PRUEBA DE POZOSLas pruebas de pozo son una funcin tcnica clave en la industria petrolera y del gas. A menudo se usa una prueba de pozo como la tecnologa principal para monitorear el desempeo de tales inversiones o para diagnosticar comportamientos no esperados de pozo o reservorio. Los resultados del anlisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones.Las pruebas de pozo proveen informacin para establecer las caractersticas del reservorio, prediciendo el desempeo del mismo y diagnosticando el dao de formacin.El anlisis de prueba de presin es un procedimiento para realizar pruebas en la formacin a travs de la tubera de perforacin, el cual permite registrar la presin y temperatura de fondo y evaluar parmetros fundamentales para la caracterizacin adecuada del yacimiento. Tambin se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinacin de sus propiedades; dicha informacin se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el dao ocasionado por el fluido de perforacin a pozos exploratorios o de avanzada, aunque tambin pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimacin de reservas.Es importante tomar en consideracin las siguientes consideraciones:- Estimar el tiempo de duracin de la prueba.- Estimar la respuesta de presin esperada.- Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones.- Tener claras las condiciones del pozo.

Caractersticas de la planificacin:- Consideraciones operacionales- Clculos requeridos para el diseo- Ejemplo de diseo de una prueba de restauracin de presin.

La prueba de presin es fundamental para determinar los siguientes parmetros:

1) Obtener propiedades y caractersticas del yacimiento como: permeabilidad y presin esttica del yacimiento.2) Predecir parmetros de flujo como:- Lmites del yacimiento.- Dao de formacin.- Comunicacin entre pozos.Tipos de pruebas de presin :- Pruebas de restauracin de presin Build up tests.Se realizan en pozos productores y consiste en hacer producir el pozo para luego cerrarlo y registrar la presin de fondo medido en funcin del tiempo.Al cerrar el pozo, la presin comienza a subir partiendo de la Pwf (presin de fondo fluyente)hasta que luego de un tiempo considerado de cierre t, la presin registrada de fondo alcanza el valor esttico Pe( presin esttica).El registro de presin de fondo, representa una presin esttica en proceso de restauracin (Pt), la cual no necesariamente alcanza el valor esttico de Pe.Pt PeDepender del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de produccin. A medida que el tiempo de cierre se incrementa Pt se aproximar a Pe.Podemos determinar a travs de esta prueba: Estimar la permeabilidad del yacimiento. Determinar la presencia de dao. Estimar la presin esttica del yacimiento. Geometra del yacimiento.

PRUEBA DE POZOS DE GASEs unaherramienta utilizada paracaracterizar al sistema pozo-yacimiento, ya que los cambios presentes en la produccin generan disturbios de presin en el pozo yen su rea de drenajey esta respuesta de presin depende delas caractersticas del yacimiento. Las propiedades del yacimiento son determinadas a travs de pruebas de pozos, utilizando mediciones de dos variables tasa de produccin o presin. Para ello se introduce un disturbio o perturbacin en el yacimiento, cambiando una de las dos variables en la mayora de los casos la tasa de flujo y se registran sus consecuencias sobre la otra variable que es la presin. La caracterstica del comportamiento de la presin en funcin del tiempo obtenida como resultado, muestra las propiedades del yacimiento.Uno de los mtodos de levantamiento artificial ms utilizado en la industria petrolera es la inyeccin de gas, tambin conocido como LAG (levantamiento artificial por gas). Este consiste como su nombre lo indica eninyectar gas a alta presin en la tubera del pozo, ya sea de manera continua para aligerar la columna hidrosttica en la tubera de produccin (flujo continuo), o a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de lquidos (flujo intermitente).El gas inyectado hace que el fluido llegue a la superficie debido a la accin de alguno de los siguientes mecanismos o a la combinacin de los mismos: a) Reduccin de la presin que ejerce el fluido en la tubera de produccin frente a la formacin, mediante la disminucin de su densidad. b) Expansin del gas inyectado. c) Desplazamiento del fluido por alta presin del gasUsos de Medidas de Presin en Ingeniera de Petrleo.Una de las funciones ms importantes de un Ingeniero de Petrleo es interpretar apropiadamente el comportamiento de presin de pozos de gas y de petrleo. Los datos de presin pueden ser usados para obtener la permeabilidad de laformacin, para determinarel grado de dao a la formacin durante la perforacin y completacin del pozo, para medir cuan efectivo o eficiente ha sido una estimulacin o tratamiento del pozo, determinacin de la presin esttica del rea drenada por el pozo, el grado de conectividad entre pozos y muchos otros usos. Para lograr esto se requiere que el Ingeniero de Yacimiento entienda perfectamente las leyes fsicas que rigen el flujo de fluidos a travs de medios porosos, as como tambin las propiedades y limitaciones de las soluciones a las ecuaciones de flujo que resultan de la aplicacin de esas leye

PRUEBA ISCRONAL (ANLISIS 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 presin promedio del rea de drenaje, en los periodos comprendidos entre dos cambios de tasas subsiguientes.Las pruebas isocronales son desarrolladas tambin para cortos perodos de tiempo para aquellos pozos que tienen un largo perodo de tiempo de estabilizacin. Especficamente 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 estabilizacin del pozo. La prueba isocronal es llevada a cabo por una serie de perodos de flujo y cierre, permitiendo restaurar la presin promedio del yacimiento antes empezar el siguiente perodo de produccin. Las presiones son medidas en el tiempo durante cada perodo de flujo. El tiempo a la cual la presin es medida debe ser relativamente la misma al comienzo de cada perodo de flujo. Por ejemplo se puede medir la presin de fondo fluyente cada 0.5, 1.0, 1.5 y 2.0 horas despus de empezar cada perodo de flujo. Debido al menor tiempo requerido para restaurar esencialmente la presin inicial despus de un corto perodo de flujo que se debera alcanzar en condiciones estabilizadas en una prueba de flujo tras flujo, las pruebas isocronales son ms prcticas 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.Prueba Isocronal (Prueba para pozos de gas)Caractersticas:*Adiferencia de las pruebas convencionales en la Isocronal no se requiere alcanzar condiciones estabilizadas.*Esta consiste en producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de tiempo iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presin promedio del rea en el periodo comprendido entre dos cambios de tasas subsiguientes.Determina:*Las pruebas isocronales son utilizadas para determinar el potencial de flujo abierto (AOF) en pozos perforados o produciendo de medios porosos de baja permeabilidad.El procedimiento a seguir para realizar una prueba Isocronal es el siguiente:1)Cerrar el pozo y permitir la restauracin de la presin hasta su seudo estabilizacin.2)Producir el pozo a una tasa de flujo constante y tomar simultneamente medidas de presin es funcin del tiempo. (Los periodos del tiempo a los cuales se toman las medidas de presin deben ser fijos para todas las tasas de flujo).3)Cerrar el pozo y permitir la restauracin de la presin hasta el mismo valor seudo estabilizado.4)Producir el pozo a una tasa de flujo diferente y tomar valores de presin en los mismos intervalos del tiempo especificados en 2.5)Repetir los pasos 3 y 4 para otro valor de esta tasa de flujo.

PRUEBA ISCRONAL MODIFICADAEl tiempo de restauracin de la presin promedio del yacimiento antes de fluir en pozo durante un cierto perodo de tiempo, todava puede ser poco prctico. En consecuencia, una modificacin de la prueba isocronal fue desarrollada para acortar los tiempos de la prueba. El objetivo de esta modificacin de la prueba isocronal es obtener los mismos datos de prueba isocronal sin alcanzar a veces esos largos perodos de cierre requeridos para alcanzar la presin promedia del yacimiento, en el rea de drenaje del pozo. La prueba isocronal es realizada como una prueba isocronal convencional, exceptuando que los perodos de cierre deben ser igual en duracin, pero deben ser igual o exceder el tiempo de los perodos de flujo. Debido a que el pozo frecuentemente no alcanza a restaurar la presin promedia de yacimiento despus de cada perodo de flujo, la presin de cierre es registrada inmediatamente antes de comenzar el perodo de flujo, esta presin es utilizada posteriormente en el anlisis en vez de usar la presin 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 perodos de cierre durante la prueba son mayores, la calidad del dato y por supuesto la interpretacin va a ser mucho ms precisa. Igualmente, aunque no es requerido para analizar la prueba, un punto de flujo final estabilizado, generalmente es obtenido al final de la prueba.

PRUEBA DE CONTRAPRESIN O PRUEBA CONVENCIONAL (PRUEBA PARA POZOS DE GAS): Caractersticas:*La prueba convencional ha sido llamada tambin prueba de potencial absoluto o prueba de contrapresin, consiste en cerrar el pozo a produccin y permitir una restauracin de presin hasta obtener una estabilizacin. Luego, se abre a produccin y se toman medidas de presin a diferentes tasas de flujo las cuales varan despus que las presiones de flujo se han estabilizado. El nmero de tasas de flujo es por lo general de cuatro y una vez obtenidas las mediciones, se cierra el poz

LIMITES DEL YACIMIENTO-PRESION PROMEDIO La presin promedio, p, es utilizada para caracterizar el comportamiento de yacimiento, y predecir su comportamiento futuro. Es un parmetro fundamental para entender la conducta de los yacimientos en recobro primario, secundarios proyectos de mantenimiento de presin. La presin es definida, en un yacimiento sin influjo de agua, como la presin que debera alcanzarse si los pozos estuviesen cerrados por tiempo indefinido. Una definicin equivalente, suponiendo compresibilidad uniforme, es la presin promedia obtenida por planimetra a un mapa isobrico del yacimiento. La presin, adems, es un parmetro fundamental en la determinacin de las propiedades de los fluidos para efectos de evaluacin del yacimiento. Durante la vida productiva de un yacimiento normalmente se presenta una declinacin en la presin. Esta presin debe ser determinada peridicamente, en funcin del tiempo (produccin acumulada)Los pozos productores pueden ser representados como un sistema radial de flujo. Cuando el pozo est produciendo, la mayor cada de presin ocurre en la vecindad del pozo, por lo que la presin de flujo el pozo no es representativa de la presin que prevalece en el rea drenada del pozo. La presin promedio aritmtica es por lo general determinada de los datos de presin en pozos de reconocimiento o de observacin. Si el yacimiento es uniforme el espesor y la variacin de presin es pequea, la presin promedio aritmtica es satisfactoria. Lo mas frecuente es que esta condiciones no prevalezcan, entonces otras tcnicas para promediar sern requeridas. Los datos de presin son colocados en un mapa donde se han dibujado los lmites del yacimiento. Para un yacimiento de petrleos limites son definidos por la lnea de contorno cero del isopaco de petrleo y luego cada lnea de presin. El tipo de contorno, contacto gas petrleo, contacto petrleo agua, formacin discordante o fallas deben ser indicadas en el mapa.METODOS PARA DETERMINAR PRESION PROMEDIO EN UN YACIMIENTO.1. presin en cada pozo (cada 6 meses o cada ao) se toma la presin en los pozos de observacin de tal forma que se pueda obtener un mapa isobrico. No es econmico tomar presiones en cada pozo teniendo un mapa isobrico.2. los pozos seleccionados se cierran de acuerdo a un determinado programa y se someten a prueba.3. se llevan las presiones a un mismo plano de referencia (el cual es arbitrario). A veces se toma el punto medio volumtrico del yacimiento como plano de referencia.4. determinacin de la presin promedio del yacimiento.

Promedio aritmtico.Las pruebas de restauracin de presin en estos casos pueden ser considerados como pruebas de limites del yacimiento.

Pozo cercano a una falla. Zona de baja permeabilidad. Contorno fluido fluido

MTODO DE CURVASTipo El concepto del uso de las curvas tipo, se basa en la suposicin que si el comportamiento de presin vs. tiempo de un pozo, es similar al comportamiento de un modelo matemtico para ciertas condiciones preestablecidas que lo definieron, entonces el sistema pozo-yacimiento se encuentra bajo condiciones similares o iguales a las que se impusieron al modelo. Teniendo en cuenta que las variables adimensionales guardan una correspondencia directa con las variables fsicas que ellas representan, entonces si una grafica de DP vs. Dt (tambin llamada grfica de campo), preparada en un papel log log y a la misma escala que una familia de curvas tipo PD vs. tD (o cualquier combinacin de variables adimensionales que guarden correspondencia a las variables fsicas) al sobreponerlas a una grafica de Curvas Tipo presentan el mismo trazado, entonces es posible obtener un punto de cotejo match a partir del cual se pueden calcular los parmetros del yacimiento. Esta tcnica permite identificar visualmente cual es la curva que mejor coincide en comportamiento con la data de campo. En la Figura II.10, se muestra como se realiza el cotejo con una curva tipo La primera ventaja que se observ en las curvas de Agarwal es que introduca en su modelo el efecto de llene (CD) y dao (S). Estas curvas, fueron desarrolladas para pruebas de abatimiento de presin. Sin embargo, estas pueden ser utilizadas para pruebas de restauracin de presin haciendo la correccin del tiempo como indica Agarwal.Posteriormente las curvas de Agarwal fueron modificadas por Gringarten permitiendo el desarrollo de las Curvas Tipo ms modernas que se usan hoy da y cuyas caractersticas principales se resumen a continuacin: Son grficas log log Las curvas representan a la presin adimensional (PD) como funcin del tiempo adimensional (tD) An con estos avances, el carcter de las distintas curvas tipo era muy parecido, lo que constitua una ambigedad al seleccionar la curva para hacer el cotejo o match. En la Figura II.11 se muestran las curvas tipo de Ramey y se observa que dichas curvas presentan un comportamiento muy parecido y que el match podra hacerse sobre ms de una curva, lo que obliga a requerir informacin adicional que permita elegir la curva correcta.

Las curvas tipo son representaciones grficas de soluciones tericas de las ecuaciones de flujo (Agarwalet al, 1970). El mtodo consiste en encontrar, dentro de una familia de curvas, la curva terica que mejor coteje con la respuesta real que se obtiene durante la prueba de presin. Este cotejo se realiza en forma grfica, superponiendo la data real con la curva terica.Estas soluciones grficas se presentan en funcin de variablesadimensionales(pD,tD,rD, CD).Se basan en las siguientes ecuaciones:

MTODO DE CURVAS TIPOProblema de Unicidad: Se pueden obtener dos o ms respuestas a un mismo problema, debido al desconocimiento en el valor de CD.

Curva tipo deGringarten(1979)

Recordando la relacin entre la presin de fondo y el coeficiente de almacenamiento

Durante el perodotransiente

Sumando y restandoln(CD)

Esta ecuacin describe el comportamiento de la presin en un pozo con efecto de almacenamiento yskin, durante el perodo de flujotransiente

Familia de Curvas Tipo que estn caracterizadas por el parmetro CDe2S,representan diferentes condiciones del pozo, desde pozos estimulados a pozos daados

ParaDraw-down

Tomando logaritmos

ParaDraw-downEstas ecuaciones indican que un grafico de log(p) vs. log(t) tendr una forma idntica y ser paralelo a un grafico de log(pD) vs. log (tD/CD)Los puntos de ajuste, cuando se realiza el cotejo de la data real con la curva tipo, vienen dados por las siguientes constantes:

Para Restauracin de PresinEn este caso, en lugar de emplear el tiempo de cierretse usa el llamado tiempo deAgarwal(te) o tiempo equivalente; esto para tomar en cuenta los efectos del tiempo de flujo antes del cierre.

Procedimiento Mtodo Curva Tipo deGringarten

1.- Dependiendo de si la prueba es dedrawdowno restauracin, se grafica (pi-pwf) vs t (Drawdown) o (pws-pwf) vste(Buildup) en escala log-log, con las mismas escalas de la curva tipo deGringarten2.- Se chequea los puntos a tiempos pequeos para confirmar lalinearecta de pendiente m=1 (presencia de almacenamiento). En este caso, se determinagraficamenteC.3.- Se estima el valor de CD4.- Se superpone el grafico con la data de campo sobre la familia de curvas tipo y se desplaza la curva hasta que se encuentre una curva tipo que mejor se ajuste a los datos de la prueba. Se registra el valor de CDe2Spara esa curva tipo [(CDe2S)MP]5.- A partir del cotejo se hallan valores arbitrarios de (pD,p)MPen el eje y y (tD/CD,t)MPo (tD/CD,te)MPen el eje x.6.- Con los puntos de cotejo se puede hallark,kh(capacidad de flujo) y el factor de almacenamiento C. El efectoskinpuede determinarse por la relacin:

Valores del parmetro CDe2spara caracterizar condicin del pozo

MTODO DE LA DERIVADA DE LA PRESIN

Este mtodo surge debido a los problemas de unicidad en losmetodosanteriores (Curvas Tipo).Bourdetet al (1983) proponen que losregimenesde flujo pueden ser mejor caracterizados si se grafica laderivada de la presinen lugar de la presin misma, en un grfico log-logLas ventajas de este mtodo radican en:- Heterogeneidades difciles de ver con los mtodos convencionales son amplificados con este mtodo-Regmenes de flujo presentan formas caractersticas bien diferenciadas-En un mismo grfico se pueden observar fenmenos que bajo otros mtodos requeriran dos o ms grficasBourdetdefini la Derivada de la PresinAdimensionalcomo la derivada depDrespecto atD/CD

Anteriormente se defini que para el perodo de almacenamiento se cumple que:

Grfica depD(tD/CD) vs. (tD/CD) en log-log, ser una lnea recta de pendiente m=1, durante el perodo dominado por almacenamiento.

Por otro lado, durante el perodotransiente, para tiempos largos, se cumple que:

Derivando de nuevo con respecto atD/CD

Curva de la Derivada de PresinAdimensional(Bourdet, 1983)

Combinacin de Curvas deGringarteny Derivada deBourdet

Procedimiento para obtener el cotejo con el grficoGringarten-Bourdet

1.- Se calculan la diferencia de presinpy la funcin de la derivada, dependiendo del tipo de prueba:

Las derivadas se pueden obtener por el mtodo de diferencias centralesProcedimiento para obtener el cotejo con el grficoGringarten-Bourdet2.- En papel log-log con la misma escala de la curvas tipo deGringarten-Bourdet, se graficanpytp vs t (casodrawdown) opvsteytepvst(casoBuild-up)3.- Se verifica con los puntosinicialesla existencia de lalinearecta de pendiente m=1 (presencia de almacenamiento). En este caso, se determinagraficamenteC y se calcula un valor preliminar de CD4.- Se chequea el perodo de tiempo tardo en la data de la derivada para confirmar la existencia del perodotransiente(recta horizontal=0.5).5.- Se colocan ambos grficos sobre la familia de curvas deGringarten-Bourdety se trata de encontrar un cotejo simultneo de las curvas. Este doble cotejo genera un resultado de mayor precisin y grado de certeza.6.- Luego de logrado el cotejo, se selecciona un punto de ajuste (MP) de la misma forma que el mtodo deGringarten, con los cuales se determinaran las propiedades k,khy C.7.- Se registra el valor del grupo (CDe2s)MPde cotejo, a partir de las curvas tipo deBourdet, con la cual se puede estimar el valor del efectoskinsDesviacin del comportamiento lineal en el perodotransiente(radial infinito)

La seleccin del modelo de interpretacin del yacimiento es el paso ms importante en el anlisis de pruebas de presin.Generalmente, los mtodos de anlisis convencional son insensibles a los cambios de presin, por lo cual el mtodo de la derivada se ha probado como la mejor herramienta de diagnstico, ya que:-Magnifica pequeos cambios de presin-Diferencia claramente losregimenesde flujo y modelos de yacimiento-Gringarten(1984) estableci que para seleccionar el mejor modelo de interpretacin se tenan que tomar en cuenta tres (3) componentes principales e independientes uno del otro, los cuales siguen estrictamente la cronologa de la respuesta de presin1.- Limites Internos: Identificados durante los tiempos tempranos de la prueba: efecto de almacenamiento, efectoskin, separacin de fases, penetracin parcial y fracturas2.- Comportamiento del Yacimiento: Que ocurre durante el tiempo medio, reflejando el flujo radial. Puede ser homogneo o heterogneo3.- Lmites Externos: Son identificados con la informacin a tiempos tardos. Existen dos posibles respuestas: Limite sin flujo y lmite a presin constante.

Anlisis de datos a tiempos tempranos

Anlisis de datos a tiempos tempranos

Separacin de fases entubing-anularOcurre en pozos completados en formaciones con k moderada, restriccin de flujo debida a dao o cuando existe unaempacaduraLa forma de joroba tambin se puede dar porfiltraciono comunicacin de unaempacaduraen unacompletacindoble