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INTRODUCCION: Durante el desarrollo de los estudios de los yacimientos, modernamente el ingeniero de yacimiento se consigue con la incertidumbre de la validez de los datos disponibles, tanto en yacimientos maduros, como en yacimientos nuevos, la validez o precisin de los datos usados, en el desarrollo de un estudio de ingeniera de yacimiento, es fundamental para la prediccin y desarrollo de programas de explotacin ptimos de los yacimientos. Por esta razn nace la necesidad de realizar una serie de pruebas que dependern del tipo

del pozo y de los fines a conseguir llamadas WELL TESTINGo PRUEBAS DE POZO , los

cuales estaran en funcin de la presin y su comportamiento.

La idea original de analizar los datos de presin versus tiempo de un pozo produciendo o

cerrado para obtener informacin de los estratos productores apareci primero en la

hidrologa. Los hidrologistas estaban interesados principalmente en el comportamiento

del flujo de agua subterrneo a travs de grandes acuferos. Poco despus, Theisi public

un trabajo pionero en el flujo de fluidos a travs del medio poroso, Muscat estudi el

problema ms enfocado hacia los yacimientos de hidrocarburos; el comportamiento

eventual de la presin esttica de un pozo cerrado de un yacimiento. Cuando se compar

a la presin inicial del yacimiento, la presin esttica estimada poda ser usada para

calcular el petrleo producido al tiempo de la prueba.

La determinacin de la presin inicial y el rea de drenaje del yacimiento proporcionan la

informacin necesaria para determinar el petrleo original en sitio (P.O.E.S.). Desde

Muscat, cantidades de trabajos de investigacin se han publicado en el anlisis de pruebas

de presin de pozos. Muchas pruebas fueron creadas para determinar parmetros

especficos del yacimiento. Esta explosin en la literatura fue debida bsicamente a la

facilidad con la cual el comportamiento de la presin puede ser medida y la valiosa

informacin de los parmetros calculados de esas pruebas.

Las pruebas de pozos as como la tecnologa ha evolucionado, dando resultados cada vez

ms confiables, los cuales se obtienen de modelos ms complejos. Pero al haber pruebas

excesivamente complicadas, se consideraron como un arma de doble filo. Muchas

veces, a causa de la complejidad de los modelos Los modelos originales de yacimientos

para pruebas de pozos, fueron bsicamente homogneos. Ahora, las pruebas de pozos se

han expandido tremendamente al considerar una variedad de modelos complejos que

mejoran gracias a las aplicaciones de las nuevas tecnologas como ya se haba hecho

referencia.

Theis, C.V.:The Relationship Between Lowering of Piezometric Surface and theRate and Duration of Discharge Using Ground Water Storage (1935) Muscat, M.:Use of Data on Buildup of Bottom-hole pressure(1937)

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Con las pruebas de pozo pueden ser calculados parmetro significativos y de mucha

relevancia para el correcto anlisis del yacimiento como ser : la permeabilidad , el dao

skin, etc.

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OBJETIVO:

El objetivo de este trabajo es conocer y comprender lo que es una prueba de pozo as

como las diferentes variaciones desarrolladas de acuerdo a los resultados esperados, as

como los mecanismos utilizados y los parmetros obtenidos.

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WELL TESTING PRUEBA DE POZO

Son pruebas que se realizan con el propsito de determinar la habilidad de la

formacin para producir fluidos; y dependiendo del estado de desarrollo del campo se

pueden dividir en: Identificacin de la naturaleza de los fluidos del yacimiento,

estimacin del comportamiento del pozo

Los operadores que llevan a cabo las pruebas en un pozo lo hacen para determinar ciertos

parmetros del yacimiento y caractersticas del pozo, para predecir el comportamiento

futuro del pozo o del sistema pozo-yacimiento. Estas pruebas son ms beneficiosas

cuando se realizan en la etapa de exploracin. Descubrir nuevas reservas o prevenir la

completacin de pozos secos son de los principales objetivos de una prueba. Algunas

veces la prueba se lleva a cabo para saber si hay suficiente hidrocarburo que justifique los

costos de desarrollos de nuevos campos. Aunque las pruebas de pozos puedan ocasionar

gasto de tiempo, bien vale el esfuerzo por la informacin

DISEO DE UNA PRUEBA: El diseo de una prueba es el primer paso en su planificacin. Muy frecuentemente, planificaciones inadecuadas traen como consecuencia problemas y errores costosos. Naturalmente, conocer acerca del sistema pozo-yacimiento, ayuda enormemente para que la planificacin sea diseada en funcin de captar la mayor cantidad de informacin posible en la prueba. Entre la informacin preliminar que se debe reunir, se tiene:

Historia de produccin Data ssmica, mapas estructurales (geologa) Informacin sobre operaciones de perforacin Registro de toma de ncleos

Si se conoce la historia de un sistema pozo-yacimiento, los planes futuros para las pruebas pueden permitir que se logren todos los objetivos planteados.

La forma de conducir una prueba depende de los objetivos de la misma, las caractersticas del sistema pozo-yacimiento, la forma con que se analizan los datos de la prueba y ms que eso, los requerimientos de las agencias gubernamentales.

BENEFICIOS DE LAS PRUEBAS DE POZOS Adicionalmente a la determinacin de parmetros del yacimiento, las pruebas de pozos permiten:

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Decidir sobre la necesidad de realizar tratamientos de estimulacin y una vez

hechos, verificar su efectividad. Localizar zonas productoras. Detectar estructuras como fallas sellantes o no sellantes, discontinuidades de roca

y/o fluidos. Determinar la existencia de comunicacin de pozos a travs de sus zonas

productoras. Determinar reservas en yacimientos naturalmente fracturados.

PARMETROS QUE SE CALCULAN CON LAS PRUEBAS DE POZO.

Permeabilidad de la formacin (k).

Dao o estimulacin en la formacin (s).

Presin del yacimiento (P).

Limites del yacimiento, anisotropas, volumen del yacimiento.

rea de drenaje.

TIPOS DE PRUEBAS DE POZO

Las pruebas de pozos ms comunes para determinar las caractersticas de flujo de los

yacimientos son los siguientes:

Pruebas de inyectividad (Fall-Off).

Prueba Multi-tasa (Multirate test).

Prueba Iscronal (anlisis de Deliberabilidad).

Prueba de Declinacin de Presin (Drawdown).

Pruebas De Interferencia.

Pruebas de Restauracin de Presin (Build up test).

Pruebas de inyectividad (Fall-Off).

PRUEBAS DE INYECTIVIDAD (FALL-OFF).

El propsito bsico 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 estimulacin y/o

fracturamiento hidrulico. Prueba de inyeccin de fluidos compatibles con la formacin

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hasta que alcanza su mxima presin. Puede ser interpretada como cualquier prueba de

presin.

PRUEBA MULTI-TASA O FLUJO TRAS FLUJO (MULTIRATE TEST).

Llamada tambin pruebas convencionales de contrapresin (Conventional Backpresure

Test). En este tipo de prueba, el pozo se fluye a un determinado caudal midiendo la

presin fluyente de fondo la cual normalmente se mantiene en estado transiente (no

alcanzando el estado pseudo-estable). Luego el pozo cambia su flujo a un nuevo rgimen,

normalmente en estado transiente sin llegar estado pseudo estable. La presin puede ser

medida con un medidor de presin de fondo de pozo.

Este proceso es repetido para diferentes rgimenes de flujo estabilizados. Esto se puede

realizar para un nmero indeterminado de perodos de flujo, normalmente es

recomendable que sean cuatro, al final de la prueba de multi-flujo se efecta un cierre de

pozo cuyo tiempo depende del tiempo de estabilizacin.

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PRUEBA ISCRONAL (ANLISIS DE DELIBERABILIDAD).

Consiste en 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. Son frecuentemente utilizadas,

para realizar los conocidos anlisis de Deliberabilidad. No requiere alcanzar condiciones

estabilizadas. Iscronal Normal: esta prueba no siempre es aplicable en forma prctica,

dado que el tiempo de pseudo estabilizacin puede ser excesivamente largo.

Iscronal Modificada: la caracterstica fundamental es que los perodos de cierre son

todos iguales. Los clculos se realizan de manera similar a la prueba Iscronal Normal.

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PRUEBA DE DECLINACIN DE PRESIN (DRAWDOWN).

La presin durante el perodo de flujo es conducida por la produccin del pozo, comenzando idealmente con una presin uniforme en el yacimiento. La tasa de produccin y la presin son registradas como funcin del tiempo. Los objetivos de una prueba de flujo incluyen estimaciones de permeabilidad, factor de dao y en ocasiones, el volumen del yacimiento. La prueba de evaluacin de presiones durante el perodo de flujo es particularmente aplicada en pozos nuevos y en aquellos que han sido cerrados un tiempo suficientemente largo que permite que la presin esttica del yacimiento se estabilice. Su tiempo ideal es el perodo inicial de produccin del pozo. Provee informacin acerca de, la permeabilidad, factor de dao y el volumen del yacimiento en comunicacin (continuidad de la arena). . La tasa de produccin y la presin son registradas como funcin del tiempo Ofrece ventajas econmicas, porque se realiza con el pozo en produccin. Su mayor desventaja es la dificultad para mantener una tasa constante. Si no se puede lograr la tasa constante se recomienda el uso de Pruebas Multitasa. La parte inicial de los datos se ven influenciados por el efecto de post flujo. . La prueba de evaluacin de presiones durante el perodo de flujo es particularmente aplicada en pozos nuevos y en aquellos que han sido cerrados un tiempo suficientemente largo que permite que la presin esttica del yacimiento se estabilice.

PRUEBAS DE INTERFERENCIA.

Su propsito general es determinar si existe comunicacin entre dos o ms pozos en un

yacimiento. Cuando existe comunicacin, provee estimados de permeabilidad, porosidad

y compresibilidad (, Ct) y determinar la posibilidad de anisotropa en el estrato

productor.

Esquema representativo de una prueba de flujo (Drawdawn)

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En una prueba de interferencia, un pozo es producido y la presin es observada en un

pozo diferente (o pozos). Una prueba de interferencia monitorea los cambios de presin

afuera en el yacimiento, a una distancia lejana al pozo productor original. Los cambios de

presin a una distancia del pozo productor es mucho mas pequea que en el pozo

productor como tal. De tal forma que una prueba de interferencia requiere de un sensor

de medicin de presin, y puede tomar un largo tiempo para poder llevarla a cabo.

PRUEBAS DE RESTAURACIN DE PRESIN (BUILD UP TEST).

El modelo terico idealizando un yacimiento, en el cual se basan las ecuaciones utilizadas para realizar los clculos durante un proceso de restauracin de presin, asume lo siguiente: Fluido de compresibilidad pequea y constante. Permeabilidad constante e isotrpica. Viscosidad independiente de la presin. Porosidad constante, medio poroso homogneo Una curva resultado de una prueba de restauracin de presin puede dividirse en tres regiones de acuerdo al tiempo transcurrido y la distancia recorrida por la onda de presin durante la prueba, estas regiones son: La primera, regin de tiempo inicial (ETR: Early Time Region), la segunda, regin de tiempo medio (MTR: Middle Time Region) y la tercera regin, denominada regin de tiempo final (LTR: Late Time Region).

Regin de tiempo inicial: La presin transente causada por el cierre del pozo durante la restauracin de presin se mueve a travs de esta regin, cuya permeabilidad puede estar alterada debido al posible dao existente en la zona, esta es la razn por la cual no se

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debe esperar una lnea recta en la grfica de Horner [Pws Vs Log ((tp+t) / t)] durante los tiempos iniciales de la prueba. Regin de tiempo medio: Cuando el radio de investigacin se ha movido mas all de la influencia de la zona alterada en las cercanas del pozo y cuando el flujo posterior ha dejado de afectar la data de presin, usualmente se observa una lnea recta ideal, cuya pendiente est relacionada directamente con la permeabilidad de la formacin. Esta lnea recta usualmente contina hasta que el radio de investigacin alcanza uno o ms lmites del yacimiento. Un anlisis sistemtico de una prueba de restauracin de presin puede hacerse utilizando el mtodo Horner, el cual se aplica en pruebas de restauracin de presin, construyendo una grfica de Pws Vs Log ((tp+ t) / t), este mtodo requiere que se reconozca la regin de tiempo medio, la cual debe ser localizada de una forma acertada para evitar confusiones entre regiones y as obtener resultados confiables, debido a que el clculo de la permeabilidad, dao y presin de la formacin dependen de la recta de Horner. Regin de tiempo final (LTR: late time region) Cuando se alcanza un tiempo suficiente, el radio de investigacin alcanzar los lmites de drenaje del pozo, indicando el final de la regin de tiempo medio e indicando el comienzo de la regin de tiempo final.

PRUEBA DE FORMACIN POR MEDIO DE TUBERA (DST:DRILLSTEM TEST)

Esencialmente un DST es una completacin temporal del pozo, realizada con la finalidad

de obtener muestras del fluido de la formacin, establecer la prospectividad de cada

intervalo y decidir la futura completacin del pozo. Las medidas y los anlisis de la presin

del DST proporcionan al ingeniero una manera prctica y econmica para estimar

parmetros fundamentales previos a la completacin del pozo. De hecho, la estimacin

ms acertada de la presin inicial del yacimiento es obtenida a travs del DST en los pozos

exploratorios, y utilizando algunas tcnicas del anlisis de presin transente se puede

obtener la capacidad de flujo, el efecto de dao, permeabilidad de la formacin y de

acuerdo al tiempo que dure la prueba se puede realizar un estudio acerca de la geometra

del yacimiento.

Un DST se corre bajando dentro del hoyo en la tubera de produccin un arreglo de

empacaduras y vlvulas de fondo y de superficie. Las empacaduras son usadas para sellar

el anular del Se obtiene un registro de presin de todo el flujo y del cierre, el cual tiene

una apariencia como el de la figura 2.16: La seccin I muestra un incremento en la presin

de la columna hidrosttica de lodo, a medida que se baja la herramienta. Cuando alcanza

el fondo, se obtiene la mxima presin debido a la columna de lodo. Al asentar las

empacaduras se crea una compresin del lodo en el anular del intervalo a probar, lo que

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corresponde al incremento de la presin en el punto II. Cuando se abre la herramienta y el

fluido de la formacin fluye hacia ella, la presin se comporta tal como se aprecia en la

seccin III. Luego que se cierra la herramienta, resulta un perodo de restauracin como se

ve en IV. El primer perodo de flujo y cierre es usualmente seguido por otros perodos de

flujo y cierre, tal como se muestra en el esquema. Cuando la prueba finaliza, se

desasientan las empacaduras, lo que ocasiona un retorno a la presin hidrosttica debido

a la columna de lodo que se ve en el punto V y entonces la herramienta se saca, VI. El

fluido recuperado de la prueba puede ser estimado de la capacidad de la tubera de

produccin o de la cantidad recuperada en superficie si se tiene un DST fluyendo.

A partir de los datos obtenidos, mediante un anlisis apropiado es frecuente obtener lo siguiente: a) Permeabilidad de la formacin. b) Presencia de dao o estimulacin. c) Determinacin de la presin promedio del rea de drenaje de los pozos. d) Heterogeneidades presentes en el yacimiento. El mtodo utilizado en el anlisis de datos para una prueba de restauracin es el propuesto por Horner. Cuya principal limitacin es su aplicabilidad, desarrollada originalmente para yacimientos infinitos. No obstante gracias a modificaciones en la metodologa se puede usar para yacimientos finitos, donde la transicin de presin no haya alcanzado los lmites del yacimiento. Con el mtodo grafico de Horner se puede determinar:

Efectos y duracin post flujo (produccin continua dentro del pozo despus del cierre en la superficie)

La permeabilidad. Dao o estimulacin del pozo.

Determinacin de los niveles de presin en la formacin circundante. Lmites de influencia del flujo en la formacin.

Las pruebas de restauracin de presin pueden ser afectadas por muchos factores como son:

Efectos de almacenamiento. Fracturas hidrulicas. Mediciones de pruebas de fondo en malas condiciones. Fugas en las bombas o en los lubricantes. Pozos con altas RGP (la P del fondo aumenta hasta un mximo, disminuye y

finalmente aumenta en forma normal). La segregacin de agua y petrleo (produce un salto en la curva). Las interfases entre las rocas y los fluidos.

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Contacto entre fluidos y rocas.

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REGIMEN DE FLUJO EN ESTADO ESTABLE

Rgimen de flujo en estado estable existe cuando no hay cambio de presin en el borde

externo en funcin al tiempo. Prcticamente, tambin esto significa que el gradiente de

presin se mantenga con el tiempo que nos muestra esquemticamente la distribucin

radial de presin en torno de un pozo productor, en rgimen permanente.

Las condiciones que proporcionan el rgimen permanente de presin en determinadas

reas del reservorio son usualmente atribuidas a:

Influjo natural de agua proveniente de un acufero capaz de mantener la presin

constante en la frontera externa del reservorio.

Inyeccin de agua en torno del pozo productor de modo de contrabalancear la

salida de los fluidos del reservorio.

REGIMEN DE FLUJO DE ESTADO SEMIESTABLE, (Pseudo-Steady State) El estado pseudo-estable significa que la presin en el borde externo no se mantiene, y al momento que el rgimen de flujo llega a tocar las fronteras, genera el agotamiento lo que significa que la presin en el borde externo cae en funcin del caudal que sale del yacimiento y esa cada de presin se refleja en todo el gradiente de presin en la misma manera, en otras palabras 5 psi que caen en un da en el borde externo son 5 psi que caen en cualquier punto del reservorio, por eso vemos esos 5 psi en un da en el pozo. Esto hace que el gradiente de presin vaya cayendo sistemticamente

El rgimen semi estable o rgimen seudo permanente de presin, usualmente ocurre en

las siguientes situaciones:

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MTODO DE INTERPRETACIN DE PRUEBA

La habilidad de analizar el comportamiento y pronstico de los pozos de gas y el ndice de

productividad de los mismos, se lo obtiene a travs de mtodos de interpretacin de

prueba, ya que podemos realizar un anlisis de los resultados que arrojan las pruebas de

pozos tanto de produccin como as tambin de cierre. Previniendo los distintos

problemas que se pueden presentar con la declinacin de la presin de reservorio y los

efectos de dao del pozo. Los resultados de las pruebas de pozo son a menudo utilizados

para optimizar o maximizar la produccin, previniendo el desarrollo del campo, y las

facilidades en superficie como plantas de procesamientos.

Bsicamente existen dos tipos de datos para la determinacin de la capacidad de entrega:

Datos de pruebas (Isocronales, Flujo tras Flujo, Prueba de Produccin)

Datos de Reservorio

En la bibliografa actual, existen varios mtodos de interpretacin de pruebas de los cuales

tomaremos los tres ms principales para nuestro propsito.

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MTODO SIMPLIFICADO

Consiste en utilizarla ecuacin de Darcy para un fluido compresible, donde C contiene

todos los trminos diferentes de la presin; como la viscosidad del gas, permeabilidad al

flujo de gas, la temperatura de la formacin.

El exponente n puede variar de 1.2 para flujo completamente laminar y 0.5 para un flujo

completamente turbulento.

Si los valores para el coeficiente de flujo C y exponente n puede ser determinado por el

rgimen de flujo, para cualquier valor de Pwf , puede ser calculado, el caudal y se puede

construir la curva del comportamiento de flujo de entrada. Un parmetro comnmente

usado para ver el potencial cuando la Pwf=0, es llamado Potencial Absoluto de Flujo

Abierto (AOF), el cual es definido como el mximo caudal que un pozo de gas producira

sin contrapresin.

Considerando el mtodo clsico, se tiene dos constantes para determinar C y n. La

teora indica que C es una funcin de radio de investigacin que significa que si dos

periodos de flujo poseen un mismo radio de investigacin, ellas tendrn el mismoC. Las

razones de flujo poseen un mismo intervalo de tiempo, entonces tendr un mismo radio

de investigacin y por tanto un mismo C. Para perodos estables de flujo, el C ser el

C estabilizado, que es el que estamos tratando de determinar. Para una serie de

periodos de flujo iguales que no son largos o suficientes para alcanzar la estabilizacin, los

Cs de cada prueba sern los mismos, mas no sean los C estabilizados.

Si el pozo ha fluido a un caudal estabilizado, como se muestra en el esquema log-log

(podemos determinar un mximo potencial transiente de la prueba, si tenemos un flujo

extendido obtendremos un punto estabilizado por la cual pasamos una lnea paralela a la

lnea de los puntos transiente. De modo que el valor de C es el valor estabilizado, y

tambin el mximo potencial determinado teniendo la siguiente ecuacin.

La grfica logartmica log-log de la diferencial de presin (Pr^2-Pwf^2) , nos muestra una

lnea recta (Figura ), el factor de turbulencia expresado por ( n ) es inversa a la pendiente

de esta lnea. La figura tambin nos muestra, una prueba de produccin con cuatro

caudales de flujos, que estaran sobre una misma lnea recta mostrando una condicin de

flujo estabilizado. El valor del exponente n relacionada al coeficiente de turbulencia se

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puede determinar grficamente de la diferencia de caudal dividido en relacin de la

diferencial de presin en cualquier punto de la lnea recta.

Una vez determinado el valor del exponente n , el valor C se puede determinar usando la

siguiente ecuacin:

El valor de la constante C en base a los datos de reservorio puede ser representado por la

siguiente ecuacin:

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MTODO JONES, BLOUNT AND GLAZE

En 1976 Jones, Blount y Glaze, sugieren un procedimiento de anlisis que permite

determinar el efecto de turbulencia o no, que se presenta en la completacin de pozos

independiente del efecto de dao y flujo laminar. El procedimiento tambin avala el

coeficiente de flujo laminar A, y el efecto de dao si el producto es conocido. hkg

La ecuacin presentada por Jones, et al,. para flujo de estado estable (steady-state flow)

incluyendo el factor de turbulencia es:

El primer trmino de lado derecho es la cada de presin de flujo laminar o flujo Darciano,

en cuanto al segundo trmino, es la cada de presin adicional debido a la turbulencia.

Algunas veces es conveniente establecer una relacin entre dos parmetros que indican el

grado de turbulencia que ocurre en un reservorio de gas. Estos parmetros son: el

coeficiente de velocidad , y el coeficiente de turbulencia . La ecuacin se puede

describirse para un flujo de estado semiestable o pseudoestable como:

Los trminos de la ecuacin 4.64 son agrupados en dos coeficientes de la siguiente

manera:

Coeficiente laminar:

Coeficiente turbulento:

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Por tanto, la ecuacin dividiendo esta por q toma la forma de la ecuacin general

propuesta por Jones, Blount y Glaze.

Para determinar los dos coeficientes existen dos formas: La primera hace uso de las

pruebas convencionales con dos o ms valores de flujo estabilizado, por lo menos un flujo

estabilizado en pruebas de flujo isocronal. Los datos de caudal y presin obtenidos en la

conduccin de estas pruebas son producidos en coordenadas cartesianas como (Pr^2-

Pwf^2)/q , en el eje de las coordenadas q , en el eje de las abscisas. En la figura 4.11 el

diagrama resultante muestra una lnea cuya pendiente es el coeficiente B que indica el

grado de turbulencia. Prolongando la recta hasta el ejes de las coordenadas se tiene el

coeficiente laminar A, adoptando en este caso el va (Pr^2-Pwf^2)/q para un caudal igual

que cero, resultado que muestra la existencia o no, de dao a la formacin.

El segundo camino es de simples substituciones de los parmetros, previamente

determinados .Una vez determinados los coeficientes A y B se procede a la construccin

de la curva del comportamiento de IPR, asumiendo diferentes valores de presin de fondo

fluyente , determinando los caudales para estos mismo valores. Tambin podemos asumir

los caudales de produccin y determinar las presiones fluyentes indiferentemente. Las

ecuaciones presentadas son:

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Sabemos que el valor de A = P2/Qgcs

B = (P/Qg) /Qg

Para tener alguna medida cualitativa de importancia en la contribucin del efecto de

turbulencia en una estabilizacin, Jones et al. Sugiri la comparacin del valor de A

calculado del Potencial AOF y el valor de A` estabilizada calculada con la siguiente formula:

A = A + B (AOF)

Jones et al. Sugiri que si la razn de A y A es mayor que 2 o 3, existe alguna restriccin

en la completacin del pozo. Ellos tambin sugieren que si el espesor de la formacin h es

usado en el clculo de B, podra ser remplazado por el espesor perforado, teniendo una

cada de presin por efecto de turbulencia. Por lo tanto, para optimizar la produccin y

evitar este efecto de turbulencia se puede calcular un nuevo valor de B2 cuya formula es

la siguiente:

B2 = B1 (hp1/hp2)

Donde:

B2 = coeficiente de turbulencia despus de la completacin.

B1 = coeficiente de turbulencia antes de la completacin.

Hp1 = espesor perforado inicial

Hp2 = espesor perforado nuevo

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MTODO BRAR Y AZIZ

La metodologa de clculo presentada difiere de los ya estudiados, no es necesario contar

con pruebas hasta alcanzar por lo menos un dato estabilizado, a partir de pruebas

transientes se puede estimar la capacidad de entrega de un pozo cuya formacin es poco

permeable, la cual no afecta a la construccin de la curva de comportamiento del IPR.

Como el periodo transiente esta ligado con las variaciones del tiempo, A y B estn

determinadas para distintos periodos de pruebas por lo tanto, el valor de A se convierte

en At , valor que crece hasta un mximo, mantenindose constantes en este punto. Se

debe ignorar el cambio del coeficiente B y tomar en cuenta slo el que corresponde a la

ltima etapa de flujo.

Para condiciones de estado semi estables (pseudo-steady state)

Donde:

Para flujo transiente, (transient flow)

Comparando las ecuaciones anteriores, los coeficientes A y At son representados por las

siguientes frmulas:

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y el coeficiente indicador del grado de turbulencia es igual para ambas expresiones:

El objetivo de analizar y determinar los valores de A y B para flujo estabilizado es el de

determinar la curva de comportamiento de la capacidad de entrega del pozo (IPR.). El

factor de dao s, el coeficiente de turbulencia o no Darcy D se puede determinar con la

siguiente ecuacin:

Donde At y B son definidos en las ecuaciones 4.78 y 4.79 respectivamente. El valor de At se

incrementar hasta que el tiempo de flujo estabilizado sea alcanzado.

Un esquema (Pr^2-Pwf^2)/qsc vs qsc en coordenadas cartesianas resultar en una serie

de lneas recas, lneas paralelas teniendo pendientes iguales para B y la interseccin A t

igual a (Pr^2-Pwf^2)/qsc vs qsc para cada flujo de tiempo. La pendiente y la intercepcin

pueden ser tambin determinadas usando el anlisis de los mnimos cuadrados. La

ecuacin puede ser expresada como:

La Figura X, nos muestra el comportamiento de At versus t, en escala semi-log resulta

una lnea recta teniendo una pendiente de recta igual a m que tienen de unidades

Mpsi2/MMpcd/ciclo y una interseccin en t = 1hr (log 1 = 0) igual a At1.

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A continuacin se muestra un ejemplo de calculo aplicado a una prueba de pozo.

Ejemplo:

Se tiene una prueba isocronal y se desea conocer el potencial de reservorio y el IPR para

los mtodos: simplificado, Jones Blount Glaze

Datos

Pr = 10477 psi Prof. = 14300 pies Tr = 270 oF API = 59

Tc = 95 oF SGg = 0.65

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Solucin:

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EL EQUIPO DE WELL TESTING:

COMPONENTES

Un equipo de well testing est bsicamente constituido por los siguientes elementos:

a) Equipo de medicin de parmetros de fondo

b) Cabezal de prueba

c) Choke Manifold

d) Calentador o intercambiador de calor

e) Separador o set de separadores

f) Manifold de petrleo

g) Tanque de calibracin

h) Bomba de Transferencia

i) Quemadores

j) Sistema de monitoreo y medicin electrnica de parmetros

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EQUIPO DE MEDICION DE PARMETROS DE FONDO

Los parmetros que normalmente se miden en el fondo de un pozo durante una prueba

son de presin y temperatura.

Los instrumentos de medicin que se utilizan pueden en primer termino clasificarse en

sensores mecnicos y electrnicos.

SEPARADOR O SET DE SEPARADORES

El separador es uno de los elementos ms importantes del equipo de well testing. Su

funcin es la de separar y medir los fluidos producidos.

La primera parte del proceso se efecta en el cuerpo mismo del separador que cuenta

para ello con una serie de dispositivos interiores diseados para tal fin. Estos dispositivos

internos son placas de impacto, deflectores, placas antiespuma y rejillas extractoras de

neblina. Sus objetivos especficos son los de lograr en el efluente, choques, agitacin,

cambios de direccin y de velocidad, con lo que se logra que el gas y l liquido se separen

en funcin de su diversa gravedad e inercia.

MANIFOLD PORTAREDUCTOR (CHOKE MANIFOLD)

Se trata de un conjunto de vlvulas y conductos conteniendo normalmente dos ramales,

cada uno con una vlvula de alta presin (15000 psig), una vlvula de presin menor que

la primera (5000 psig) y una caja choke manifold. Uno de los choke manifold deber estar

acondicionado para la instalacin de un choke fijo y la otra para uno ajustable desde el

exterior.

CALENTADOR O INTERCAMBIADOR DE CALOR

El calentador es un equipo constituido por un conjunto de tubos y carcaza y un tubo de

fuego, normalmente en U en el interior del cual se genera la combustin.

Los calentadores usados en welll testing emplean como combustible el propio gas del

pozo en prueba, cuando este no contiene ndices peligrosos de cido sulfhdrico (H2S), o

un combustible lquido como diesel.

SEPARADOR O SET DE SEPARADORES

El separador es uno de los elementos ms importantes del equipo de well testing. Su

funcin es la de separar y medir los fluidos producidos.

La primera parte del proceso se efecta en el cuerpo mismo del separador que cuenta

para ello con una serie de dispositivos interiores diseados para tal fin.

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Estos dispositivos internos son placas de impacto, deflectores, placas antiespuma y rejillas

extractoras de neblina. Sus objetivos especficos son los de lograr en el efluente, choques,

agitacin, cambios de direccin y de velocidad, con lo que se logra que el gas y l liquido

se separen en funcin de su diversa gravedad e inercia.

MANIFOLD DE PETROLEO / OIL MANIFOLD

Es un conjunto de vlvulas y lneas de conduccin que permite la derivacin de los lquidos

que salen del separador hacia los tanques de almacenamiento, el tanque de calibracin, el

quemador, la bomba de transferencia o la pileta de drenaje.

TANQUE DE CALIBRACIN / GAUGE TANK

Es un tanque de capacidad perfectamente conocida (generalmente 100 barriles) dotado

de visores externos de nivel y de una escala graduada destinado a calibrar los

instrumentos de medicin de caudales lquidos.

BOMBA DE TRANSFERENCIA

Consiste en una bomba de accionamiento electrnico o con motor diesel, de alta

capacidad, usada para enviar el petrleo o eventualmente el agua de un tanque sea hacia

a otro tanque, una pileta de drenaje o un quemador.

QUEMADORES

Son dispositivos que permiten la total combustin del petrleo producido cuando no

existe en la locacin o plataforma la capacidad de almacenarlo durante la aprueba.

SISTEMA DE MONITOREO Y MEDICION ELECTRNICA DE PARAMETROS

El desarrollo alcanzado por la electrnica y la computacin han permitido dotar a los

equipos de well testing de sistemas de monitoreo continuo de todos y cada uno de los

parmetros a medir de manera que el operador, situado en una cabina laboratorio, puede

detectar en forma instantnea, cualquier variacin que se produzca, sea en la fluencia del

pozo o en algn instrumento de control del equipo primario.

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PRESIN DE ROTURA DE LA FORMACIN:

Es la presin necesaria para deformar permanentemente (fallar o separar) la estructura

rocosa de la formacin. Superar la presin de formacin generalmente no es suficiente

para causar una fractura. Si el fluido poral no est libre de movimiento entonces una

fractura o de formacin permanente pueden ocurrir. La presin de fractura puede ser

expresada como un gradiente (psi/pie), un fluido condensidad equivalente (ppg) o por la

presin total calculada de la formacin (psi). Los gradientes de fractura normalmente

aumentan con la profundidad debido al incremento dela presin por sobrecarga.

Formaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura muy

altas para superar la presin de formacin existente y la resistencia estructural de la roca.

PRUEBA DE INTEGRIDAD DE PRESIN

Una evaluacin exacta de los trabajos de

cementacin del casing as como de la formacines

de extrema importancia durante la perforacin de

un pozo as como para los trabajos subsecuentes. La

informacin resultante de las Pruebas de Integridad

de la Presin (PIT), es usada durante la vida

productiva del pozo y de los pozos vecinos.

Profundidades de casing, opciones de control de

pozo, y densidades lmites de los fluidos de

perforacin, pueden basarse en esta informacin.

Para determinar la resistencia y la integridad de una

formacin, deben realizarse Pruebas de Admisin

(prdida) (LOT en ingles) o Pruebas de Integridad de la Formacin (FIT).Cualquiera que sea

la denominacin, estas pruebas son primero: un mtodo para verificar el sello del

cemento entre el casing y la formacin, y segundo: para determinar la presin y/o la

densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del casing.

PRUEBA DE ADMISIN (LOT):

Una prueba de admisin es utilizada para estimar la presin o peso de lodo

mximo(densidad del fluido) que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o

fracturar la formacin. Esta prueba bsicamente consiste en bombear fluido a una

velocidad lenta y controlada para aumentar la presin contra la cara de la formacin hasta

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crear una trayectoria de inyeccin de fluido en la roca, lo cual indica la presin de ruptura

de la formacin expresada en densidad de fluido equivalente, lbs/gal.

El procedimiento operacional que se debe seguir para realizar la prueba de integridad de

presin es el siguiente:

Paso 1:

Bajar la sarta de perforacin con mecha hasta el tope del cuello flotador.

Paso 2:

Realizar una prueba volumtrica al revestidor para verificar la resistencia al estallido del

mismo o posibles fugas en las conexiones.

Paso 3:

Perforar el cuello flotador y el tapn de cemento hasta 10 pies por encima de la zapata.

Repetir la prueba volumtrica.

Paso 4:

Perforar el resto del cemento y la zapata del revestidor hasta aproximadamente unos diez

o veinte pies de formacin nueva.

Paso 5:

Circular hasta obtener retornos limpios y acondicionar el fluido de perforacin.

Paso 6:

Levantar la sarta de perforacin hasta colocar la mecha a nivel de la zapata.

Paso 7:

Cerrar un impide reventn (ariete de tubera o anular).

Paso 8:

Verificar fugas en el pozo.

Paso 9:

Bombear el fluido lentamente al pozo (1/4 a 1/2 de barril). Observar la presin al terminar

de bombear el volumen seleccionado. Se puede esperar que la presin se estabilice

despus del bombeo (dos minutos aproximadamente).

Paso 10:

Continuar bombeando y registrar la presin y el volumen bombeado acumulado hasta que

se alcance el lmite de la prueba (lmite PIP). Esto ser cuando el pozo comience a tomar

fluido, causando una desviacin de la tendencia de proporcionalidad entre la presin y el

volumen bombeado.

Paso 11:

Parar el bombeo y esperar unos diez minutos hasta que la presin se estabilice. Una vez

estabilizada, desahogar la presin y registrar el volumen de fluido de retorno

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En el Punto A, hay una pequea desviacin de la lnea recta producto del llenado del hoyo.

Luego el tramo lineal del grfico representa la compresin del fluido de perforacin y la

expansin elstica del hoyo, igual volumen bombeado causa un incremento constante en

la presin. Pequeas prdidas de filtrado a la formacin pueden ocurrir durante este

tiempo pero estas son normalmente pequeas y a una tasa relativamente constante y

por lo tanto no afecta la linealidad del grfico El punto de filtracin o lmite de la recta (B)

es el punto donde los datos se desvan de la lnea recta y tienden a inclinarse hacia la

derecha. En este punto, ha ocurrido una fractura pequea y estable en la formacin.

Cuando se abre la fractura el fluido se pierde en dos vas: el fluido entra a la fractura y el

filtrado se pierde en las caras permeables de la formacin. Esta prdida de fluido lleva a

menores incrementos en la presin mientras ms fluido es bombeado lo cual lleva a un

cambio en la pendiente del grfico.

PERMEABILIDAD.

La permeabilidad es la facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a

travs de los espacios porosos interconectados, se tiene, por medio de La Ley de Darcy

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K= Permeabilidad (Darcys)

= Viscosidad en la direccin de recorrido del fluido (cps)

L= Distancia que recorre el fluido

A=Seccin transversal (cm2)h

P = Diferencia de Presin (atm) (P2 P1)

q= Tasa de produccin (cm3/s)

UNIDADES DE LA PERMEABILIDAD

La unidad de la permeabilidad es el Darcy. Se dice que una roca tiene una permeabilidad

de un darcy cuando un fluido monofsico con una viscosidad de un centipoise (cps) y una

densidad de 1 gr/cc que llena completamente (100% de saturacin) el medio poroso

avanza a una velocidad de 1 cm/seg) bajo un gradiente de presin de presin de 1 atm.

Como es una unidad bastante alta para la mayora de las rocas productoras, la

permeabilidad generalmente se expresa en milsimas de darcy, milidarcys. Las

permeabilidades de las formaciones de gas y petrleo comercialmente productoras varian

desde pocos milidarcys a varios miles. Las permeabilidades de calizas intergranulares

pueden ser slo una fraccin de un milidarcy y an tener produccin comercial, siempre y

cuando la roca contenga fracturas u otro tipo de aberturas adicionales naturales o

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artificiales. Rocas con fracturas pueden tener permeabilidades muy altas y algunas calizas

cavernosas se aproximan al equivalente de tanques subterrneos.

TIPOS DE PERMEABILIDAD.

PERMEABILIDAD EFECTIVA

Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturacin de este es

menor al 100%.

PERMEABILIDAD RELATIVA

Es la relacin entre la permeabilidad efectiva a la permabilidad absoluta

Krf= Permeabilidad relativa al fluido f

Kf= Permeabilidad al fluido f

K= Permeabilidad absoluta

DAO EN EL POZO:

Cuando se perfora un pozo la invasin de los fluidos hacia la formacin para controlar el

filtrado causa disminucin en la permeabilidad en las zona aledaas al pozo. Entre otros

muchos factores, sto hace que se genere una cada de presin adicional a la que se

debera obtener en condiciones normales. Adems, la estimulacin es un mecanismo

usado ampliamente en la industria petrolera para incrementar la productividad de un

pozo. Lo anterior ocasiona que la cada de presin esperada sea menor. Luego existe una

cada de presin adicional, pero favorable, en los alrededores del pozo la siguiente figura

clarifica este fenmeno que toma lugar en una zona infinitesimal alrededor del pozo. En

dicha figura la zona de dao ha sido exagerada

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La cada o ganancia de presin adicional causada por el dao o skin factor, s, est dada

por:

CONCLUSIONES:

Al realizar el presente trabajo se pudo comprender la importancia a si como los beneficios

que trae consigo una prueba de formacin. 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.

Una prueba de pozo requiere una planificacin 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.