ÍNDICE

Pág.

Introducción...........................................................................................................

Prueba de presión....................................................................................................

Reseña Histórica de las pruebas de pozos.............................................................

Bases matemáticas para el análisis de pruebas de presiones.................................

Ecuaciones básicas o leyes de físicas......................................................................

Objetivos del análisis de las pruebas de presión......................................................

Parámetros obtenidos de pruebas de pozo................................................................

Diseño de pruebas de presión....................................................................................

Planificación de pruebas de presión..........................................................................

Características de la planificación..........................................................................

Funciones de una prueba de presión........................................................................

Finalidad de una prueba de presión.........................................................................

Utilidad de una prueba de presión...........................................................................

Clasificación de pruebas de pozos.........................................................................

Las pruebas simples de producción.......................................................................

Pruebas de presión/producción..............................................................................

Tipos de pruebas de presión....................................................................................

Prueba de restauración de presión (buildup test).....................................................

Curva de presión build up.........................................................................................

Factores que complican la prueba de presión build up...........................................

Prueba de agotamiento (drawdown).........................................................................

Prueba a tasas de Usos Múltiples............................................................................

Pruebas de Interferencia (Interference testing).......................................................

Pruebas de Pulso....................................................................................................

Pruebas de producción DST (Drill Stem Test)........................................................

Pruebas de declinación de presión.........................................................................

Pruebas de inyectividad (fall-off)..............................................................................

Prueba isócronal (análisis de deliberabilidad)...........................................................

Prueba multi-tasa (multirate test)..............................................................................

Pruebas de presión DST (Drill Stem Test).................................................................

Pasos para realizar una prueba DST.......................................................................

Ejemplo de uso en Venezuela.................................................................................

Software pansystem para prueba de pozos:............................................................

Objetivos de PanSystem.......................................................................................

Flujo de Trabajo de Análisis de Prueba de Pozo......................................................

Manejo de la Data......................................................................................................  

Ingreso de Data Estática en PanSystem...............................................................

Importación y Exportación de Data.......................................................................

INTRODUCCIÓN

La industria del petróleo presenta uno de los campos más extensos e

interesantes para la aplicación de técnicas debido al fuerte impacto económico de

esta actividad en los países productores de hidrocarburos.

Por los cual el estudio de análisis de pruebas de presión en pozos

petroleros comienza en el año de 1930 con la influencia de muchas técnicas

paralelas todas dentro de un marco y objetivo común que es el desarrollo de la

industria petrolera. Conforme se desarrolla el análisis, los instrumentos de medida

de presión son más precisos, así se tienen aparatos que registran con cartas

ameradas u otros que la marcan de acuerdo a la medida del nivel de liquido por

medio de una sonda sónica.

La base del desarrollo de un yacimiento petrolero es la presión, ya que ésta

se encuentra involucrada a través de todo el proceso de desarrollo de un campo

petrolero. Las mediciones de presión son usadas durante la perforación, para los

cálculos volumétricos de reservas, en la determinación de las propiedades

dinámicas del yacimiento, en la caracterización de los fluidos, en la elección del

tipo de terminación a realizar en el pozo y en el diseño de las instalaciones de

producción de los hidrocarburos.

Los hidrocarburos están confinados a la presión la cual representa un

factor principal para muchas decisiones críticas que afectan a la seguridad, la

eficiencia, la productividad y la toma de decisiones sobre las operaciones que se

aplicaran o no al pozo, con el fin de extraer los hidrocarburos del yacimiento, por lo

que todas las decisiones estarán basadas en un esquema que sea rentable a fin

de poder optimizar la explotación de cualquier yacimiento.

La evaluación de formaciones precisa y oportuna constituye un elemento

esencial del negocio de exploración y producción. Las pruebas de evaluación a la

formación son realizadas durante todas las etapas de la vida de un yacimiento, la

exploración, el desarrollo, la producción o la inyección; estas pruebas son

realizadas con el fin de monitorear el comportamiento de la presión del yacimiento

entre otros parámetros propios de cada etapa de explotación del yacimiento.

Es necesario conocer sobre las ventajas y desventajas de cada tipo de

prueba y métodos de análisis de la misma, ya que es importante definir el objetivo

que tiene cada prueba. Las pruebas de interferencia tienen dos grande objetivos

ellas son usadas para determinar si dos o más pozos están comunicados

mediante la presión y cuando la comunicación existe, con el fin de proveer una

estimación de la permeabilidad y el producto porosidad/compresibilidad, en las

inmediaciones de los pozos probados. Las pruebas de interferencia son realizadas

a corto plazo por al menos un pozo en producción o inyector y por la observación

de la presión. Unas de las pruebas de interferencia que arrojan datos rápidamente

son las pruebas de pulso en ella el pozo activo es pulsado alternadamente con

ciclos de producción y cierre lo cual determina de esta manera la respuesta de

presión en el pozo de observación.

PRUEBA DE PRESIÓN

Es una herramienta utilizada para caracterizar al sistema pozo-yacimiento,

ya que los cambios presentes en la producción generan disturbios de presión en el

pozo y en su área de drenaje y esta respuesta de presión depende de las

características del yacimiento.

Las propiedades del yacimiento son determinadas a través de pruebas de

pozos, utilizando mediciones de dos variables tasa de producción o presión. Para

ello se introduce un disturbio o perturbación en el yacimiento, cambiando una de

las dos variables en la mayoría de los casos la tasa de flujo y se registran sus

consecuencias sobre la otra variable que es la presión. La característica del

comportamiento de la presión en función del tiempo obtenida como resultado,

muestra las propiedades del yacimiento.

Las pruebas de presión, al igual que otras pruebas de pozos, son utilizadas

para proveer la información que nos proporcionen las características del

reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de

formación. El análisis de pruebas de pozo es uno de los métodos más importantes

disponibles para los ingenieros de yacimientos para establecer características de

reservorio, tales como permeabilidad y compresibilidad, presión estática, posición

de fronteras, condición del pozo (dañado o estimulado), comunicación entre pozos

y fallas.

RESEÑA HISTÓRICA DE LAS PRUEBAS DE POZOS

Los primeros elementos de medición de presiones registraban un solo

punto de presión. Los instrumentos de medición continua de presión fueron

introducidos en 1930. El método de Recobro en Hidrología (análogo al método de

Horner) fue introducido por Theisen 1935. En 1937, Muskat presentó un método

para determinar presión estática P del área de drenaje en pozos petroleros, es un

método semilog de ensayo y error. En 1949, Van Everdingen y Hurst, presentaron

un estudio clásico de análisis de pruebas de pozos, y desarrollaron una solución al

problema pozo-yacimiento con efecto de llene, e introdujeron la primera Curva

Tipo. Miller, Dyes y Hutchinson6, (MDH), presentaron en 1950, un método basado

en soluciones presentadas por Van Everdingen y Hurst, donde establecen que

(pws) debía ser una función lineal del tiempo de cierre, log Δt. presentaron gráficos

para determinar presión estática del yacimiento bajo condiciones de límite exterior

cerrado y a presión constante e investigaron y propusieron un método para

analizar presiones para flujo multifásico. Horne , en 1951 presentó un método para

analizar pruebas de restauración de presión y determinó que un gráfico de la

presión de fondo de cierre, pws, debía ser una función lineal del log (t+Δt)/Δt.

Horner identifica fallas geológicas y presenta el primer método para determinar

presión estática del yacimiento, usando información del “transient”.En 1953 Van

Everdingen y Hurst, introducen el efecto de daño (S). En 1955 Perrine, presentó

una revisión de los trabajos de Horner y MDH, y propuso un nuevo método para

análisis de pruebas de presión para flujo multifásico. Más tarde Martin estableció

las bases teóricas para este método. Matthews, Brons y Hazebroek(MBH)

presentaron en 1954 un estudio donde utilizaron el principio de superposición en

espacio, para determinar el comportamiento de presión de pozos localizados

dentro de áreas de drenaje rectangular. Desarrollaron además un método para

determinar presiones promedio de área de drenaje (p) el cual hace uso de

información Transient de presión y de la presión extrapolada, (p*) de Horner. Este

método es uno de los más utilizados actualmente para determinar presión

promedia del yacimiento. Al-Hussainy, Ramey y Crawford introdujeron en 1966 el

concepto de la función pseudo presión, m (p), para gases la introducción de esta

función removió la suposición de que los gradientes de presión tenían que ser

pequeños para obtener una ecuación de flujo de gas en yacimientos, definió

condiciones de aplicabilidad de estudios presentados anteriormente y extendió la

teoría de análisis de pruebas de presión de líquidos a gases utilizando la función

m(p). En 1968, Earlongler, Ramey, Miller y Mueller, aplicaron el principio de

Superposición en espacio para obtener la solución del problema de un pozo

produciendo a tasa de flujo constante, localizado en diferentes posiciones dentro

de un área de drenaje rectangular. Mostraron como usar el problema de un pozo

en el centro de un cuadrado para general soluciones para áreas de drenaje

rectangular. En 1970 Agarwal, Al-Hussainy y Ramey introdujeron el análisis de los

períodos iniciales de flujo o restauración de presión mediante el Método de la

Curva Tipo, para un pozo localizado en un yacimiento infinito con efecto de llene y

efecto de daño. En el método de Curva Tipo, el problema pozo-yacimiento se

formula matemáticamente de acuerdo a las leyes físicas del flujo de fluido en

medios porosos y aplicando determinadas condiciones iniciales y de contorno. Las

ecuaciones resultantes se resuelven mediante métodos del análisis clásico

matemático (transformación de Laplace, funciones de Green, etc.) o mediante

técnicas del análisis numérico (diferencias finitas, elementos finitos); luego, la

solución se dibuja en un papel (Curva Tipo) y se trata de ajustar los datos reales

dibujados en un papel semi-transparente (Gráfico de Campo) a la solución

teórica. McKinley en 1971 y Earlougher y Kersch en 1974 también han presentado

modelos de Curva Tipo para el problema del pozo con efecto de llene y de daño.  

El modelo de Mc Kinley fue desarrollado para pruebas de restauración de presión

y es un modelo que utiliza diferencias finitas. Fue desarrollado para un valor

determinado de la constante de difusividad y para condiciones de contorno de

presión constante en el límite exterior. Tal como fue formulado originalmente, no

permite un análisis cuantitativo del efecto de daño. La idea de que todas las

curvas convergen a tiempos muy pequeños a una sola curva va a usarse

posteriormente en Curvas Tipos más modernas (Gringarten, Bourdet, etc). Una de

las principales ventajas de la Curva Tipo de Earlougher y Kersch es haber

reducido los parámetros de las curvas a uno solo: CDe2S, este tratamiento va a

ser usado posteriormente en las Curvas Tipo más modernas. En 1979 Gringarten

introducen una Curva Tipo para yacimientos homogéneos con condición de

contorno interior en el pozo de efecto de llene y efecto de daño y para yacimientos

de fractura inducida. Matemáticamente Gringarten modificaron la solución de

Agarwal en el campo de Laplace e invirtieron esta solución usando el algoritmo de

Sthefest. Tradicionalmente se utilizaban métodos clásicos del análisis matemático

para determinar la transformada inversa (formula de Mellin). La solución de

Gringarten etc., es una solución más completa y elaborada. Algunos puntos

resaltantes de esta solución son los siguientes:

1. En la Curva Tipo se indican límites de duración del efecto de llene para

cada valor de CDe2S 

2. Se determinan formas cualitativas y valores cuantitativos típicos de las

curvas de presión adimensional, pwfD, contra tiempo adimensional, tD/CD, y de

acuerdo al valor del parámetro CDe2S (gráfico log-log) para pozos dañados, no

dañados, estimulados y fracturados. 

3. Determina sobre la Curva Tipo, el lugar geométrico del comienzo de la

línea recta semilog, e incluyen una escala para cerciorarse de que el tiempo de

flujo 

4. antes de una prueba de “Buildup” es correcto para analizar las presiones

a determinados tiempos de cierre, con la curva Tipo de flujo. Bourdet etc en 1982,

introducen el método de la derivada para análisis de presiones. El problema de las

Curvas Tipo, anteriormente mencionadas, consistía en respuesta no única

Bourdet, aun cuando presentan una Curva Tipo de flujo, compuesta de

dos familias de curvas de parámetros CDe25, esto es: la Curva Tipo log-log de

Gringarten y la derivada de la Curva de Tipo de Gringarten al ser multiplicada por

(tD/CD), presentan técnicas computacionales para tratar las pruebas de flujo y las

pruebas de restauración de presión en forma separada; de tal forma que la

derivada en el “drawdown” y en pruebas de restauración de presión representan

derivadas con respecto al ln tD y al ln(tD+ΔtD)/ΔtpD, respectivamente. Este

método conjuntamente con la información geológica, geofísica, de registros, etc.,

constituye la técnica más importante de diagnóstico en el análisis de interpretación

de pruebas de pozos. Se han presentado bibliotecas de respuestas típicas

basadas en presiones y fundamentalmente en la derivada de presión que permiten

identificar el sistema pozo-yacimiento bajo análisis y en base a ciertos

comportamientos típicos registrados por la derivada de presión. Las técnicas de

medición de presión se mejoraron notablemente con la introducción del medidor

electrónico de presión en 1970. El medidor electrónico es de mejor precisión y

resolución que los medidores mecánicos tipo Amerada que utilizan el tubo

Bourdon; de tal forma, que las mediciones se pueden efectuar a intervalos de

pocos segundos, permitiendo tomar hasta decenas de miles de puntos que van a

contribuir a identificar el sistema pozo-yacimiento durante el proceso de análisis e

interpretación de la prueba. Nuevas técnicas del análisis matemático y nuevas

aplicaciones numéricas (funciones de Green, Algoritmos de Sthefest, diferencias

finitas, elementos finitos) han permitido obtener soluciones particulares del

problema general, con valor en el contorno del sistema pozo-yacimiento, entre

ellos están: solución al problema de fractura de conductividad infinita, problema

del pozo de conductividad finita, modelo de pozo multiestrato, solución al problema

de pozos horizontales. Los avances en “Hardware” para instrumentos de medición

y registro de presiones in situ junto al pozo, la introducción de las computadoras

personales de gran capacidad de memoria y velocidad de procesamiento de datos

y de cálculos, hizo accesible al ingeniero programas y métodos de análisis

reservados solamente para grandes computadoras y que podían aplicarse durante

el desarrollo de las pruebas en sitio. A partir de inicios de la década pasada (1983)

se comienza a efectuar mediciones simultáneas de presión y tasa de flujo durante

la etapa “transient”. Esto promete ser un campo de intensa investigación

tecnológica en cuanto al desarrollo de instrumentos de medición y técnicas de

análisis, mediante el uso de Convolución y Deconvolución. De un análisis

independiente en los años 50 cuando solo se aplicaban los métodos

convencionales de análisis, se ha pasado progresivamente a un análisis integrado

sinérgico, en donde la información geológica, geofísica, petrofísica, de registros de

pozos, de datos de completación, tipos de pozos, datos de PVT, etc. aportan su

cuota de descripción y de información para obtener el modelo final que caracteriza

al sistema pozo yacimiento.

Las pruebas de presión pueden entenderse por aplicación de la tercera ley

de Newton: 

Perturbación de entrada. 

Mecanismo del yacimiento-Salida de respuesta. 

Entrada al modelo-Modelo Matemático-Salida del modelo.

BASES MATEMÁTICAS PARA EL ANÁLISIS DE PRUEBAS

DE PRESIONES: 

Ecuaciones básicas o leyes de físicas

1.-Conversion de la masa. 

2.-Conversion de la energía. 

3.-Conversion del momento.

 4.-Ecuaciones de transportes: ley de Darcy. 

5.-Condiciones de equilibrio.

6.-Ecuaciones de estado y propiedades de los fluidos y de las rocas. 

Al aplicar un balance de más sobre un elemento finito de geometría

determinada se obtiene la ecuación de continuidad.

OBJETIVOS DEL ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS DE

PRESIÓN

Evaluación del Yacimiento: Entrega, propiedades, tamaño, permeabilidad

por espesor (Útil para Espaciamiento y estimulación), presión inicial

(energía y pronóstico), límites (Tamaño y determinación de existencia de un

acuífero). 

Administración del yacimiento.

Descripción del yacimiento Las pruebas DST y restauración de presión.

Se usan principalmente en producción primaria y exploración. Pruebas

múltiples: Se usan más a menudo durante proyectos de recuperación secundaria.

Pruebas multicapa y de permeabilidad vertical se usan en pozos

productores/inyectores. 

PARÁMETROS OBTENIDOS DE PRUEBAS DE POZO:

DST 

Comportamiento del yacimiento.

Permeabilidad.

Daño. 

Longitud de fractura.

Presión del yacimiento.

Límites del yacimiento.

Fronteras.  

Prueba de formación múltiple repetida.

Perfil de Presión.  

DISEÑO DE PRUEBAS DE PRESIÓN

Es posible realizar pruebas de presión sin diseño previo, sin embargo no es

recomendable a menos que se hayan realizado pruebas anteriores a través de las

cuales se pueda inferir el comportamiento del yacimiento. Se deben realizar

cálculos requeridos: Las respuestas de presión esperadas utilizando las

propiedades de la formación, conocidas a través de pruebas de laboratorio o

registros eléctricos. Factores fundamentales como: final de los efectos de

almacenamiento, final de la línea recta semilogarítmica, pendiente de la recta, etc.

PLANIFICACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN

Durante la planificación se deben definir los parámetros y procedimientos

para obtener los datos ya que estos garantizan un resultado satisfactorio al

analizarlos. Es importante tomar en consideración las siguientes consideraciones:

Estimar el tiempo de duración de la prueba.

Estimar la respuesta de presión esperada.

Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir

presiones.

Tener claras las condiciones del pozo.

CARACTERÍSTICAS DE LA PLANIFICACIÓN

Consideraciones operacionales. Cálculos requeridos para el diseño.

Ejemplo de diseño de una prueba de restauración de presión .Se deben

determinar las condiciones operacionales las cuales dependen de:

Tipo de pozo (productor o inyector).

Estado del pozo (activo o cerrado).

Tipo de prueba (pozo sencillo o pozos múltiples).

Declinación, restauración, tasas múltiples.

Presencia o no de un sistema de levantamiento (requerimientos de

completación).

FUNCIONES DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN

1) Obtener propiedades y características del yacimiento como: permeabilidad y

presión estática del yacimiento.2) Predecir parámetros de flujo como:

•Límites del yacimiento.

•Daño de formación.

•Comunicación entre pozos

FINALIDAD DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN

Consiste en un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar

algunas características del yacimiento de manera indirecta. Se causa una

perturbación en el yacimiento, se meden las respuestas y se analizan los datos

que constituyen el período de flujo transitorio. Una prueba de presión es la única

manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.

UTILIDAD DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN

Una prueba de presión es utilizada para determinar propiedades y

características del yacimiento como lo son la permeabilidad y presión estática del

yacimiento. También es útil para Predecir parámetros de flujo como: Límites del

yacimiento, daño de formación y Comunicación entre pozos.

Las pruebas de pozos son Importantes porque permiten determinar

parámetros del yacimiento como productividad, permeabilidad, porosidad, limites o

fronteras, daño a la formación (efecto skin), entre otros parámetros, sin embargo

cada prueba de pozo tiene una finalidad específica, por lo tanto sirve para diversos

fines. Una prueba bien tomada sirve como una excelente herramienta para

caracterización de yacimientos. Afecta factores de modo que los altera con la

finalidad de llevar a cabo las mediciones, que factores son presión de yacimiento,

presión de cabezal, flujo.

CLASIFICACIÓN DE PRUEBAS DE POZOS

Las pruebas de pozos se pueden clasificar como simples pruebas de

producción o como pruebas más completas de presión/producción.

LAS PRUEBAS SIMPLES DE PRODUCCIÓN:

Incluyen solamente la medición cuidadosa y controla da de los fluidos

producidos durante un periodo de tiempo determinado. En estos casos, el pozo en

cuestión fluye a través de sistemas de separadores o trenes de prueba que

garanticen que se pueda aislar la producción del pozo, de otros que normalmente

pudieran fluir con él a un múltiple común. En este tipo de pruebas, el volumen

producido de cualquier fase (gas, petróleo y/o agua) se convierte a tasa por la

simple división de los volúmenes producidos entre el lapso de tiempo al cual

corresponde la medición. En estos casos, la única presión que generalmente se

registra en el pozo es la presión de flujo en el cabezal. No se obtiene información

de otro tipo de presiones, ya que generalmente no se han tomado previsiones

para hacerlo.

PRUEBAS DE PRESIÓN/PRODUCCIÓN:

Se registran al mismo tiempo los dos parámetros. Las pruebas de

presión/producción se pueden realizar en distintos momentos de la vida de un

pozo, así:

Prueba con tubería en hoyo desnudo previo a la inserción del revestidor.

Prueba con tubería de perforación en hoyo revestido.

Prueba después de la terminación definitiva de la perforación del pozo, una

vez retirado el taladro de la localización.

La prueba con tubería de perforación como su nombre lo indica, se realiza

utilizando la tubería de perforación mientras la cabria aún está en sitio. El arreglo

de la tubería y de las herramientas de medición permite registrar presiones

(estáticas y de flujo) simultáneamente, mientras se registran los volúmenes

producidos (a ser luego convertidos a tasas).

El último tipo de prueba de presión/producción corresponde al periodo post-

terminación. En estos casos, la medición de volúmenes de producción es

físicamente separada, aunque concurrente con la medición de presión. Es decir,

mientras el pozo está produciendo a un sistema segregado en la superficie,

concurrentemente se registran las presiones por diferentes procedimientos: uno de

ellos es simplemente con equipo de guaya y registradores mecánicos de

presión(tipo Amerada), guaya/cable conductor y equipos de presión de fondo, y/o

registradores de fondo recuperables del tipo manómetro con memoria. En todo

caso, el objetivo fundamental es medir volúmenes de petróleo, gas y aguapara

calcular Qo, Qg yQw, simultáneamente a las mediciones de P cabezal yP fondo,

bien sea estáticas (Pe) o de flujo (Pwf).

Los parámetros que se calculan con las pruebas de pozo son los siguientes:

Área de drenaje.

Presión del yacimiento (P).

Permeabilidad de la formación (K).

Daño o estimulación en la formación (s).

Limites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento.

TIPOS DE PRUEBAS DE PRESIÓN

PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILDUP TEST)

La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para

determinar la presión en el estado transitorio. Básicamente, la prueba es realizada

por un pozo productor a tasa constante por cierto tiempo, cerrando el pozo

(usualmente en la superficie) permitiendo que la presión se restaure en el pozo, y

recordando que la presión (usualmente hoyo a bajo) en el pozo es una función del

tiempo. A partir de esta data, es frecuentemente posible estimar la permeabilidad

de la formación y la presión del área de drenaje actual, y caracterizar el daño o

estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o los límites.

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.

Ecuación de Buildup test:

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): Durante la cual la presión

provisional se está moviendo a traves de la formación, cerca del pozo.

Región mediana de tiempo (Middle –time region): Durante la cual la presión

provisional se ha desplazado lejos del pozo.

Región tardía de tiempo (Late -time region): En la cual el radio de

investigación ha alcanzado los límites de drenaje del pozo.

Factores que complican la prueba de presión build up:

Frecuentemente las pruebas de presión build up no son simples, muchos

factores pueden influenciar la forma de la curva que representa dicha presión. Una

forma inusual puede requerir explicación para completar un análisis apropiado.

Factores como fracturas hidráulicos, particularmente en formaciones de baja

permeabilidad pueden tener un gran efecto en la forma de la curva.

Otros factores que causan problemas como la presión de fondo medida en

condiciones pobres de funcionamiento.

La forma de la curva también puede ser afectada por la interface roca-

fluidos, contacto agua-petróleo, fluido lateral o heterogeneidades de la roca.

PRUEBA DE AGOTAMIENTO (DRAWDOWN)

La prueba de agotamiento es realizada por un pozo productor, comenzando

idealmente con una presión uniforme en el yacimiento. La tasa y la presión son

registradas como funciones del tiempo. Los objetivos de la prueba de agotamiento

usualmente incluyen la estimación de la permeabilidad, factor de daño (skin), y en

algunas ocasiones el volumen del yacimiento. Estas pruebas son particularmente

aplicables para:

Pozos nuevos: Pozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para

permitir quela presión se estabilice.

Pozos en los que la pérdida de ingresos incurridos en una prueba de

restauración de presión sería difícil de aceptar.

Los pozos exploratorios son frecuentemente candidatos para pruebas de

agotamiento extensas, con un objetivo común de determinar el volumen

mínimo o total que será drenado por el pozo. Se realizan a tasa de flujo

variable, determinando la presión por períodos estabilizados de flujo.

PRUEBA A TASAS DE USOS MÚLTIPLES

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.

PRUEBAS DE INTERFERENCIA (INTERFERENCE TESTING)

Las pruebas de interferencia tienen dos grande objetivos. Ellas son usadas

para determinar si dos o más pozos están comunicados mediante la presión y

cuando la comunicación existe, proveer una estimación de la permeabilidad y el

producto porosidad/compresibilidad, en 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 en respuesta

en al menos otro pozo cualquiera (pozo de observación).

Comprobar la interferencia horizontal permite demostrar la continuidad de

los estratos permeables y analizar la existencia de comunicación vertical en

arenas estratificadas.

En este caso, la finalidad del análisis es medir la presión a una distancia “r”

del pozo; siendo “r” la distancia entre el pozo observador y el pozo activo.

PRUEBAS DE PULSO

Constituyen un tipo especial de prueba de interferencia, en la cual el pozo

activo es pulsado alternadamente con ciclos de producción y cierre. En el mismo

se determina la respuesta de presión en el pozo de observación .Se caracteriza

porque son pruebas de corta duración y los tiempos de flujo deben ser iguales a

los tiempos de cierre.

Está técnica usa una serie de pulsos cortos de la rata de flujo. Los pulsos

son periodos alternantes de producción (o inyección) y cierre con el mismo caudal

en cada producción. La respuesta de presión a los pulsos se mide en el pozo de

observación. La principal ventaja de las pruebas de pulso estriba en la corta

duración del pulso. Un pulso puede durar unas horas o unos pocos días, lo cual

interrumpe la operación normal ligeramente comparada con las pruebas de

interferencia. 

En el mismo se determina la respuesta de presión en el pozo de observación. 

PRUEBAS DE PRODUCCIÓN DST (DRILL STEM 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 localizados 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 seguidos por los periodos de cierre. Un

medidor de presión en el dispositivo DST puede medir presiones durante 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. Esta

data también puede usarse para determinar la posible presión de agotamiento

durante la prueba.

Drill Stem Test (Pruebas de presión DST)

Una prueba DST (Drillstem Test) es una prueba de presión corta que se

efectúa durante la perforación utilizando la tubería de perforación. Está formada

por pruebas de declinación y caída de presión consecutivas. 

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. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones

de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus

propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios

para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos

exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de

desarrollo para estimación de reservas.

Pasos para realizar una prueba DST:

Para correr un DST, una herramienta especial se coloca en la sarta de

perforación y se baja a la zona a probar. La herramienta aísla la formación de la

columna de lodo en el anular y permite que los fluidos de la formación fluyan a la

sarta de perforación mientras se registra continuamente la presión. 

1. Tomar una muestra del fluido del yacimiento. 

2. Establecer la probabilidad de comercialidad. Normalmente se corre en pozos

exploratorios y algunas veces en pozos de avanzada si la formación es muy

heterogénea.

3. Determinar las propiedades de la formación y el daño. Estos podrían usarse

para estimar el potencial de flujo del pozo. 

Permiten determinar la presión y temperatura de fondo (además de evaluar

parámetros fundamentales para la caracterización del yacimiento) y son realizadas

durante la etapa de perforación. También se obtienen muestras de los fluidos

presentes en el yacimiento a diferentes profundidades para determinar sus

propiedades con el objetivo de minimizar el daño ocasionado por el fluido de

perforación o para la estimación de reservas.

Además de proporcionar una muestra del tipo de fluido en el yacimiento, un

buen DST da una indicación de la rata de flujo, una medida de las presiones

estáticas y de flujo y una prueba transitoria corta. Un DST puede en ciertos casos

detectar barreras, si éstas son cercanas al pozo: fallas, discontinuidades, frentes

de inyección, etc.

Y servir para la determinación de la presión inicial o la presión promedia. 

Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem

(derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la

formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas

depresiones.

A la izquierda se observa una Carta de Presión Esquemática para

unaprueba DST. (Tomado de Lee, 1982) representándose lo siguiente

A la izquierda se observa una Carta de Presión Esquemática para una

prueba DST. (Tomado de Lee, 1982) representándose lo siguiente:

A: Bajando herramienta al hoyo

B: Herramienta en posición

C: Empacaduras en zona a evaluar

D: Apertura de válvula E: Cierre de pozo (restauración)

F: Final del cierre

G: Se abre pozo, último período de flujo, hasta llegar al punto

H: Entre H e I: último cierre

Entre J y K: retiro de equipos de prueba.

Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba

DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas decampo)

para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes .Cuando se realizan

pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados,

entre esos efectos se tienen:

1.- Efecto de la prueba previa de presión (pretest):

Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos

períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el

segundo período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la

presión estática de la formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño

2.- 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 período del pretest.

3.- Efecto de la temperatura:

Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2md/ft), el efecto de la

temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada

período 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 ésta podría ser más importante.

Ejemplo de uso en Venezuela

A todos los pozos perforados de la formación Naricual del campo El Furrial

se les realizó RFT y pruebas DST para la captura de datos básicos para

caracterizar el yacimiento, con algunas excepciones debido a problemas

operacionales. Estas evaluaciones permitieron determinar los niveles de presión

por arena (el perfil de presiones obtenido con el RFT fue validado con muestras de

fluido obtenidas durante pruebas DST en pozos productores e inyectores),

identificar contactos de fluidos, medir el grado de comunicación areal y vertical en

el yacimiento y finalmente optimizar la selección de los intervalos de cañoneo en

los pozos. Debido al elevado contenido de asfáltenos presente en el crudo, se

decidió utilizar 24 °API como límite inferior de completación de los pozos en el

campo, ya que diversas pruebas DST demostraron que la completación de pozos

por debajo de este nivel ocasionaba serias obstrucciones con asfáltenos en la

tubería de producción, líneas de flujo y equipos de superficie

PRUEBAS DE DECLINACIÓN DE PRESIÓN

Su tiempo ideal es el período inicial de producción del pozo. Provee

información acerca de, la permeabilidad, factor de daño y el volumen del

yacimiento en comunicación (continuidad de la arena). Ofrece ventajas

económicas, porque se realiza con el pozo en producción. 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.

Estas pruebas se efectúan con el fin de obtener:

Permeabilidad promedia en el área de drene del pozo

Volumen poroso del yacimiento

Determinar heterogeneidades (en el área de drene)Lo que directamente se

obtiene es:

Transmisibilidad

Volumen poroso por compresibilidad total

¿COMO SE HACE UNA PRUEBA DE DECLINACIÓN DE PRESIÓN?

Se cierra el pozo por un periodo de tiempo suficiente para alcanzar la

estabilización en todo el yacimiento (si no hay estabilización probablemente

se requiera una prueba multitasa).

Se baja la herramienta a un nivel inmediatamente encima de las

perforaciones (mínimo la herramienta debe tener dos sensores para efectos

de control de calidad de los datos).

Abrir el pozo para producir a rata constante y registrar continuamente la pw

f.

La duración de una prueba de declinación puede ser unas pocas horas o

varios días, dependiendo de los objetivos de la prueba y las características

de la formación.

Otros objetivos son: hallar, s, wbs, porosidad, forma del yacimiento y

tamaño del yacimiento.

Idealmente, el pozo se cierra hasta que alcance la presión estática del

yacimiento antes de la prueba. Este requisito se consigue en yacimientos nuevos,

pero a menudo es difícil o impráctico de lograr en yacimientos viejos o

desarrollados. Este tipo de pruebas se analizan mediante pruebas multitasa.

PRUEBAS DE INYECTIVIDAD (FALL-OFF)

Con esta prueba se tiene una idea cualitativa de la permeabilidad de la

zona y la factibilidad que presenta una zona a un tratamiento de estimulación y/o

fracturamiento hidráulico. La prueba de inyección puede ser interpretada como

cualquier prueba de presión.

PRUEBA ISÓCRONAL (ANÁLISIS DE DELIBERABILIDAD)

La misma consiste en hacer producir el pozo a diferentes tasas durante

periodos de tiempos iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presión promedio

del área de drenaje, en los periodos comprendidos entre dos cambios de tasas

subsiguientes.

PRUEBA MULTI-TASA (MULTIRATE TEST)

Puede recorrer a partir de una tasa variable libre hasta una serie de tasas

constantes, para una prueba depresión de fondo, con constantes cambios en la

tasa de flujo. La misma contribuye a minimizar los cambios en los coeficientes de

almacenamiento del pozo y efecto de los estados de segregación. Muestran gran

ventaja cuando, sé está cambiando del periodo de almacenamiento al periodo

medio, además reducen la caída de presión. Una desventaja es que es una

prueba difícil de controlar, debido a las fluctuaciones de tasas; difíciles de medir,

especialmente sobre una base continúa.

Software pansystem para prueba de pozos:

Las pruebas de pozo son una función técnica clave en la industria petrolera

y del gas. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo son usados

para tomar decisiones de inversiones multimillonarias. A menudo se usa una

prueba de pozo como la tecnología principal para monitorear el desempeño de

tales inversiones o para diagnosticas comportamientos no esperados de pozo o

reservorio. 

PanSystem es el programa líder en análisis de pruebas de pozo en la

industria. Es usado como estándar corporativo por la mayoría de las compañías

petroleras multinacionales así como por muchas empresas nacionales

A continuación se describe la tecnología usada en PanSystem y cómo es

aplicada al análisis de pruebas de pozo. 

Objetivos de PanSystem 

El objetivo de PanSystem es proveer un sistema que permita al usuario

ejecutar eficientemente todas las tareas asociadas con el diseño, análisis y

simulación de la data de pruebas de pozo. Este proceso puede ser descrito

mediante el diagrama de flujo a continuación:

Flujo de Trabajo de Análisis de Prueba de Pozo 

El flujo grama de arriba se enfoca en el análisis de la prueba de pozo, ya

que esta es la aplicación primaria de PanSystem. El diseño de prueba de pozo es

una función importante también abordada por PanSystem y varias características

clave de la aplicación se enfocan en esta importante tarea. 

Manejo de la Data 

El manejo de la data es una de las fortalezas clave de PanSystem. En

muchas formas, la capacidad técnica clave del software de análisis de pruebas de

pozo es su habilidad para manejar archivos de datos muy grandes, al tiempo que

permita presentar la data en pantalla para su manipulación interactiva.

La data requerida por PanSystem para el análisis es de distintos tipos.

Primeramente, la data estática requerida para el análisis.

Estos tipos son: 

* Parámetros de Pozo

* Parámetros de Capa 

* Parámetros de Fluido 

Ingreso de Data Estática en PanSystem 

PanSystem incluye correlaciones para estimar parámetros en donde la data

de campo no es suficiente. Un sistema Asistente provee asistencia adicional. El

Asistente proporciona pantallas de ayuda paso a paso mientras el usuario trabaja

en una tarea con el software. Vea la sección de Soporte al Usuario para mayores

detalles.

Importación y Exportación de Data.

El aspecto más poderoso del ingreso de data en PanSystem es la

capacidad para cargar grandes archivos ASCII tal como son típicamente

generados por los modernos sensores electrónicos de presión (el segundo tipo de

data requerido para el análisis). 

No hay límite para el tamaño de archivo que PanSystem puede importar y

es fácil importar la data repetidamente desde un número de sensores de la misma

prueba de pozos para así comparar y controlar la calidad de la data. 

Se puede definir una plantilla para permitir que el usuario importe archivos

que sean del mismo formato .Una vez que la data ha sido importada a PanSystem,

un número de herramientas se haga disponible para permitir al usuario suavizar y

filtrar la data. Algunas pruebas de pozo se ven afectadas por mareas y PanSystem

soporta la importación de tablas de mareas para filtrar correctamente estos efectos

de la señal del reservorio.