3arc#
V Permeabilidad 7Darcys8
V >iscosidad en la dirección de recorrido del fluido 7cps8 $V Distancia que recorre el 2uido
V&ección transversal 7cm:8
TP V Diferencia de Presión 7atm8 7P: ] P18 qV %asa de producción 7cmAHs8
UNIDDES DE L PERMEBILIDD
$a unidad de la permeabilidad es el Da5c8. &e dice que una roca tiene una permeabilidad de un darcy cuando un 2uido monofásico con una viscosidad de un centipoise 7cps8 y una densidad de 1 grHcc que llena completamente 71 de saturación8 el medio poroso avanza a una velocidad de 1 cmHseg8 ba3o un gradiente de presión de presión de 1 atm. 6omo es una unidad bastante alta para la mayoría de las rocas
AA
productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en mil4simas de darcy, milidarc#s. $as permeabilidades de las formaciones de gas y
petróleo comercialmente productoras varian desde pocos milidarcys a varios miles. $as permeabilidades de calizas intergranulares pueden ser sólo una fracción de un milidarcy y aGn tener producción comercial, siempre y cuando la roca contenga fracturas u otro tipo de aberturas adicionales naturales o articiales. +ocas con fracturas pueden tener permeabilidades muy altas y algunas calizas cavernosas se aproximan al equivalente de tanques subterráneos.
TIPOS DE PERMEBILIDD& PERMEBILIDD E#ECTIV
#s la permeabilidad de una roca a un 2uido en particular cuando la saturación de este es menor al 1.
PERMEBILIDD RELTIV
#s la relación entre la permeabilidad efectiva a la permabilidad absoluta
rfV Permeabilidad relativa al 2uido 9
fV Permeabilidad al 2uido 9
V Permeabilidad absoluta D"O EN EL PO!O:
6uando se perfora un pozo la invasión de los 2uidos acia la formación para controlar el ltrado causa disminución en la permeabilidad en las zona aleda<as al pozo. #ntre otros mucos factores, 4sto ace que se genere una caída de presión adicional a la que se debería obtener en condiciones normales. demás, la estimulación es un mecanismo usado ampliamente en la industria petrolera para incrementar la productividad de un pozo. $o anterior ocasiona que la caída de presión esperada sea
AE
menor. $uego existe una caída de presión adicional, pero favorable, en los alrededores del pozo la siguiente gura clarica este fenómeno que toma lugar en una zona innitesimal alrededor del pozo. #n dica gura la zona de da<o a sido exagerada
$a caída o ganancia de presión adicional causada por el da<o o s=in factor, s, está dada por;
CONCLUSIONES:
l realizar el presente traba3o se pudo comprender la importancia a si como los benecios que trae consigo una prueba de formación. Pero al mismo tiempo los problemas por los que se atraviesa para poder realizar la misma, ya que son varios los factores que afectan a la misma.
na prueba de pozo requiere una planicación minuciosa asi como el completo entendimiento de las condiciones del pozo para que de esta manera los datos obtenidos sean lo mas representativo posible del yacimiento y asi poder evaluar el mismo y pronosticar su
comportamiento futuro.
