1. Tipos de pruebas de presión
Pruebas de restauración de presión “Build up tests”
Se realizan en pozos productores y consiste en hacer producir el
pozo para luego cerrarlo y registrar la presión de fondo medido en
función del tiempo.
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
aproximará a Pe.
Podemos determinar a través de esta prueba:
-Estimar la permeabilidad del yacimiento.
-Determinar la presencia de daño.
-Estimar la presión estática del yacimiento.
-Geometría del yacimiento.
Curva de presión build up
2. La curva de build up se divide en tres regiones:
-Región temprana de tiempo (Early-time región):
Durante la cual la presion provisional se esta moviendo a traves de
la formación, cerca del pozo.
-Región mediana de tiempo ( Middle –time region):
Durante la cual la presión provisional se ha desplazado lejos del
pozo.
-Región tardía de tiempo (Late -time region):
En la cual el radio de investigación ha alcanzado los límites de
drenaje del pozo.
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.
Pruebas de arrastre “Drawdown tests”.
Se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante,
empezando idealmente con presión uniforme en el yacimiento. La
tasa y la presión son registradas como función del tiempo.
3. Podemos determinar a través de esta prueba:
-Estimar la permeabilidad del yacimiento.
-Factores de superficie.
-Determinar la presencia de daño.
-Geometría del yacimiento.
Estas pruebas son aplicables particularmente a:
-Nuevos pozos.
-Pozos que han sido cerrados en suficientemente mucho tiempo
para permitir que la presión se estabilice.
-Pozos exploratorios son frecuentemente candidatos a largas
pruebas drawdown, con el objetivo común de determinar el volumen
mínimo o total que esta siendo drenado por el pozo.
Pruebas a tasa de flujo múltiple.
Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por
períodos estabilizados de flujo.
A través de esta prueba se puede determinar el índice de
productividad del pozo y también se puede utilizar para hacer un
análisis nodal del mismo.
Las pruebas de tasa múltiple han tenido la ventaja de proveer datos
provisionales de la prueba mientras la producción continua. Tiende
a minimizar los cambios en el coeficiente de almacenamiento del
pozo y los efectos de la fase de segregación, esta prueba puede
proveer buenos resultados cuando la prueba drawdown o buildup
no pueden.
4. Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores “Fall off
test”
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.
-Permiten determinar las condiciones del yacimiento en las
adyacencias del pozo inyector.
-Permite dar un seguimiento de las operaciones de inyección de
agua y recuperación mejorada.
-Podemos determinar a través de esta prueba:
-Estimar la presión promedio del yacimiento.
-Medir la presión de ruptura del yacimiento.
-Determinar fracturas.
5. -Determinar si existe daño en la formación, causado por
taponamiento, hinchamiento de arcillas, precipitados, entre otras.
-Determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido
inyectado, utilizada para pronósticos de inyección.
Pruebas de interferencia
Tienen como objetivo comprobar la comunicación o conexión entre
pozos en un mismo yacimiento.
Comprobar la interferencia horizontal permite demostrar la
continuidad de los estratos permeables y analizar la existencia de
comunicación vertical en arenas estratificadas.
En este caso, la finalidad del análisis es medir la presión a una
distancia “r” del pozo; siendo “r” la distancia entre el pozo
observador y el pozo activo.
Pruebas de pulso
Constituyen un tipo especial de prueba de interferencia, en la cual el
pozo activo es pulsado alternadamente con ciclos de producción y
cierre. En el mismo se determina la respuesta de presión en el pozo
de observación.
Se caracteriza porque son pruebas de corta duración y los tiempos
de flujo deben ser iguales a los tiempos de cierre.
.
6. Pruebas de Presión Estas son pruebas que consisten en registrar
la presión en función del tiempo en pozos tanto de gas como de
petróleo. Con estas pruebas se puede conocer propiedades como
permeabilidad, volumen del yacimiento, drenado, presión daño, los
cuales permiten determinar en que situación se encuentra el pozo.
Existen varios tipos de pruebas de presión, con algunas es posible
optimizar cualquier plan de completación y con las otras es posible
evaluar el potencial de producción de los pozos. La información
generada por las pruebas de presión son empleadas para decidir
como la de ser producido el pozo para maximizar su valor presente
neto. Algunas de estas pruebas son:
Prueba de Contrapresión. Estas son pruebas que se hacen a
pozos de gas con el fin de determinar el potencial de producción del
pozo y las capacidades de flujo para diferentes presiones de fondo
fluyente. Estas pruebas consisten en medir la producción de gas a
diferentes presiones controladas en el cabezal del pozo. Estas
pruebas consisten en medir la producción de gas a diferentes
presiones controladas en el cabezal del pozo. La práctica común en
pozos de gas es medir la presión en el cabezal y determinar la
presión de fondo por métodos analíticos. Las presiones de fondo
se pueden determinar directamente usando registradores de
presión, pero es costoso y de mucho riesgo.
Al hacer pruebas de contrapresión, el flujo a una tasa seleccionada.
Es decir, que se relaciona con el Tamaño del Estrangulador (los
estranguladores son dispositivos mecánico que se utilizan en los
pozos para provocar una restricción al flujo, con el objeto de
controlar el aporte de agua y arena proveniente de los yacimientos)
se debe continuar hasta que el yacimiento alcance condiciones de
estado continuo. El tiempo para alcanzar estas condiciones se
puede determinar a partir del tiempo de readaptación (se considera
que el tiempo de readaptación (tR) es el tiempo requerido para crear
una distribución logarítmica de presión a cualquier radio transitorio
de drenaje, y se obtiene, según lo siguiente:
GCE
R
xB
V
t
ϑ
∆
=
(23)
Donde: (∆V) es el volumen del fluido existente en el área de
drenaje, mientras que (ϑCNBG) representa la tasa de flujo en el
yacimiento. La Ecuación (22) implica que se requerirán (tR) días
7. para establecer una distribución logarítmica de presión entre el pozo
y un radio transitorio cualquiera. Si el pozo de gas produce a una
tasa de flujo constante, el tiempo de readaptación es lógicamente
independiente de la tasa de producción
Método Utilizado para Realizar las Pruebas de Contrapresión:
Un método adecuado para llevar a cabo la prueba de contrapresión
de un pozo consiste en cerrar el pozo temporal, pero, con un tiempo
suficiente, para obtener la presión a pozo cerrado o presión
estática de fondo. Esta presión puede medirse con un medidor de
presión de fondo o estimarse a partir de la presión estática del
cabezal del pozo. El periodo de cierre temporal debe ser suficiente
para que la presión en el fondo del pozo se aproxime a la presión
exterior, lo que también indica una distribución uniforme inicial
alrededor del pozo. La presión exterior se puede determinar
utilizando la teoría de restauración de presión en estado no
continuo. Al término del cierre temporal, el pozo se deja fluir a
determinada tasa seleccionada aproximadamente por el tamaño del
estrangulador. Después de un periodo de prueba seleccionado, o
cuando la presión fluyente del pozo permanece relativamente
constante, se mide la presión fluyente de fondo. Los resultados
dependen de sí las pruebas se realizan a tasas decrecientes o
crecientes.
Pruebas de Contrapresión Modificadas. Estas pruebas son
similares al método anterior con la diferencia de que no se hacen
cierres intermedios del pozo. Esta prueba tiene la ventaja de tener
una duración menor que la anterior, pero tiene la desventaja de que
cada vez que se cambia la tasa de flujo hay disturbios de presión
en el yacimiento, lo cual puede afectar las medidas En cuanto al
procedimiento de campo la prueba de contrapresión modificada es
similar a la prueba anterior. Lo único a tener en cuenta es el cierre
de períodos intermedios del pozo.
Ensayos de Producción
Los ensayos de producción tienen como objetivo, relacionar el
comportamiento de un pozo en función de la presión de fluencia a
una presión media de reservorio.
Los ensayos de los pozos gasíferos, son conocidos como ensayos
de contrapresión ya que permiten predecir el comportamiento Q y
Pb produciendo una contrapresión al gas dentro de la cañería,
utilizando boquillas en el árbol de surgencias.
8. Se define el potencial absoluto de flujo como el caudal que el pozo
produce a una contrapresión de cero, o sea sin ningún orificio
puesto.
Si bien no es obtenido en forma directa en el ensayo, pero es de
gran utilidad para:
1-Comparar con otros pozos
2-Permite realizar esquemas de optimización de los sistemas de
producción.
3-Es una guía para las autoridades regulatorias para establecer el
máximo caudal permitido.
Ensayo convencional o de contrapresión
Este ensayo se utiliza cuando la permeabilidad (k), es alta, de tal
manera que se verifica:
-alto caudal
-rápida estabilización
- rápida limpieza en la puesta en producción
Pruebas Isocronales. Estas pruebas consisten en una serie de
puntos que sé grafican para estimar las características del caudal
estabilizado, sin la necesidad de fluir el pozo por un tiempo
requerido para alcanzar las condiciones de estabilización. Se realiza
alternando un periodo de producción con periodos de Cierre,
permitiendo restablecer la presión promedio del reservorio antes de
comenzar con el próximo periodo de producción. El tiempo que dura
cada periodo de producción será similar, y durante este tiempo se
medirán las presiones de flujo. Al final de esta prueba se obtiene el
flujo estabilizado
Las Pruebas Isocronales son similares a las pruebas de
contrapresión con periodo
de flujo de un mismo tiempo de duración, pero más cortos que el
tiempo estabilización, no se permite que durante los periodos de
flujo el pozo alcance la estabilización. En formaciones de baja
permeabilidad, las pruebas isocronales proporcionan valores más
confiables que los valores proporcionados por las otras pruebas,
como por ejemplo las Pruebas de Flujo Tras Flujo, en vista que
estas que las pruebas isocronales requieren menos tiempo para
restaurar la presión inicial. Si la formación es de permeabilidad baja,
indica que el yacimiento contiene calizas o arenas muy
consolidadas, y desde luego se requiere un tiempo largo para que
9. ocurra estabilización de las presiones de un pozo y por lo tanto, la
prueba de contrapresión resulta larga y costosa.
Las pruebas isocronales se fundamentan en que el radio de drenaje
para un yacimiento dado es función del tiempo por el cual el pozo
fluye independiente de la tasa de flujo. Es decir, si se prueba un
pozo para varias tasas. Primero se cierra el pozo para que alcance
una presión estable, luego se pone a producir a distintas tasas
ascendentes para idénticos periodos de producción (aunque los
tiempos de cierre sena variables). Finalmente se pone a producir el
pozo a una tasa escogida cercana a la tasa operacional por un
tiempo considerable para alcanzar las condiciones de estabilizadas
(flujo extendido) En resumen las pruebas isocronales son de menor
duración que las pruebas de contrapresión.
Dependiendo del tiempo en que se realice la prueba, se acerca más
(la isocronal) a la estabilizada. Cullender observo que la diferencia
en los resultados de muchas pruebas de pozo de gas se debía a las
perturbaciones complejas de presión creadas alrededor del
pozo. Estas perturbaciones ocurrían fundamentalmente, cuando se
realizaban pruebas convencionales para determinar la presión del
pozo Para evitar los errores propuso que el pozo se cerrara por
suficiente tiempo antes de cada periodo de prueba de flujo, de tal
forma que cada flujo comenzara con la misma distribución de
presión en el yacimiento. El autor observo, también que el radio
exterior aumenta con el tiempo, luego será necesario buscar una
forma, en donde el radio exterior o de drenaje sea el mismo. Y esto
se consigue con la ecuación que relaciona el exponente (n), y como
este exponente no esta relacionado con el radio, las curvas
trazadas en papel doble logarítmico a diferentes tiempo deben tener
una misma pendiente, y con estas pendiente se puede determinar
la variación del radio. Estas pruebas se denomina Pruebas o
Isocronales o Comportamiento Isocrono.
Ensayo isocronal
Este ensayo se usa cuando la permeabilidad es baja, de tal manera,
que el caudal no estabiliza totalmente, y se cumple que se drena el
mismo volumen de gas en iguales periodos de tiempo.
Resumen de pasos del ensayo isocronal:
10. 1- Se coloca un orificio determinado, y se hace fluir al pozo, luego
es cerrado, hasta alcanzar Pi
2- Se cambian sucesivamente los orificios, y se hace lo mismo que
el paso 1
3- La última fluencia se deja hasta que alcance las condición de
flujo pseudo estacionario
4- Se grafica Log(P2-Pwf2 ) vs. log q
5- Se determina el exponente n para cada recta y de la expresión se
obtiene la constante C para cada tiempo
Donde en cada recta representa los datos para cada mismo
intervalo de tiempo, para los diferentes orificios, las cuales tienden a
una recta final, la cual es la recta estabilizada
Pruebas Isocronales Modificadas. Estas son pruebas similares a
las isocronales con las diferencias de que los tiempos de cierre son
iguales a los tiempos de producción de cada período. Para los
yacimientos con periodos de estabilización largos, es decir,
permeabilidades bajas se recomiendan las pruebas isocronales
Modificadas .Para la evaluación gráfica de la prueba se considera
que todos los tiempos son iguales y no es necesario esperar hasta
la estabilización. Para la gráfica se considera la presión estática del
yacimiento y los caudales obtenidos. También se puede indicar que
el tiempo que tarda en restaurarse la presión promedio del
reservorio antes de producir por un periodo puede ser impráctico
para los periodos cortos de flujo de algunos yacimientos.
Por ello, surgió la prueba isocronal modificada, cuyo objetivo es la
obtención de información similar que en una prueba Isocronal
común, pero sin el empleo de los largos periodos de cierre
requeridos para alcanzar la presión promedio del reservorio en el
área de drenaje del pozo. La prueba isocronal es menos exacta que
11. la prueba isocronal común, pero a medida que se incrementa el
tiempo de los periodos de cierre se incrementa la exactitud de la
prueba isocronal modificada, de manera similar que en la prueba
isocronal también se obtiene un flujo estabilizado.
Ensayo isocronal modificado:
Debido a que el ensayo en el ensayo isocronal, se debe llegar hasta
la estabilización de la presión luego de cada fluencia, si la
permeabilidad es muy baja, tomaría un tiempo muy grande en lograr
esta situación, de tal manera que resulta antieconómico dicho
ensayo. El ensayo isocronal modificado, es semejante al isocronal,
solo que el periodo de cierre no es lo suficientemente largo como
para alcanzar Pi del reservorio
Resumen de los pasos del ensayo isocronal modificado:
1- Se coloca un orificio determinado, y se hace fluir al pozo
2- 2- El pozo es cerrado en intervalos de tiempos iguales a los
de fluencia
3- Se cambian sucesivamente los orificios, y se hace lo mismo
que el paso 1 y
4- La última fluencia es extendida
5- Se grafica Log(P2-Pwf2 ) vs. log q
