Pruebas Dst Informe

UNIVERSIDAD PRIVADA DOMINGO SAVIO

ACCESORIOS SUPERFICIALES Contenido 1. Objetivo y componentes ....................................... ....................................... Error! Bookmark not defined. 2. Cabezal de pozo .................................................. .................................................. Error! Bookmark not defined. 2.1 Equipo de perforación ........................................ Error! Bookmark not defined. 2.2 Equipo de completamiento c ompletamiento ................................. ................................. Error! Bookmark not defined. 2.3 Funciones .......................................... ........................................................... ................. Error! Bookmark not defined. 2. 4 BOP (Blowout Preventer ó Preventor de Reventón)Error! defined.

Bookmark

not

2.5 Tipos.................................................. Tipos................................................................... ................. Error! Bookmark not defined. 2.6 Normas básicas b ásicas de regulación r egulación ........................... ........................... Error! Bookmark not defined. 2.7 Parámetros de análisis para la selección del cabezal de pozo Error! Bookmark not defined. 2.8 Programa de revestimiento ................................ Error! Bookmark not defined. 2.9 Programa de completamiento ............................ Error! Bookmark not defined. 2.10 COMPONENTES BASICOS DEL CABEZAL ...Error! Bookmark not defined. 3. Colgadores de los casings cas ings ................................... ................................... Error! Bookmark not defined. 3.1 Colgador del tubo revestidor de fondo ............... Error! Bookmark not defined. 3.2 Colgador de cañería ca ñería de revestimiento ................ Error! Bookmark not defined. 3.3 Funciones .......................................... ........................................................... ................. Error! Bookmark not defined. 4. Colgadores Colgador es de tubing ........................................... ........................................... Error! Bookmark not defined. 4.1 Funciones .......................................... ........................................................... ................. Error! Bookmark not defined. 5. Arbolitos de navidad ............................................. ............................................. Error! Bookmark not defined. 5.1 Componentes de un arbolito de producción ....... Error! Bookmark not defined. 5.1.1 Manómetro ...................................................... ...................................................... Error! Bookmark not defined. 5.1.2 Brida de d e medición (tapa) ................................. Error! Bookmark not defined. 5.1.3 Válvula de maniobra o pistoneo p istoneo ...................... ...................... Error! Bookmark not defined. 5.1.4 Te de flujo o cruz cru z ............................................. ............................................. Error! Bookmark not defined. 5.1.5 Válvulas V álvulas laterales ............................................ Error! Bookmark not defined. 5.1.6 Estrangulador o choke..................................... Error! Bookmark not defined. 5.1.7 Colgador Colgado r de tubing ............................. .......................................... ............. Error! Bookmark not defined.


5.1.8 Tubing ................................................ ............................................................. ............. Error! Bookmark not defined. 5.1.9 Válvulas de seguridad se guridad ............................ ..................................... ......... Error! Bookmark not defined. 5.2 Funciones .......................................... ........................................................... ................. Error! Bookmark not defined. 6. Estranguladores ................................................... ................................................... Error! Bookmark not defined. 6.1 Funciones .......................................... ........................................................... ................. Error! Bookmark not defined. 6.2 Condiciones de flujo superficial de producción ... Error! Bookmark not defined. 6.2.1 Flujo sónico ................................................ ..................................................... ..... Error! Bookmark not defined. 6.2.2 Chokes o estranguladores de flujo .................. Error! Bookmark not defined. 6.3 Tipos de choke ............................. ................................................... ...................... Error! Bookmark not defined. 7. Otros ................................................... .................................................................... ................. Error! Bookmark not defined. 7.1 Packer de producción ......................................... ......................................... Error! Bookmark not defined. 7.2 Objetivos de su instalación ................................. ................................. Error! Bookmark not defined. 7.3 Criterios de selección se lección de packers packer s....................... Error! Bookmark not defined. 8. Conclusiones ................. ........................................... .................................................... ................................................... ................................ ....... 44 9. Recomendaciones ............................... ................................................ ................. Error! Bookmark not defined. 10. Bibliografía ......................................................... ......................................................... Error! Bookmark not defined.


PRUEBAS DST INTRODUCCIÓN. Una vez terminado el proceso de completación y reacondicionamiento del pozo petrolero es necesario llevar a cabo distintas pruebas de manera periódica, con el objeto de determinar datos como por ejemplo; caudal, diferenciales de presión, permeabilidades y demás datos referentes a definir las características del yacimiento, todos con el objeto de optimizar y mantener la producción del pozo. Entre las pruebas más realizadas a los pozos petroleros están las llamadas pruebas de presión las cuales consisten en suministrar al pozo un estimulo con el objeto de definir u obtener referentes de las distintas variaciones de la taza de flujo y otros parámetros como la permeabilidad, factores de daño distancia a los bordes o limites del yacimiento entre pozos, etc. Las pruebas de presión pueden ser distintas dependiendo del tipo de pozo al que se le aplique una de ellas, es decir si es un pozo de gas estas pruebas pueden ser; pruebas de flujo transitorio, de flujo estabilizado, pruebas de flujo continuo o estacionario y las denominadas pruebas convencionales, en caso de ser un pozo petrolero por lo general las que más se requieren son las pruebas de restauración de presión, pruebas de arrastre, pruebas de disipación de presión en pozos inyectores entre otras. Después de perforar zonas potencialmente productoras de hidrocarburos, las formaciones son probadas para determinar la conveniencia de realizar o no la terminación definitiva del pozo. La primera evaluación de la formación se realiza normalmente mediante la toma de registros en los intervalos de interés y mediante su interpretación, se determina en forma aproximada el potencial productivo de la formación y la profundidad exacta a la que esta se encuentra. Después de interpretar los intervalos promisorios de producción, por lo general se realizan pruebas DST (en pozos exploratorios). Mediante estas pruebas, las formaciones de interés se pueden evaluar bajo condiciones de producción, con la finalidad de

Página 1


obtener la información necesaria para determinar la vialidad económica y comercial de un pozo antes de proceder a su terminación. Cada intervalo identificado se aísla temporalmente para evaluar las características más importantes del yacimiento, tales como: permeabilidad, daño a la formación, extensión, presiones y propiedades del fluido. En caso de existir múltiples zonas con potencial productivo, se produce a efectuar pruebas DST para evaluar los intervalos de mayor interés. Una prueba DST puede definirse como un método para determinar el potencial productor de las formaciones del subsuelo, ya sea agujero descubierto o revestido. Este potencial se conoce al considerar las tres premisas que busca una prueba DST: 

Obtener la presión estabilizada de cierre de la formación.



Obtener un gasto de flujo de la formación estabilizada. estabilizada.



Colectar muestras de los fluidos de la formación.

Para lograr, se arma una sarta con una variedad de herramientas y accesorios, aunque existen en el mercado diferentes marcas, la idea común es aislar la zona de interés mediante empacadores temporales que se activan en agujero descubierto o revestido. En seguida, una o más válvulas se abren para permitir el flujo de los fluidos de la formación hacia el interior de la sarta por un tiempo determinado. En esta fase, se obtiene el flujo estabilizado y muestra de los fluidos de la formación que posteriormente, una válvula es cerrada para obtener la presión de cierre estabilizada. Los medidores que lleva la sarta registran continuamente la presión y el gasto versus el tiempo finalmente, después de un determinado tiempo se controla el pozo, se cierran las válvulas, se desanclan los empacadores y se recupera la sarta. Dependiendo del comportamiento de la formación, los requerimientos solicitados y el éxito operativo de la prueba, su duración puede ser tan corta (algunas horas) o

Página 2


tan larga (días o semanas) que podría haber más de un periodo de flujo y periodo de incremento de la presión. La secuencia más común para llevar a cabo la prueba consiste de un periodo corto de flujo (5 a 10 minutos), seguido de un periodo de incremento de presión (alrededor de una a dos horas, dependiendo de la formación) que es utilizado para determinar la presión inicial del yacimiento. Esto es seguido por un periodo de de flujo de 4 a 24 horas o más para alcanzar el flujo estabilizado en la superficie. En la medida de lo posible, con un periodo de cierre final o una prueba de incremento de presión, para obtener datos que permitan determinar la permeabilidad del yacimiento y su capacidad de flujo. La duración de los periodos de flujo y cierre se basan en reglas de lodo o por la experiencia de campo. Los reportes actuales de medición de las pruebas DST indican que el 30% de las formaciones no fueron probadas al cierre lo suficiente para alcanzar a obtener la interpretación de la presión inicial del yacimiento conocido como el método Horner. El mejor método para determinar los periodos de flujo y cierre es el monitoreo en tiempo real del comportamiento de la presión, sin embargo, esta opción elevada el coste de la prueba e incrementa el riesgo de esta y del pozo. Debido a que una prueba DST tiene un costo significativo, se debe asegurar que revele tanta información como sea posible en el menor tiempo posible. Esto servirá de apoyo para un buen diseño con el desarrollo de una prueba DST; estandarizado la aplicación de las consideraciones de diseño que se debe tomar en cuenta durante una prueba.

GENERALIDADES. La prueba D.S.T es la herramienta más confiable para la evaluación de intervalos probables de interés, debido a que ésta simula los resultados, anticipando una terminación. Además de obtener una muestra de fluido de formación, este también puede determinar con certeza la presión del reservorio, caudal de producción,

Página 3


transmisibilidad, permeabilidad efectiva promedia, relación de daño y un aproximado radio de investigación. Toda esta tecnología es esencial para el Ingeniero de reservorios, debido a que puede llegar a estimar la producción de la zona de interés. Una apropiada carrera e interpretación de la prueba D.S.T. rendirá mucha información valiosa que cualquier otra herramienta utilizada para la evaluación de la formación.

PREPARACIÓN Y PLANIFICACIÓN DE UN APRUEBA DST. Una de las principales limitaciones para realizar pruebas en pozo abierto o entubado ha sido la falta de un apropiado programa de planificación que incluya la preparación completa del pozo antes de efectuar la evaluación. Buenas condiciones del pozo significarán pocas carreras infructuosas, menos taponamientos, mejores resultados de las pruebas, menor pegamiento por presión diferencial, control adecuado en el caso de un amago de descontrol, pérdida de circulación, etc. Para llevar a cabo una prueba de formación en forma segura y satisfactoria debe ser planificada cuidadosamente por la importancia que reviste para el futuro de un pozo o un nivel productivo. A continuación se detallan algunos de los factores claves de la preparación del pozo y cómo planificar una prueba de D.S.T.

FIG. N° Pruebas de presión

Página 4


OBJETIVO Describen las consideraciones técnicas más importantes que se deben aplicar en el diseño de las pruebas DST, con base en las características y el desempeño mecánico de los tubulares que componen la sarta a usarse en dichas pruebas, a fin de seleccionar los más adecuados a las condiciones y parámetros operativos del programa detallado de la terminación de un pozo para asegurar el éxito de la prueba.

RAZONES PARA REALIZAR PRUEBAS DE POZOS. Consideraciones técnicas y económicas ayudan a establecer estrategias de desarrollo de un campo. Optimizar su desarrollo requiere un modelo de yacimiento que sea capaz de predecir de la manera más realista posible el comportamiento dinámico del campo en términos de tasa de producción. Tal modelo se construye utilizando datos geológicos, geofísicos del pozo. Los parámetros necesarios, se obtienen de medidas directas y de la interpretación de datos. Los datos sísmicos y de registro eléctricos de pozo suministran información estatica del yacimiento, pero solamente los datos de la prueba de pozos proporcionan información sobre la respuesta dinámica del yacimiento, elemento importante en la construcción de los modelos. INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN. La interpretación de una prueba de presión es la aproximación o cotejo del comportamiento de presión, con modelos de yacimientos previamente establecidos por soluciones analíticas, esto mediante el uso de métodos. Además, la interpretación de pruebas consiste de varias etapas: 1. La identificación de los regímenes de flujo presentes a lo largo de la prueba de presión. 2. La estimación de parámetros mediante identificación del modelo de interpretación. 3. La verificación de la validez que tiene el modelo de interpretación usado. Página 5


4. El cálculo de parámetros del yacimiento y del pozo. 5. El uso de valores obtenidos para los parámetros, en los procesos de integración,

mejoramiento de productividad y caracterización de

yacimientos. SELECCIÓN DE EQUIPO PARA LAS PRUEBAS DST. L precisión de la información adquirida es de vital importancia en una prueba de presión, para obtener mejores resultados, la presión debe ser medida a nivel del intervalo productor, si esto es imposible, la información del nivel de fluidos del pozo. Se tiene de medidores de presión: medidores auto contenidos con línea de acero, medidores permanentes de presión de fondo y medidores de presión recuperables en superficie. Frecuentemente, el equipo para hacer las pruebas y los equipos de medición que se tienen disponibles. Es esta sección conveniente mencionar que el equipo tendrá que variar dependiendo de los objetivos de las pruebas. 

Medidores auto contenidos con líneas de acero.

Este tipo de medidor es el más común en la industria, se baja a fondo pozo mediante una línea de acero, el medidor tiene tres componentes esenciales: el dispositivo sensor de presión, registrador de presión-tiempo y un reloj. 

Registradores permanentes de fondo.

Generalmente están unidos a la tubería de producción, estos medidores son especialmente útiles para pruebas donde se requiere tener información obtenida solo en un estado estacionario en pozos de bombeo. Estos instrumentos tienen un dispositivo para medir la presión en el fondo del pozo que transmite información a la superficie para ser registrado en función del tiempo. 

Registradores de presión de alta resolución de cristal de cuarzo.

Este tipo de sondas se componen de un manómetro de cristal de cuarzo que se utiliza, sobre el cristal se inducen modos de resonancia, uno de las cuales depende fundamentalmente se la presión mientras que el otro depende de la temperatura. Página 6




Registradores de presión recuperable.

Son bajadas mediante cable de acero blindado, la mayoría de estos registradores de presión utilizan tubos para medición de la presión. Para la selección del equipo de medición es aconsejable elegir un dispositivo de medición cuyo rango de presión máxima se debe al límite de registro, con la utilización de medidores de presión que requieren una calibración periódica,

SECUENCIA DE OPERACIONES DE LA HERRAMIENTA PRUEBAS DST. Es un método para probar la presión y los fluidos contenidos en una formación mediante una terminación parcial al pozo, a fin de determinar la capacidad productiva de un intervalo específico de interés comercial. En pozos exploratorios, esta prueba se realiza para confirmar la existencia de hidrocarburos, para establecer un primer pronóstico de producción, el tipo y la cantidad de fluidos producidos, la presión inicial y las propiedades del yacimiento. Esta herramienta esta ensamblada a la tubería de perforación, la cual es corrida en el pozo equipada con varios dispositivos cuya función es registrar la presión en el fondo del pozo mientras periodos secuenciales de flujo y cierre son realizadas en un intervalo identificado durante la perforación o cuando ya se ha alcanzado la profundidad de la formación objetivo; normalmente la herramienta DST es utilizada en agujeros descubiertos, aun que está bien adaptada para ser usada en agujeros entubados.

Página 7


FIG. N° Ensamblaje de una herramienta para una prueba DST

TIPOS DE DST Debido a que no todas las formaciones son iguales y a que cada pozo tiene objetivos particulares para su desarrollo, las pruebas DST tratan de adaptarse dichas diferencias. Existe una gran variedad de herramientas DST, cada una diseñada para un rango especifico de condiciones operacionales y para desempeñar diferentes funciones. Sin embargo existen dos principales categorías de las pruebas DST:



Prueba DST en agujero descubierto.



Prueba DST en agujero entubado.

Pruebas DST en agujero descubierto.

Página 8


Cuando han sido detectados hidrocarburos mediante núcleos, en los recortes o por indicaciones de los registros, una prueba DST en agujero descubierto provee un medio rápido y económico para determinar el potencial productor de la formación. Es importante mencionar que esta técnica requiere que el pozo se encuentre en buenas condiciones, bien consolidado para que el empacador realice un sello efectivo en la pared de la formación. Los intervalos descubiertos, también limitan la aplicación de la presión en el espacio anular, sin embargo, se han diseñado herramientas especiales capaces de operar mediante la rotación de la tubería, a fin de mantener una buena presión en el espacio anular. Las pruebas DST en agujero descubierto reúnen información importante en poco tiempo, pero se quiere de mayor tiempo de duración de la prueba para poder determinar datos del yacimiento. El factor primordial que decide el tiempo de duración de una prueba en agujero descubierto es la estabilidad del pozo; puede presentarse durante la prueba que la parte superior del pozo se derrumbe debido a la poca estabilidad de la formación, ocasionando que la herramienta que sepultada, haciendo necesario desviar el pozo, lo que representa una operación muy costosa. El peligro de derrumbe puede ser eliminado al esperar que finalice la perforación para poder realizar la prueba DST, comúnmente en operaciones costa afuera, las operaciones en agujero entubado han remplazado a las realizadas en agujero descubierto, aunque el avance en la tecnología de las herramientas DST, permite que las pruebas sean realizadas de forma más controlada durante la perforación.

Pruebas DST en agujero entubado. Este tipo de pruebas son realizadas principalmente en operaciones costa afuera donde los riegos de problemas durante la operación de la herramienta deben ser eliminados tanto como sea posible, por esto, en avances recientes se ha logrado que la herramienta no se mueva después que los empacadores hayan sido instalados, lo que se ha convertido en la práctica más común en costa afuera para realizar una prueba DST.

Página 9


FIG. N° Herramientas típicas DST usadas en pruebas

HERRAMIENTA DE PRUEBA A LA FORMACIÓN (TESTRAK)

Esta herramienta cuenta con un sistema de sello el cual realiza de forma automática pruebas de presión y movilidad a la formación, como esta transmite los datos obtenidos en tiempo real, permite que se tomen rápidas y mejores decisiones durante el proceso de perforación. Tradicionalmente en la industria este tipo de datos eran obtenidos mediante probadores de línea operados con cable, lo que representaba que se tuviera que perforar hasta alcanzar el intervalo a probar, detener la perforación y posteriormente bajar la herramienta para realizar la prueba , cuando se operaba en pozos desviados se dificultaba la operación, haciendo prácticamente imposible utilizar la herramienta, lo que resultaba en tiempos muy largos para poder realizar una prueba; esto se logro evitar mediante la incorporación de la herramienta a la tubería de perforación, lo que representa que solo se tiene que detener un corto tiempo la perforación para realizar la prueba. Inicialmente la aplicación de esta herramienta fue en pozos altamente desviados y pozos horizontales costa a fuera, conforme se fue mejorando la operación de esta herramienta, las aplicaciones más recientes han incluido pozos con trayectorias “S” y “J” en su forma.

CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA Página 10


Esta herramienta probadora de formaciones durante la perforación, como su nombre lo indica, tiene la gran ventaja de operar sin la necesidad de retirar la tubería de perforación para realizar las pruebas a la formación, esto quiere decir que el elemento probador de formaciones está integrado al ensamble de perforación. La configuración básica de la herramienta se muestra a continuación:

FIG. N° Ensamblaje de Testrak

Esta herramienta se considera como una herramienta de LWD que proporciona datos de movilidad y presión de formación; esta puede ser utilizada en cualquier configuración de pozo horizontales, verticales y pozos desviados, abarcando diámetros del pozo entre 5 ¾“y 17 ½ “y puede operar sin mayor problema en pozos

marinos donde la presión hidrostática es muy alta.

Página 11


FIG. N° Diámetros de la herramienta Testrak

Una vez que el cojinete de la herramienta está en contacto con la pared de la formación, esta determina de manera automática la presión óptima de sello; cuando se encuentra una superficie irregular o una formación poco consolidada que empiece a deslavarse, la herramienta aplicará la presión necesaria para obtener un sello efectivo sin dañar la roca. Esta característica es clave del éxito de la operación de la herramienta, ya que en la experiencia en campo ha mostrado que este sistema de sellado tiene una eficiencia del 95%. Es importante resaltar que por sí solo un buen sello no asegura una prueba rápida y efectiva; entonces, una vez que se ha verificado el correcto sello de la herramienta, el sistema automático de prueba realiza la secuencia inicial de decremento e incremento de presión (drowdawn y buildup), a fin de determinar la movilidad del fluido.

CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA Como esta herramienta es modular tiene la habilidad para probar a la formación y tomar muestras de fluidos en una amplia variedad de ambientes geológicos así como diversas condiciones del pozo. En general esta herramienta está compuesta por los siguientes módulos:



Un elemento de sello (empacador) controlable para operaciones de volumen variable y de gasto variable de decremento de presión.



Bombas de desplazamiento cortó y largo.



Un sistema múltiple de tanques de muestreo. Página 12




Un sistema de análisis infrarrojo de espectroscopía.

Los módulos de la herramienta están fabricados con titanio lo cual la hace una herramienta muy ligera permitiendo que pueda ser operada también por línea de acero. VENTAJAS DE LA HERRAMIENTA

La principal ventaja de esta herramienta es que permite tomar decisiones en base a los datos que ésta entrega en tiempo real, evitando que se tenga que retirar el ensamble de perforación, ya que esta funciona mientras se está perforando; de esta manera, la perforación se reanuda en caso de que el intervalo no sea de interés o cuando se tengan que probar distintos estratos en el camino del pozo (múltiples yacimientos). La información proporcionada a tiempo por esta herramienta permite a los ingenieros: 

Optimizar la perforación.



Decidir sobre la ubicación del pozo.



Determinar la movilidad de fluidos.



Controlar la integridad del pozo.



Caracterizar el yacimiento.

TIPOS DE PRUEBAS DE PRESIÓN. La presión del yacimiento ante diferentes cambios en la tasa de flujo, refleja la geometría y las propiedades de flujo del yacimiento. Se basan en crear entonces

Página 13


una disturbancia de presión, mediante cambios de tasa, y medir las variaciones en la presión de fondo (pwf) en el tiempo, en uno o más pozos. Las pruebas de presión se realizan con múltiples propósitos: o

Determinar la capacidad de la formación para producir hidrocarburos.

o

Evaluar presencia de daño a la formación.

o

Determinar la naturaleza de los fluidos y posibles contactos.

o

Identificar limites y barreras del yacimiento (fallas sellantes, limites estratificantes).

o



Comunicación entre pozos.

Prueba de Restauración de Presión “ Prueba Build Up”

La prueba Build up, consiste en tomar datos y realizar el estudio de un yacimiento a través de un pozo que a ha sido cerrado temporalmente para tal finalidad. Uno de los principales objetivos de este análisis es determinar la presión estática del yacimiento sin necesidad de esperar semanas ó meses para que la presión del yacimiento

se

estabilice.

Esta prueba además nos permite conocer algunos parámetros tales como:

o

Permeabilidad efectiva del yacimiento

o

Efectos de daño alrededor del pozo

o

Presencia de fallas

o

Algunas interferencias de la producción del pozo.

o

Límites del yacimiento, donde no hay un fuerte empuje por agua ó donde el acuífero no es de gran tamaño comparado con el tamaño del yacimiento.

Para la ejecución de la prueba se asumen algunas características entre las cuales podemos encontrar: 1. Yacimiento. Página 14




Homogéneo.



Isotrópico.



Horizontal ó de espesor uniforme.

2. Fluido: 

Se encuentra en una fase simple.



Poco compresible.



Viscosidad constante.



Factor volumétrico de formación constante.

3. Flujo. 

Flujo laminar.



No hay efecto de la gravedad.

Para efectuar la prueba, el pozo debe estar produciendo a una tasa constante por cierto tiempo antes del cierre con el fin de establecer una estabilización de la presión en el área de drenaje. Posteriormente se cierra el pozo, generalmente este proceso se efectúa en superficie, y se empieza a tomar el tiempo de cierre y a los valores de presión del pozo, los cuales deben comenzar a aumentar o a restaurarse desde el valor de presión de fondo fluyente, hasta alcanzar un valor de pseudo equilibrio

con

la

presión

estática

del

yacimiento.

Este tipo de pruebas se realiza a pozos productores, el pozo es producido a una tasa constante, durante un cierto tiempo, luego el pozo es cerrado para permitir la restauración de presión y se toma medidas de la presión de fondo en función del tiempo. 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 se haya alcanzado.

Página 15


FIG. N° Representación Esquemática de la prueba de restauración de presión.

Una prueba de restauración se corre de la siguiente manera: 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 de producción constante. 3. Conocer la presión de cierre, Pws, a intervalos cortos. Para correr una prueba de restauración de presión, el pozo produce a una rata constante por un periodo de tiempo (tp). Se baja un registrador de presión al pozo inmediatamente antes de cerrarlo. El periodo de tiempo no debe ser muy pequeño para no tener problemas. El modelo teórico idealizado un yacimiento, en el cual se basan las ecuaciones utilizadas para realizar los cálculos durante un proceso de restauración de presión, asume lo siguiente: 

Fluido de compresibilidad pequeña y constante.



Permeabilidad constante e isotrópica.



Viscosidad independiente de la presión,



Porosidad constante, medio porosa homogénea.

Tomando la data de los cambios de presión a través del tiempo de cierre, es posible estimar aplicando principios matemáticos de superposición los parámetros anteriormente enunciados. La tabla 1 muestra como debe ser el comportamiento de

Página 16


la curva de la tasa respecto al tiempo antes y después del cierre del pozo, durante una prueba build up:

FIG. N° Prueba Buil Up

La siguiente tabla muestra como será el cambio de presión de fondo fluyente del pozo con respecto al tiempo:

Página 17


FIG. N° Prueba Build Up

La ecuación que nos permite el cálculo de la presión durante la prueba de presión Build up es:

Ecuación (1)

Ecuación

(2)

La ecuación de Pws (1) , puede ser graficada en función de [(t+Δt)/Δt] y así se

obtendrá una recta conocida como la gráfica de Horner, que nos aportará la información necesaria para el cálculo de la presión estática del yacimiento

Es importante destacar que B, es el FVF del petróleo para un yacimiento de petróleo, la viscosidad del fluido, K la permeabilidad y h el espesor de la arena que drena al pozo. El parámetro Tp corresponde a:

Página 18


FIG. N°

Desviación

con skin

Donde

sí

efectuamos

una

extrapolación

del valor:

[(t+Δt)/Δt]=1,

obtendremos

el

valor

Página 19


de la presión para un tiempo de cierre infinito la cual se aproximará al valor de la presión estática del yacimiento, o matemáticamente según la ecuación de de Pws, quedará que el valor de la presión de fondo fluyente es igual a la presión estática del

yacimiento.

Un modelo de los datos obtenidos por medio de la data del Build Up se representa en

la

siguiente

tabla:

FIG. N° Datos para prueba Buil Up

Similares ecuaciones existen para el cálculo de los otros parámetros que se pueden determinar por medio de ésta prueba, entre lo que se encuentra el factor Skin el cual me da indicios de las condiciones de la formación, si se encuentra dañada ó se encuentra estimulada. La ecuación siguiente me permite conocer el factor Skin:

Página 20


Ecuación (3) Donde la P1 hr, se obtiene del gráfico de Horner y Ct es la compresibilidad de la formación. Los valores de S, se pueden tabular y obtener la siguiente información: 

Condición Ideal, S=0



Daño en la formación, S > 0



Estimulación de la formación, S<0

Pruebas de restauración de presión “Build up tests”

Se realizan en pozos productores y consiste en hacer producir el pozo para luego cerrarlo y registrar la presión de fondo medido en función del tiempo.

FIG. N° Representación de la Prueba de Restauración de Presión.

Página 21


Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre Δt, la presión

registrada

de

fondo

alcanza

el

valor

estático

Pe

(presión

estática).

El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático de Pe. PΔt ≤ Pe Dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el tiempo de cierre se incrementa PΔt se aproximará a Pe. Podemos determinar a través de esta prueba: 

Estimar la permeabilidad del yacimiento.



Determinar la presencia de daño.



Estimar la presión estática del yacimiento.



Geometría del yacimiento.

Curva de presión build up La 

curva

de

build

up

se

divide

en

tres

regiones:

Región temprana de tiempo (Early-time región):

La presión transeúnte causada por el cierre del pozo durante la restauración de presión se mueve a través de esta región, cuya permeabilidad puede estar alterada debido al posible daño existente en la zona, esta es la razón por la cual no se debe esperar una línea recta en la línea de Horner durante los tiempos iníciales de la prueba. Además del efecto que puede causar el daño de la formación en la región de tiempo inicial, otro factor de gran importancia que puede influir en el comportamiento de la curva, es el efecto de almacenamiento flujo posterior. El efecto puede prevenirse cuando el cierre del pozo se realiza en el fondo del mismo, esto es posible cuando se lleva a cabo una prueba de formación por medio Página 22


de la tubería o cuando se coloca una válvula de cierre de fondo durante una prueba de medición de presión en el fondo hoyo. 

Región mediana de tiempo (Middle-time región):

Cuando el radio de investigación se ha movido más allá de la influencia de la zona alterada en las cercanías del pozo y cuando el flujo posterior ha dejado de afectar la data de presión, usualmente se observa una línea recta ideal, cuya pendiente está relacionada directamente con la permeabilidad de la formación. Un análisis sistemático de una prueba de restauración de presión puede hacerse utilizando el método Horner, el cual se aplica en pruebas de restauración de presión, construyendo un método que reconozca la región de medio tiempo, la cual debe ser localizada de una forma aceptada para evitar confusiones entre regiones confiables, debido a que el cálculo de permeabilidad, daño y presión de la formación dependen de la recta de Horner. 

Región tardía de tiempo (Late-time región):

Cuando se alcanza un tiempo suficiente, el radio de investigación alcanzara los límites de drenaje del pozo, indicando el final de la región de tiempo medio e indicando el comienzo de la región

de tiempo final. En esta región el

comportamiento de la presión está influenciado por la configuración del límite, por la interferencia de pozos cercanos, por heterogeneidad del yacimiento y por contactos entre fluidos. Si el yacimiento es infinito, esta región no se lograra identificar debido a que la recta de Horner no cambiara su pendiente.

Factores que complican la prueba de presión build up. Frecuentemente las pruebas de presión build up no son simples, muchos factores pueden influenciar la forma de la curva que representa dicha presión. Una forma Página 23


inusual puede requerir explicación para completar un análisis apropiado. Factores como fracturas hidráulicas, particularmente en formaciones de baja permeabilidad puede

tener

un

gran

efecto

en

la

forma

de

la

curva.

Otros factores que causan problemas como la presión de fondo medida en condiciones pobres de funcionamiento. La forma de la curva también puede ser afectada por la interfase roca-fluidos, contacto agua-petróleo, fluido lateral o heterogeneidades de la roca. Pruebas

de

Arrastre

“Drawdown

Tests”

Se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante, empezando idealmente con presión uniforme en el yacimiento. La tasa y la presión son registradas como función del tiempo

FIG. N° Pruebas de Arrastre

Página 24


Podemos determinar a través de esta prueba: 

Estimar la permeabilidad del yacimiento.



Factores de superficie.



Determinar la presencia de daño.



Geometría del yacimiento.

Estas pruebas son aplicables particularmente a: 

Nuevos pozos.



Pozos que han sido cerrados en suficientemente mucho tiempo para permitir que la presión se estabilice.



Pozos exploratorios son frecuentemente candidatos a largas pruebas drawdown, con el objetivo común de determinar el volumen mínimo o total que está

siendo

Pruebas

a

drenado

tasa

por

de

el

flujo

pozo.

múltiple.

Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos estabilizados de flujo. A través de esta prueba se puede determinar el índice de productividad del pozo y también se puede utilizar para hacer un análisis nodal del mismo. Las pruebas de tasa múltiple han tenido la ventaja de proveer datos provisionales de la prueba mientras la producción continua. Tiende a minimizar los cambios en el coeficiente de almacenamiento del pozo y los efectos de la fase de segregación, esta prueba puede proveer buenos resultados cuando la prueba drawdown o buildup no pueden.

Página 25


FIG. N° Pruebas de tasa múltiples 

Pruebas de disipación de presión en pozos Inyectores “Fall off test”

Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo. La teoría supone una tasa de inyección constante antes de cerrar al pozo.

FIF. N° Pruebas de Disipación 

Permiten determinar las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector.



Permite dar un seguimiento de las operaciones de inyección de agua y recuperación mejorada.

Podemos determinar a través de esta prueba: 

Estimar la presión promedio del yacimiento.



Medir la presión de ruptura del yacimiento.



Determinar fracturas.

Página 26




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.

ABATIMIENTO DE PRESION (DRAW DOWN TEST) Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presión de fondo durante un periodo de tiempo, con el pozo fluyendo una tasa constante estabilizada. Generalmente se hace un cierre previo para lograr que la presión en el área de drenaje del pozo se estabilice y sea uniforme. Se utiliza para hallar: 

Permeabilidad promedio en el área de drenaje (k)



Efecto Skin (s)



Volumen poroso (Vp) de la región drenada



Presencia de Heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigraficas).

Estas pruebas son particularmente aplicables para: 

Pozos nuevos.



Pozos que han sido cerrados suficiente para permitir que la presión se estabilice.



Pozos en los que la pérdida de ingresos incurridos es una prueba de restauración de presión sería difícil de aceptar.

Página 27


FIG. N° Pruebas de pozo

Relación Lineal entre Pwf y log(t)

Pwf = a + mlog(t) Donde:

Intercepto

Página 28


La permeabilidad puede ser estimada por la siguiente expresión:

El efecto skin puede determinarse partiendo de la Ecuación.

Haciendo pwf = p1hr (tomada de la extrapolación de línea recta), la Ec queda así:

La caída de presión relacionada con el efecto skin(pskin) se estima con la siguiente relación: Página 29


Con esta prueba también se puede determinar la relación de la productividad del pozo con o sin presencia del efecto skin.

Se definen Productividad Ideal y Real:

los Índices de

Se define la Eficiencia de Flujo (EF):

La Eficiencia de Flujo es una medida de cuanto ha afectado el efecto skin la productividad del pozo. Este efecto puede ser tanto para estimular o “dañar” el pozo.

Cuando se realiza una estimulación o acidificación en un pozo, la Eficiencia de Flujo también se utiliza para cuantificar en cuanto se incrementa la productividad del pozo luego del trabajo. Cuando la prueba alcanza un tiempo suficientemente largo y se llega a la transición entre el estado no estable y el pseudo-estable, se pierde la linealidad en la curva dePwf vs. t. La presión empezará a disminuir linealmente con el tiempo (Estado Pseudo-estable)

Página 30


Si se grafica pwf vs t en coordenadas cartesianas se obtiene una recta:

Donde “m” es la pendiente de la recta (en Coord. Cartes.). Durante el período pseudo-estable. Igualmente se puede determinar la geometría del área de drenaje, con la data del período pseudo-estable, hallando el Factor de Forma (C A) (Earlougher, 1977).

Donde: m: Pendiente de la recta en periodo transiente (GraficoSemilog) m’: Pendiente de la recta en periodo pseudo-estable (Gráfico Cartesiano)

pint: Punto de corte de recta con eje Y (t=0), en grafico cartesiano.

Efecto de Almacenamiento (Wellbore Storage) Debido a que la tasa de flujo durante las pruebas de presión se controla desde superficie, una tasa constante no asegura que la entrada de fluidos en la cara de la arena también sea constante. Este fenómeno es llamado Efecto de Almacenamiento. Existen dos tipos de efecto: 

Efecto debido a la expansión de los fluidos.



Efecto debido al cambio en el nivel de fluido en el espacio anular entre tubing y casing. Página 31


Durante este período se cumple:

Donde: q: Tasa de flujo en superficie, bbl/dia qf : Tasa de flujo de formación, bbl/dia qwb: Tasa de flujo proveniente por almacenamiento, bbl/dia. “Análisis de presiones durante este período no se puede hacer por métodos convencionales”

Cada uno de estos efectos puede ser cuantificado por medio del Factor de Almacenamiento. Este se define como:

Donde:

Factor de Almacenamiento debido a Expansión de Fluidos (CFE)

Página 32


Factor de Almacenamiento debido a Cambio de Nivel de Fluido (CFL):

Duración del Efecto de Almacenamiento. Si se expresa el Factor de Almacenamiento Total en forma a dimensional, de acuerdo a la siguiente ecuación:

La presión será directamente proporcional al tiempo del almacenamiento, según la siguiente ecuación:

El tiempo de fin de efecto de almacenamiento se estima moviéndose 1 o 1.5 ciclos luego que la pendiente del grafico log-log cae por debajo de 1.

Página 33


Duración del Efecto de Almacenamiento Este tiempo también se puede estimar con la siguiente desigualdad: El Coeficiente de Almacenamiento se puede estimar tomando un punto de p y t de la recta log-log y con la siguiente ecuación:

Radio de Investigación Esta es la distancia transitada por la disturbancia de presión, medida desde el pozo. Depende de la velocidad a través de la cual se propaga la onda de presión (Constante de Difusividad).



Pruebas

de

Interferencia

(Interference

test).

Tienen como objetivo comprobar la comunicación o conexión entre pozos en un mismo yacimiento. Comprobar la interferencia horizontal permite demostrar la Página 34


continuidad de los estratos permeables y analizar la existencia de comunicación vertical en arenas estratificadas. En este caso, la finalidad del análisis es medir la presión a una distancia “r” del pozo; siendo “r” la distancia entre el pozo observador

y

el

pozo

activo.

Las pruebas de interferencia tienen como objetivo: o

Determinar si dos o más pozos están comunicados mediante la presión.

o

Cuando

la

comunicación

permeabilidad.y

el

existe,

producto

proveer

porosidad

/

una

estimación

compresibilidad,

de en

la las

inmediaciones de los pozos probados. Las pruebas de interferencia son realizadas por al menos un pozo en producción o inyector (pozo activo) y por la observación de la presión. Una de las desventajas que tiene esta prueba es que puede durar mucho tiempo y además requiere la colocación de herramientas muy sensibles.

FIG. N° Representación esquemática de una prueba de Interferencia.

Página 35




Prueba de Inyección (Injection test).

Es un procedimiento llevado a cabo para establecer el ritmo y la presión a la que los fluidos pueden ser bombeados al lugar de tratamiento sin fracturar la formación, la mayoría de los tratamientos de estimulación y reparaciones colectivas, tales como compresión de cementación, se llevan a cabo después de una inyección para ayudar a determinar los parámetros claves de tratamiento y los limites de funcionamiento. Del mismo modo, las pruebas de inyección también se llevan a cabo

cuando se bombean fluidos de recuperación secundaria, como agua,

nitrógeno, CO2, gas natural y vapor. Una de las desventajas de este tipo de prueba que son complicados con análisis multifasico que se deben hacer, al menos inyecte de la misma formación.

FIG. N° Representación esquemática de una prueba de inyección. 

Pruebas de Disipación (Falloff test)

Considera una declinación de presión inmediatamente después de la inyección, idéntico a una prueba de restauración. Se realizan cerrando el pozo inyector haciendo un seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo, con esta prueba es posible determinar: las condiciones del yacimiento en las Página 36


adyacentes 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, que determinan la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado.

FIG N° Representación esquemática de una prueba Fa lloff 

Pruebas

de

Pulso

Constituyen un tipo especial de prueba de interferencia, en la cual el pozo activo es pulsado alternadamente con ciclos de producción y cierre. En el mismo se determina

la

respuesta

de

presión

en

el

pozo

de

observación.

Se caracteriza porque son pruebas de corta duración y los tiempos de flujo deben ser iguales a los tiempos de cierre.

FIG. N° Representación de parámetros de prueba de pulso

Página 37




Prueba de Producción DST (Drill Strem Test).

Un DST provee un medio para la estimación de la formación y las propiedades de los fluidos antes de la completación del pozo. Básicamente, la DST es una completación temporal de un pozo, la herramienta del DST es un arreglo de paquetes y válvulas localizadas al final de la tubería de perforación. Este arreglo puede ser usado para aislar una zona de interés y dejar que produzca dentro de la tubería, una muestra de fluido es obtenida en la prueba de este modo la prueba nos puede decir los tipos de fluidos que el pozo producirá si es completado en la formación probada. Con las válvulas de superficie en el dispositivo del DST, es posible tener una secuencia de los periodos de flujo y de cierre, las presiones medidas durante los periodos de cierre pueden ser particularmente importantes para la estimación de las características de la formación así como el producto permeabilidad / espesor y factor de daño.

o

Efecto de la Prueba previa de Presión (Pretest).

Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos periodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo periodo de cierre y a medida que la presión del pretest en el DST es muy pequeño.

FIG. N° Efecto de la prueba previa de presión. Página 38




Efecto de la Permeabilidad.

Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el periodo del pretest.

FIG. N° Efecto de permeabilidad. 

Efecto de la Temperatura.

Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0.2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada periodo de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1 °C) el efecto de esta podría ser más importante. Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. Esta prueba se usa durante o inmediatamente después de la perforación del pozo y consiste de pruebas de cierre o flujo cortos y seguidos. Su

Página 39


propósito es establecer el potencial del pozo, aunque el factor de daño estimado no es muy representativo porque puede ocurrir una limpieza del mismo pozo.

INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS OBTENIDOS GAS, PETRÓLEO, CASI IDEAL, CASOS CON FALLAS La interpretación de pruebas, en adición a la estimulación de la recuperación de líquidos, requiere interpretación preliminar de los gráficos de presión. Los gráficos deben ser examinados cuidadosamente; primero para asegurar que la herramienta opera apropiadamente, y segundo para verificar las presiones durante la prueba fueron medidas con precisión. La precisión de las medidas debe ser juzgada comparando las presiones principales con la presión de lodo computada. En la figura 1 tomada de un artículo d back, se muestran las configuraciones típicas de la gráfica de presión para un exitoso DST de periodo de flujo simple y para tipos de errores comunes. Los gráficos de presión siempre deben ser inspeccionados para asegurar las operaciones apropiadas de la herramienta.

FIG. N° Interpretación de la presión de los tipos de corrida de DST. Página 40


FIG. N° Interpretación de la presión de los tipos de corrida de DST

La configuración del grafico de presión varía. Esto dependiendo de la capacidad productiva de la zona que está siendo probada. En zonas de alta permeabilidad, los efectos de flujo crítico podrían causar el flujo de fluido dentro de la tubería de perforación a través del choque de fondo para que sea independiente de la presión dentro de la tubería de perforación. El flujo críticoproducirá una presión casi constante durante el periodo de flujo. Formaciones de baja permeabilidad son normalmente reveladas en los gráficos de presión debido a presiones fluyentes extremadamente bajas. En la figura se muestran configuraciones típicas del grafico de presión para varias condiciones de flujo de reservorios. En adición para la interpretación de DST se presenta una correlación de gravedad API con viscosidad en la figura. Esta figura puede ser utilizar para estimar la viscosidad necesitada para analizar de presión DST.

Página 41


FIG. N° Correlación de gravedad API con viscosidad

Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad. etc.) En principio, la detección de cambios en la transmisibilidad (K.h/ μ) en las

cercanías del pozo puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up . Pero cuando las condiciones de la formación son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras. El análisis de las pruebas DST para la determinación de la presencia las siguientes dificultades: Se puede demostrar que la distancia que la distancia de penetración es proporcional al tiempo de flujo. Una relación empírica b2 = K.t puede ser usada Página 42


para estimar el rango de penetración detectable por una prueba DST, la capacidad de la formación (K. h) puede ser desfavorable para largos radios de penetración sin el tiempo de flujo adecuado. La tasa de producción no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad puede ser causados por una reducción de la tasa de producción Las características del yacimiento no son compatibles con la simplificación de las suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causara una curvatura en la carta

CONCLUSION Las pruebas de pozo son una función técnica clave en la industria petrolera y del gas. A menudo se usa una prueba de pozo como la tecnología principal para monitorear el desempeño de tales inversiones o para diagnosticar comportamientos no esperados de pozo o reservorio. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones. Las pruebas de pozo proveen información para establecer las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El análisis de presion de pozos es uno de los métodos más importantes disponibles para los ingenieros de yacimientos para establecer características de reservorio, tales como permeabilidad y compresibilidad, posición de fronteras y fallas. Existen varias compañías que posee un amplio rango de experiencia en análisis de pruebas de pozo, relacionada con el desenvolvimiento de los servicios de desarrollo de software, experiencia práctica en el análisis e interpretación de pruebas de pozo.

Página 43

Pruebas Dst Informe

Recommend Documents