algo de pruebas de pozos
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
DE LAS FUERZAS ARMADAS
UNEFA NÚCLEO BARINAS
INTEGRANTES:
Alzuru Lisimar C.I: 19619110
González Néstor C.I: 19619110
Montes María C.I:
Sección: “P87”
Profesor: Molina Jorge
Ingeniería de petróleo
Barinas, Febrero Del 2011
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ÍNDICE
Introducción……………………………………………………………………..…..4
Evolucion de las Pruebas de Pozos
Pruebas de Pozos
Tipos de Pruebas de Pozos
1. Pruebas de Productividad
a) Pruebas flujo tras flujo
b) Pruebas Sencillas
c) Pruebas de Inyectividad (Fall-Off)
d) Prueba Isócronal (análisis de Deliberabilidad)
e) Prueba Isócronal Modificada
f) Prueba Multi-tasa (Multirate test)
2. Pruebas de Presión
a) Pruebas a un solo pozo
b) Pruebas multipozo
c) Prueba de Declinación de Presión (Drawdown)
d) Pruebas de Restauración de Presión (Build up test)
e) Pruebas De Interferencia
f) Pruebas de Pulso
g) Pruebas DTS
Software PanSystem para Prueba de Pozos
1. Objetivos de PanSystem
2. Flujo de Trabajo de Análisis de Prueba de Pozo
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3. Manejo de la Data
4. Ingreso de Data Estática en PanSystem
5. Importación y Exportación de Data
6. Ingreso de Data Estática en PanSystem
7. Importación y Exportación de Data
8. Reportes
9. Análisis
10. Gráfico Log-Log de PanSystem
11. Selección del Modelo
12. Estimación de Parámetros
13. Modelos de Pozo
14. Modelos de Reservorio
15. Modelos de Límites Externos
16. Simulación
17. Igualación Rápida (Quick Match)
18. Igualación Rápida de PanSystem
19. Data Simulada y Medida Presentada en todos los Gráficos
20. Especializados
21. Auto-Igualación (Automatch)
22. Simulación Avanzada
23. Predicción de Producción
24. Gráfico de Pronóstico de Producción PanSystem
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INTRODUCCION
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EVOLUCION DE LAS PRUEBAS DE POZOS
Las pruebas de pozos o análisis de presión han sido usadas a lo largo de
los años para estudiar y describir el comportamiento de los yacimientos. Son
muchos los parámetros que son caracterizados por este tipo de pruebas.
Desde su primera implementación hace más de 50 años las pruebas de
pozos han ido cambiando y modernizándose hasta convertirse en una
herramienta de mucho aporte computacional, fundamental para
cualquier estudio de yacimiento.
Al principio, las técnicas de análisis de presión provenían de la
tecnología usada en los pozos de agua que incluían análisis de tipo gráfico y
exclusivamente para pozos de petróleo aparecieron en los años 50
desarrolladas por compañías petroleras gracias al trabajo de científicos como
Miller, Dyes, Hutchinson y Horner.
En los años 60 las investigaciones estuvieron apuntadas a conocer más
acerca del comportamiento mostrado por los análisis de presión en las
primeras etapas. Los investigadores notaron que el valor del daño (skin) no
representaba con seguridad lo que ocurría en el pozo pero sí desviaba los
resultados obtenidos. A finales de los años 60 se utilizaron nuevas técnicas
matemáticas como la función de Green. No obstante, los análisis eran en su
mayoría manuales.
Luego a partir de los años 70, las compañías de servicios se encargaron
de desarrollar nuevas tecnologías lo que marcó el fin de los análisis
manuales para las pruebas de pozos. Desde ese momento las pruebas de
pozos se convirtieron en parte fundamental del análisis de yacimientos. A
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partir de los años 80, las pruebas de pozos son completamente
computarizadas y permiten entender y reconocer las heterogeneidades los
yacimientos, analizar pozos horizontales y efectos de límites del yacimiento
entre otras cosas.
Los primeras pruebas de pozos se hicieron mediante un Análisis
Lineal en donde se asumía que se podía modelar la relación entre la presión
y el tiempo como una línea recta. Dependiendo de la desviación que
mostraban los puntos con respecto a la línea recta era posible determinar las
características más importantes del yacimiento que se estaba estudiando.
Este método tenía como principal ventaja la facilidad a la hora de ser
aplicado y su principal inconveniente era la falta de exactitud a la hora de
estimar qué tan desviados estaban los puntos de la línea recta.
En los años 70 el análisis lineal fue sustituido por un Análisis de
presiones de tipo log-log en el que la presión durante un período de flujo, p,
era graficada contra el tiempo transcurrido,t, en un papel log-log. De la
misma forma que el análisis lineal, este análisis permitía determinar las
características del yacimiento mediante la observación de los puntos
graficados y sus desviaciones de la tendencia lineal. Si bien este método era
mejor que el anterior, la falta de resolución en las mediciones de cambio de
presión siempre fue su mayor desventaja.
El auge de las computadoras y su aplicación en el análisis matemático
ayudó a que en los años 80 las pruebas de pozos se estudiaran mediante
un Análisis log-log diferencial en el que las gráficas involucraban a la
variación del tiempo transcurrido y el cambio de presión con respecto a éste.
Tomar la derivada con respecto al logaritmo natural del tiempo transcurrido
enfatizaba el flujo radial que es el más común alrededor de un pozo. La
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mayor ventaja de este método era la capacidad de identificación de las
características del yacimiento. Sin embargo, es necesario recordar que un
los diferenciales de presión no son medidos sino calculados; de esta manera
los resultados dependían de qué tan eficiente era la herramienta
computacional que se utilizaba.
En la actualidad el uso de las pruebas de pozos se ha hecho más
necesario debido al uso de un nuevo algoritmo para
la deconvolución desarrollado por Shroeter (SPE 71574). La Deconvolución
se refiere a las operaciones matemáticas empleadas en la restauración
de señales para recuperar datos que han sido degradados por un proceso
físico que puede describirse mediante la operación inversa, una convolución.
Para entender mejor el proceso de la convolución es conveniente tomar en
cuenta uno de sus mayores campos de aplicación: la manipulación y
digitalización de fotografías. En la actualidad es posible tomar una fotografía
antigua que haya sido deteriorada por algún efecto conocido (tiempo, clima,
etc.) y conseguir la fotografía original. En este caso se conoce el resultado
final (la fotografía deteriorada) el proceso que originó ese deterioro
(convolución) y se busca el dato de entrada (fotografía original) que sufrió los
efectos de ese proceso. Referido a las pruebas de presión, la utilidad de la
convolución es conocer con mayor exactitud los límites de un yacimiento. La
deconvolución transforma datos de presión a distintas tasas en una sola
caída de presión a tasa constante con una duración igual a la duración total
de la prueba. De esta forma es posible graficar el diferencial de presión
contra el tiempo y conseguir una curva que represente con mayor exactitud
el comportamiento de la presión con respecto al tiempo.
Las pruebas de pozos han pasado por muchas etapas desde 1950
cuando fueron implementadas por primera vez. El avance en la tecnología ha
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permitido que estos análisis se conviertan en una herramienta fundamental a
la hora de caracterizar un yacimiento. A medida que los aportes
computacionales se hacen cada vez más presentes en el campo de la
geología, geofísica y sobretodo geoestadística, es inevitable pensar que las
pruebas de pozos seguirán innovando en la búsqueda de resultados más
exactos que ofrezcan mucha más información de la realidad que subyace en
el yacimiento.
PRUEBAS DE POZOS
Son aquellas que se realizan con el fin de determinar la habilidad de
la formación para producir fluidos; y en base al de desarrollo del campo se
pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del
yacimiento, estimación del comportamiento del pozo.
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 determinar las propiedades de la
roca y de los fluidos (por ejemplo, la permeabilidad, porosidad y presión
promedio de yacimiento) y la localización e identificación de
heterogeneidades del yacimiento (por ejemplo, fallas sellantes, fracturas
naturales y capas). La segunda categoría, las pruebas de productividad,
incluyen aquellas pruebas que permite determinar el potencial de producción
de un pozo.
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Los parámetros que se calculan con las pruebas de pozo son los
siguientes:
• Área de drenaje.
• Presión del yacimiento (P).
• Permeabilidad de la formación (K).
• Daño o estimulación en la formación (s).
• Limites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento.
TIPOS DE PRUEBAS DE POZOS
1. PRUEBAS DE PRODUCTIVIDAD:
Las pruebas de productividad son diseñadas para medir la capacidad de
producción de un pozo bajo ciertas condiciones del yacimiento. Aunque
originalmente estas pruebas fueron utilizadas inicialmente el pozos de gas,
las pruebas de productividad también son aplicables a pozos de petróleo. A
diferencia de muchas pruebas de presión, algunas pruebas de productividad
requieren estabilización de las condiciones de flujo para un apropiado
análisis. Un indicador común de productividad obtenido de pruebas de
productividad de un pozo es el absolute open flow (AOF, o Tasa Máxima).
Otra aplicación de las pruebas de productividad es para la generación de
la curva de oferta o inflow performance relationship (IPR). La IPR, que
describe la relación entre las tasas de producción en superficie y las
presiones de fondo fluyente (Pwf), la cual es utilizada para diseñar
facilidades de superficie, entre otros. Las pruebas de producción más
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comunes se incluyen la prueba de flujo tras flujo, pruebas sencillas, las
prueba isocronal convencional y modificada.
a) Pruebas flujo tras flujo
Las pruebas flujo tras flujo, que a veces son llamadas backpressure 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 nde la
arena. Cada caudal es establecido en sucesión con o sin un periodo
pequeño de cierre del pozo. El requerimiento de los períodos 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.
b) Pruebas sencillas
Las pruebas sencillas o también llamadas a un solo punto son realizadas
cuando existen limitaciones de factor tiempo para llevar a cabo una prueba
de flujo tras flujo en yacimientos de muy baja permeabilidad. En este caso el
pozo fluye a una sola tasa de producción hasta alcanzar una presión de
fondo fluyente estabilizada. Estas pruebas son particularmente apropiadas
cuando las características de productividad del pozo están siendo
“actualizadas”, cuando son requeridas por entes gubernamentales.
Una limitación de este tipo de pruebas, sin embargo, es que se
requiere un conocimiento previo del comportamiento de productividad del
pozo, ya sea una prueba anteriormente realizada o por correlación con otros
pozos del mismo campo y de similares condiciones de producción.
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c) Pruebas de Inyectividad (Fall-Off)
Con esta prueba se tiene una idea cualitativa de la permeabilidad de la
zona y la factibilidad que presenta una zona a un tratamiento de estimulación
y/o fracturamiento hidráulico. La prueba de inyección puede ser interpretada
como cualquier prueba de presión. Es una prueba similar a la prueba de
declinación de presión, pero en lugar de producir fluidos se inyectan fluidos,
normalmente agua, Considera una declinación de presión inmediatamente
después de la inyección.
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 estas pruebas podemos 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.
Estimar la presión promedio del yacimiento.
Medir la presión de ruptura del yacimiento.
Determinar fracturas.
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.
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d) Prueba Isócronal (análisis de Deliberabilidad)
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 períodos
de tiempo para aquellos pozos que tienen un largo período 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. La prueba isocronal es llevada a cabo por una serie
de períodos de flujo y cierre, permitiendo restaurar la presión promedio del
yacimiento antes empezar el siguiente período de producción. Las presiones
son medidas en el tiempo durante cada período de flujo. El tiempo a la cual
la presión es medida debe ser relativamente la misma al comienzo de cada
período de flujo. Por ejemplo se puede medir la presión de fondo fluyente
cada 0.5, 1.0, 1.5 y 2.0 horas después de empezar cada período de flujo.
Debido al menor tiempo requerido para restaurar esencialmente la presión
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inicial después de un corto período de flujo que se debería alcanzar en
condiciones estabilizadas en una prueba de flujo tras flujo, las pruebas
isocronales son más prácticas en formaciones de muy baja permeabilidad.
Aunque no es requerido para analizar la prueba, un punto de flujo final
estabilizado, generalmente es obtenido al final de la prueba.
e) Prueba Isócronal Modificada
El tiempo de restauración de la presión promedio del yacimiento antes de
fluir en pozo durante un cierto período de tiempo, todavía puede ser poco
práctico. En consecuencia, una modificación de la prueba isocronal fue
desarrollada para acortar los tiempos de la prueba. El objetivo de esta
modificación de la prueba isocronal es obtener los mismos datos de prueba
isocronal sin alcanzar a veces esos largos períodos de cierre requeridos para
alcanzar la presión promedia del yacimiento, en el área de drenaje del pozo.
La prueba isocronal es realizada como una prueba isocronal convencional,
exceptuando que los períodos de cierre deben ser igual en duración, pero
deben ser igual o exceder el tiempo de los períodos de flujo. Debido a que el
pozo frecuentemente no alcanza a restaurar la presión promedia de
yacimiento después de cada período de flujo, la presión de cierre es
registrada inmediatamente antes de comenzar el período de flujo, esta
presión es utilizada posteriormente en el análisis en vez de usar la presión
promedia del yacimiento. En consecuencia, la prueba isocronal modificada
es mucho menos exacta que la prueba isocronal convencional.
Hay que destacar que, al medida que los períodos de cierre durante la
prueba son mayores, la calidad del dato y por supuesto la interpretación va a
ser mucho más precisa. Igualmente, aunque no es requerido para analizar la
prueba, un punto de flujo final estabilizado, generalmente es obtenido al final
de la prueba.
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f) Prueba Multi-tasa (Multirate test)
Puede recorrer a partir de una tasa variable libre hasta una serie de
tasas constantes, para una prueba de presión de fondo, con constantes
cambios en la tasa de flujo. La misma contribuye a minimizar los cambios en
los coeficientes de almacenamiento del pozo y efecto de los estados de
segregación. Muestran gran ventaja cuando, sé esta cambiando del periodo
de almacenamiento al periodo medio, además reducen la caída de presión.
Una desventaja es que es una prueba difícil de controlar, debido a las
fluctuaciones de tasas; difíciles de medir, especialmente sobre una base
continúa.
Ya sea que las ratas sean constantes o no durante periodos los periodos
de flujo, Existen principalmente 3 tipos de pruebas multiflujo:
Rata variable incontrolada.
Series de ratas constantes.
Rata de flujo variable con presión de fondo constante. Esta prueba es
común en pozos gasíferos produciendo de formaciones muy apretada.
En tales pruebas las tasas de flujo de un pozo productor se hacen variar
mientras la presión se monitorea en uno o más pozos de observación. El
análisis de los datos de presión nos proporciona información que no se
podría obtener de un solo pozo. La prueba más conocida de las pruebas de
multi-pozos, es la prueba de interferencia en la cual un solo pozo observador
es empleado. A causa de la distancia entre el productor y el observador, se
espera monitorear pequeños cambios de presión en el observador.
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La mayoría de las pruebas múltiples se efectúan en yacimientos
cerrados. Las pruebas múltiples se llevan a cabo por un número de razones:
Buscar conectividad y/o continuidad del yacimiento
Detectar permeabilidad direccional y otras heterogeneidades
Estimar volumen del yacimiento
Orientación de Fracturas hidráulicas
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.
2. PRUEBAS DE PRESIÓN
Las pruebas de presión se refieren a aquellas pruebas de pozo en el cual
se mide los cambios de presión versus tiempo. Estas pruebas permiten
evaluar no solo las condiciones de la vecindad del pozo sino todas las
propiedades in situ más allá de la región afectada por las operaciones de
perforación y completación. Adicionalmente estas pruebas de pozo permiten
caracterizar importantes características de la formación necesarias para
diseñar un plan óptimo de explotación del yacimiento, incluyendo la presión
del área de drenaje de los pozos probados, posible presencia de barreras al
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flujo (fallas sellantes), y características importantes que dominan la
heterogeneidad de un yacimiento (por ejemplo las propiedades de la matriz y
fracturas naturales en la roca o las propiedades individuales de capa).
Las pruebas de presión pueden ser divididas en pruebas a un solo pozo y
pruebas multipozo.
a) Pruebas a un solo pozo
Las pruebas a un solo pozo son aquellas la cual la respuesta de presión
es medida siguiendo un cambio en la tasa de producción. De este cambio en
la respuesta de presión, se puede caracterizar las propiedades promedios en
una porción o en toda el área de drenaje del pozo que se esta evaluando.
Una prueba común a un solo pozo es la prueba de restauración de presión,
la cual es obtenida por la primera estabilización de una tasa de producción, a
una presión de fondo (BHP) medida en el pozo, para un posterior cierre.
Luego del cierre del pozo, la BHP restaura como una función en el tiempo, y
la tasa de la prueba de restauración es usada para estimar las propiedades
del yacimiento/pozo. De estas pruebas podemos estimar la presión promedio
del yacimiento y la permeabilidad del área de drenaje del pozo y las
propiedades de la región inmediatamente adyacente a la vecindad del pozo.
Otra prueba de presión común es la prueba de declinación de presión,
que es realizada con una tasa de producción conocida y constante, mientras
se observa el cambio de presión en el tiempo. Las pruebas de declinación
son diseñadas para determinar las características de flujo del yacimiento,
también incluyen la determinación de la permeabilidad y el factor skin.
Adicionalmente, cuando el transiente de presión afecta los límites del
yacimiento, la prueba de de declinación de presión permite establecer límites
de yacimiento y estimar el volumen de hidrocarburo en sitio del área de
drenaje del pozo. Estas pruebas de declinación específicas son llamadas
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“pruebas de límite de yacimiento”. Cuando por consideraciones económicas
se requiere un mínimo tiempo de pérdida de producción, las pruebas de
declinación de producción también pueden ser usadas para estimar el
potencial de producción de un pozo. Las pruebas Fall off son similares a las
pruebas de restauración de presión, excepto a que son aplicadas para pozos
inyectores. Siguiendo una estabilización de la tasa de inyección, el pozo es
cerrado. BHP, la cual luego empieza a declinar, es medida como una función
en el tiempo. Una alternativa para pozos inyectores es la prueba de
inyectividad, la cual se inyecta a una tasa medida y se mide como
incrementa la presión de fondo a medida que pasa el tiempo. La prueba de
inyectividad es análoga a la prueba de declinación de presión.
b) Pruebas multipozo
Cuando la tasa de flujo es cambiada en un pozo y la respuesta de
presión es medida en otro pozo o grupos de pozos, estas pruebas son
llamadas pruebas multipozo. Las pruebas multipozo son diseñadas para
determinar propiedades en una región centrada a lo largo de una línea que
une pares de pozos de prueba y por lo tanto es sensibles a las variaciones
direccionales de las propiedades del yacimiento, como el caso de la
permeabilidad.
Adicionalmente estas pruebas permiten determinar la existencia de
comunicación entre dos puntos en el yacimiento. El concepto básico en una
prueba multipozo es producir o inyectar en un pozo (pozo activo) y observar
el cambio de presión en uno o varios pozos aledaños (pozos observadores).
De los datos obtenidos, se puede estimar tanto la permeabilidad como
la porosidad del área de drenaje de los pozos en estudio y cuantificar el nivel
de anisotropía del yacimiento. Por ejemplo, las pruebas multipozo permiten
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determinar la orientación de las fracturas naturales y cuantificar la relación
porosidad-compresibilidad producto de un sistema matriz-fractura.
La prueba de interferencia y las pruebas de pulso son dos pruebas
multipozo comunes. En las pruebas de interferencia, el pozo es puesto en
producción a una tasa constante durante toda la prueba, mientras que el
resto de los pozos aledaños son cerrados y puestos en observación para
observar la respuesta de presión producida por el pozo activo en producción.
En las pruebas de pulso, el pozo activo se pone en producción y luego
es cerrado, luego retorna a producción y posteriormente el cerrado
nuevamente.
Esta secuencia de apertura y cierre, la cual es repetida en periodos
que raramente exceden unas pocas horas, produce una respuesta de
presión que generalmente es interpretada inequívocamente aún cuando
otros pozos en el campo continúan produciendo.
c) Prueba de Declinación 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 unas de las ventajas que
ofrece son las económicas debido a que se realiza con el pozo en
producción. Su mayor desventaja es la dificultad para mantener una tasa
constante. Si la tasa constante no se puede lograr entonces se recomienda
el uso de Pruebas Multi-tasa.
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Para correr una prueba de 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 multitasa).
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 los 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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d) Pruebas de Restauración de Presión (Build up test)
Esta prueba es realizada por un pozo productor a tasa constante por
cierto tiempo, cerrando el pozo para permitir que la presión se restaure en el
pozo. Frecuentemente a partir de esta data (recuerde que la presión en el
pozo es una función del tiempo) es posible estimar la permeabilidad de
la formación, la presión del área de drenaje actual, y caracterizar el daño o
estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o los límites. En fin la
prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la
presión en el estado transitorio.
La prueba de restauración de presión ha sido una técnica muy popular
usada en la industria petrolera. Varias razones la han convertido en una
prueba muy popular, algunas de estas son:
No requiere una supervisión muy detallada.
Se pueden estimar la permeabilidad y el factor de daño a partir de
pruebas de restauración o declinación de presión. Sin embargo, la
declinación de presión no permite estimar la presión promedio de
yacimiento o la presión inicial de yacimiento mientras que la prueba de
restauración de presión si lo hace.
En términos generales, una prueba de restauración de presión requiere
cerrar un pozo productor después de que se ha producido durante algún
tiempo en el que la estabilización de la rata se ha alcanzado. Una prueba de
restauración de es corrida así:
1. Determinar la ubicación de los empaques, tamaño de la tubería de
producción y la tubería de revestimiento, profundidad del pozo.
2. Estabilizar el pozo a una rata de producción constante, q.
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3. Cerrar el pozo y registrar el valor Pwf (justo antes del cierre).
4. Leer la presión de cierre, Pws, a intervalos cortos de 15 segundos
para los primeros minutos (10-15 min), entonces cada 10 min. Para la
primera hora. Durante las siguientes 10 horas, se deben tomar
lecturas de presión cada hora. Cuando la prueba progresa, los
intervalos de tiempo se pueden expandir a 5 horas.
Para correr una prueba de restauración de presión, el pozo produce a
una rata constante por un período de tiempo tp. Se baja un registrador de
presión al pozo inmediatamente antes de cerrarlo. tp no debe ser muy
pequeño para no tener problemas con el radio de investigación.
Por medio de este tipo de prueba es posible estimar la permeabilidad
de la formación, la presión del área de drenaje actual, y caracterizar el daño
o estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o los límites. En fin la
prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la
presión en el estado transitorio.
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e) Pruebas De Interferencia
En una prueba de interferencia, un pozo es producido y la presión es
observada en un pozo diferente (o pozos), monitoreando los cambios de
presión afuera en el yacimiento, a una distancia lejana al pozo productor
original. Los cambios de presión a una distancia del pozo productor es
mucho mas pequeña que en el pozo productor como tal. Por ende una
prueba de interferencia requiere de un sensor de medición de presión, y
puede tomar un largo tiempo para poder llevarla a cabo. En fin el propósito
general de estas pruebas es determinar si existe comunicación entre dos o
más pozos en un yacimiento. Al existir comunicación, provee estimados de
permeabilidad, porosidad y compresibilidad (φ, Ct) y determinar la posibilidad
de anisotropía en el estrato productor.
f) 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.
Está técnica usa una serie de pulsos cortos de la rata de flujo. Los pulsos
son periodos alternantes de producción (o inyección) y cierre con el mismo
caudal en cada producción. La respuesta de presión a los pulsos se mide en
el pozo de observación. La principal ventaja de las pruebas de pulso estriba
en la corta duración del pulso. Un pulso puede durar unas horas o unos
pocos días, lo cual interrumpe la operación normal ligeramente comparada
con las pruebas de interferencia.
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.
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g) Pruebas DTS
Una prueba DST (Drillstem Test) es una prueba de presión corta que se
efectúa durante la perforación utilizando la tubería de perforación. Está
formada por pruebas de declinación y caída de presión consecutivas.
Pasos para realizar una prueba DTS: Para correr un DST, una
herramienta especial se coloca en la sarta de perforación y se baja a la zona
a probar. La herramienta aísla la formación de la columna de lodo en el
anular y permite que los fluidos de la formación fluyan a la sarta de
perforación mientras se registra continuamente la presión.
1. Tomar una muestra del fluido del yacimiento.
2. Establecer la probabilidad de comercialidad. Normalmente se corre en
pozos exploratorios y algunas veces en pozos de avanzada si la formación
es muy heterogénea.
3. Determinar las propiedades de la formación y el daño. Estos podrían
usarse para estimar el potencial de flujo del pozo.
Permiten determinar la presión y temperatura de fondo (además de
evaluar parámetros fundamentales para la caracterización del yacimiento) y
son realizadas durante 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.
Además de proporcionar una muestra del tipo de fluido en el yacimiento,
un buen DST da una indicación de la rata de flujo, una medida de las
presiones estáticas y de flujo y una prueba transitoria corta. Un DST puede
en ciertos casos detectar barreras, si éstas son cercanas al pozo: fallas,
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discontinuidades, frentes de inyección, etc. Y servir para la determinación de
la presión inicial o la presión promedia.
SOFTWARE PANSYSTEM PARA PRUEBA DE POZOS
Las pruebas de pozo son una función técnica clave en la industria
petrolera y del gas. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo
son usados para tomar decisiones de inversiones multimillonarias. A menudo
se usa una prueba de pozo como la tecnología principal para monitorear el
desempeño de tales inversiones o para diagnosticas comportamientos no
esperados de pozo o reservorio.
PanSystem es el programa líder en análisis de pruebas de pozo en la
industria. Es usado como estándar corporativo por la mayoría de las
compañías petroleras multinacionales así como por
muchas empresas nacionales. A continuación se describe la tecnología
usada en PanSystem y cómo es aplicada al análisis de pruebas de pozo.
Objetivos de PanSystem
El objetivo de PanSystem es proveer un sistema que permita al usuario
ejecutar eficientemente todas las tareas asociadas con el diseño, análisis y
simulación de la data de pruebas de pozo.
Este proceso puede ser descrito mediante el diagrama de flujo a
continuación:
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Flujo de Trabajo de Análisis de Prueba de Pozo
El flujograma de arriba se enfoca en el análisis de la prueba de pozo, ya
que esta es la aplicación primaria de PanSystem. El diseño de prueba de
pozo es una función importante también abordada por PanSystem y varias
características clave de la aplicación se enfocan en esta importante tarea.
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Manejo de la Data
El manejo de la data es una de las fortalezas clave de PanSystem. En
muchas formas, la capacidad técnica clave del software de análisis de
pruebas de pozo es su habilidad para manejar archivos de datos muy
grandes, al tiempo que permita presentar la data en pantalla para su
manipulación interactiva.
La data requerida por PanSystem para el análisis es de distintos tipos.
Primeramente, la data estática requerida para el análisis. Estos tipos son:
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Parámetros de Pozo
Parámetros de Capa
Parámetros de Fluido
Ingreso de Data Estática en PanSystem
PanSystem incluye correlaciones para estimar parámetros en donde la
data de campo no es suficiente.
Un sistema Asistente provee asistencia adicional. El Asistente
proporciona pantallas de ayuda paso a paso mientras el usuario trabaja en
una tarea con el software. Vea la sección de Soporte al Usuario para
mayores detalles.
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Importación y Exportación de Data
El aspecto más poderoso del ingreso de data en PanSystem es la
capacidad para cargar grandes archivos ASCII tal como son típicamente
generados por los modernos sensores electrónicos de presión (el segundo
tipo de data requerido para el análisis).
No hay límite para el tamaño de archivo que PanSystem puede importar y
es fácil importar la data repetidamente desde un número de sensores de la
misma prueba de pozos para así comparar y controlar la calidad de la data.
Se puede definir una plantilla para permitir que el usuario importe
archivos que sean del mismo formato.
Una vez que la data ha sido importada a PanSystem, un número de
herramientas se hace disponible para permitir al usuario suavizar y filtrar la
data. Algunas pruebas de pozo se ven afectadas por mareas y PanSystem
soporta la importación de tablas de mareas para filtrar correctamente estos
efectos de la señal del reservorio.
Toda la funcionalidad en este área de PanSystem está diseñada para
acelerar el proceso deimportación y graficado de la data para que el usuario
pueda llegar al punto de ser capaz de iniciar un análisis tan rápido como sea
posible desde cualquier fuente que se origine la data.
La exportación de data también es fácil de lograr para grandes archivos
ASCII. Podría ser que la data una vez preparada necesita ser compartida con
otra organización que no tiene acceso a PanSystem y en este caso la data
puede ser exportada a un archivo ASCII por columnas (el cual podría estar
separado por comas o tabulador).
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A menudo el objetivo es compilar un reporte escrito combinando gráficas
y texto en formas específicas a las necesidades de una compañía en
particular. PanSystem permite funcionalidad de Copiar y Pegar así como sus
facilidades internas de reportes. Los gráficos pueden ser capturados,
comprimidos y exportados en un rango de formatos de archivos gráficos,
incluyendo GIF, BMP, JPG y TIF.
El sistema de reporte electrónico canadiense EUB es un formato
soportado que permite el archivado electrónico de pruebas de pozo
ejecutadas en Canadá, como lo requieren las regulaciones.
Reportes
El suministro de la información está contemplada a través de la capacidad
de generar reportes detallados en PanSystem, los cuales mezclan texto y
gráficos, además de estar arreglados en secciones que permiten al usuario
construir una plantilla del reporte para su consistencia. Estos reportes
permiten anotaciones detalladas de todos los gráficos generados por
PanSystem y al ser todos los parámetros de interpretación almacenados en
un archivo PanSystem junto con la data, es muy fácil regenerar un reporte a
partir de la data original si fuese requerido.
Si fuese necesario, el reporte puede ser exportado a Microsoft Word para
mayor formateo o edición.
En conjunto, las capacidades de manejo de data de PanSystem le
permiten operar eficientemente al importar, graficar, reformatear, comparar,
suavizar, filtrar y controlar la calidad de la data. Estas funciones incluyen la
capacidad de importar data desde diferentes fuentes y exportar y reportar la
misma a diferentes formatos, como sea requerido. La flexibilidad y facilidad
29
de uso de este área de PanSystem es reconocida como una de sus mayores
fortalezas.
Análisis
El proceso del análisis de pruebas de pozo ha evolucionado a lo largo de
los años y los ingenieros de las compañías petroleras han desarrollado
varias técnicas a partir de la experiencia que han adquirido en los pozos que
han probado. PanSystem captura lo mejor de estas técnicas para permitir
que una serie de métodos sean abordados al analizar la data de transitorios
de presión.
El punto de arranque más ampliamente aceptado para el análisis de
pruebas de pozo es el gráfico derivado "log-log". Abajo se muestra un
ejemplo.
Gráfico Log-Log de PanSystem
Este gráfico se configura haciendo una función apropiada de la presión
con respecto al tiempo de manera que se eliminen los efectos del historial
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de tasas específico de la prueba, mediante lo cual (en la mayoría de las
circunstancias) las respuestas de acumulación y agotamiento pueden ser
comparadas sobre una misma base y con las mismas características siendo
reflejadas en la misma forma del gráfico derivado. Esto permite a los
ingenieros comparar la respuesta de presión con una librería de formas
típicas derivadas de reservorio para identificar el modelo apropiado con el
cual analizar la data.
Selección del Modelo
Esta es la etapa más crucial del proceso, ya que cualquier error cometido
aquí se traducirá directamente en errores mayores (a menudo muy grandes)
en los parámetros de reservorio estimados por el proceso de análisis.
El Asistente PanWizards provee ayuda al seleccionar el modelo
apropiado de reservorio y una vez que el modelo ha sido seleccionado el
usuario puede pasar al proceso de estimación de parámetros de reservorio.
Estimación de Parámetros
El usuario puede escoger usar las opciones de ajuste de línea en el
gráfico "log-log", o los gráficos especializados (estos son necesarios para
arribar a un estimado de presión local de reservorio). También se puede
hacer uso de igualación de curvas tipo para ejecutar la estimación de los
parámetros – una técnica que es a menudo útil si se tiene que analizar data
que esté incompleta.
Una vez que los modelos han sido seleccionados y los parámetros
estimados, el usuario tendrá entonces un modelo definido y los parámetros
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estimados para cada uno de los modelos de pozo, reservorio y límites
externos.
Modelos de Pozo
Almacenamiento Constante en Pozo
Almacenamiento Justo en Pozo
Almacenamiento Hegeman en Pozo
Almacenamiento de Tiempo Escalonado en Pozo
Modelos de Reservorio
Homogéneo Radial
Fractura Vertical – Conductividad Infinita
Fractura Vertical – Fluencia Uniforme
Fractura Vertical – Conductividad Finita
Fractura Vertical – Altura Limitada
Porosidad Dual (Estado Seudo-Permanente)
Porosidad Dual (Transitoria)
Tapón de Gas / Soporte Acuífero
Modelo de Falla Intersecada General
Homogéneo a Tres Capas con Flujo Cruzado
Compuesto a 2 Zonas
Compuesto a 3 Zonas
Compuesto a 4 Zonas
Estrechamiento (Modelo Limitado)
Falla Parcialmente Sellante / Modelo Compuesto Lineal
Pozo Inclinado
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Modelos de Límites Externos
Acción Infinita
Falla Única
Fallas Paralelas
Fallas Intersecadas (30)
Fallas Intersecadas (45)
Fallas Intersecadas (60)
Fallas Intersecadas (90)
Fallas Intersecadas (120)
Fallas en Forma de U
Sistema Cerrado
Compartimentado a 2-celdas
Límite Hexagonal
Este extenso rango de modelos y la capacidad para mezclar cualquier
combinación de los mismos permite el análisis de todas las geometrías,
excepto las más complejas.
Para todos estos casos, el modelo en cuestión es una solución a la
ecuación de difusividad derivada usando técnicas analíticas. Con el
desarrollo de resolutores numéricos rápidos capaces de calcular la respuesta
transitoria de presión a través de un modelo generalizado de elementos
numéricos que puede ser definidos para adecuarse a cualquier geometría, el
ímpetus de desarrollar nuevos modelos analíticos se está desvaneciendo.
PanSystem provee todos los enfoques estándar y avanzados requeridos
para interpretar pruebas de pozo de todos los tipos.
33
Simulación
Tras la completación del proceso de estimación de parámetros, el usuario
tiene un modelo separado que debería ser válido para cada una de las
regiones temprana, mediana y tardía de la prueba. La simulación permite que
estos modelos sean juntados para confirmar que la respuesta total generada
por la superposición de dichos modelos se compare con la data de
transitorios observada. La simulación podría ir más allá y permitir la
simulación de una secuencia de prueba completa de períodos de flujo
verificando la consistencia de la interpretación a lo largo de toda la data
medida.
Es a menudo en esta etapa, durante la simulación, que las características
de la data, tales como el agotamiento, serán observadas cuando no hayan
sido vistos límites en los transitorios de presión, resaltando el valor de
integrar la interpretación realizada sobre períodos de flujo individuales con la
interpretación general.
Igualación Rápida (Quick Match)
La Igualación Rápida (ó Quick Match), como el nombre implica, permite al
usuario acceder a una simulación muy rápida de la data, la cual puede ser
usada para generar una simulación inicial para observar la cercanía de la
igualación entre la data del modelo y la real. A menudo esta es muy cercana
y un simple ajuste de los parámetros de reservorio finalizará la igualación.
34
Igualación Rápida de PanSystem
Otro beneficio de esta característica es que resulta ser una muy poderosa
herramienta de entrenamiento. El usuario puede aprender muy rápidamente
el impacto que los cambios sobre los parámetros del modelo pueden tener y
su efecto sobre la simulación de presión. Esto a menudo lleva a un útil
entendimiento intuitivo de cuán sensible es la interpretación resultante a las
variaciones en la data de entrada y ayuda a resaltar la forma en que algunos
parámetros de modelos interactúan.
El usuario puede visualizar la simulación completa del período de prueba
en todos los gráficos especializados simultáneamente para asegurar la
consistencia de la interpretación.
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Data Simulada y Medida Presentada en todos los Gráficos
Especializados
Auto-Igualación (Automatch)
Un enfoque complementario a la simulación tipo "Quick Match" es la
"Automatch" o Automática. Esta permite al usuario seleccionar puntos desde
el conjunto de data medida y hacer que PanSystem efectúe una regresión de
los estimados de parámetros hasta que se logre una igualación con la
simulación. Este enfoque es recomendado como un ajuste fino de una
simulación, más que como una alternativa recomendada a una respuesta de
ingeniería.
Simulación Avanzada
La Simulación Avanzada extiende las capacidades de simulación analítica
de PanSystem aún más. Con la simulación avanzada es posible configurar
un sistema multi-pozo y multi-capas y calcular la respuesta de presión en
cualquier punto elegido del reservorio. Esto permite que se simulen pruebas
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de interferencia y pulso, así como el análisis de las pruebas de pozo multi-
capas.
Predicción de Producción
Habiendo analizado toda la data y derivado una interpretación
consistente, PanSystem puede proveer al usuario con un estimado de cuánto
producirá el pozo en el futuro a través de la opción de pronóstico de
producción. PanSystem no está diseñado para reemplazar a los simuladores
de reservorio en la planificación y simulación de producción. Sin embargo, en
muchos pozos, por ejemplo en aquellos hidráulicamente fracturados y de
baja permeabilidad y pozos horizontales de baja permeabilidad, el período
transitorio puede ser muy largo y esta producción extra puede tener un
importante impacto en el aspecto económico.
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Gráfico de Pronóstico de Producción PanSystem
PanSystem fue originalmente desarrollado para ayudar a los ingenieros a
analizar pruebas de pozo en una era cuando la única tecnología disponible
para ellos, aparte de un bolígrafo y papel, era un servidor corporativo en otro
continente. El desarrollo de tecnología de pozos mucho más sofisticada,
junto con los desarrollos en informática, así como las necesidades
cambiantes de la industria, han impulsado el desarrollo de PanSystem hacia
una herramienta analítica y sistema de soporte mucho más poderosos para
las pruebas de pozo.
38
CONCLUSION
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