Prueba de Pozos Trabajo

8/12/2019 Prueba de Pozos Trabajo

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Repblica bolivariana de Venezuela

Ministerio del poder popular para la defensa

Universidad nacional experimental de las fuerzas armadas

Ncleo: san tome EDO. Anzotegui

Tipos de pruebas

Marzo del 2014


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PRUEBAS DE POZO


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Las pruebas de pozo son una funcin tcnica clave en la industria petrolera y

del gas. A menudo se usa una prueba de pozo como la tecnologa principal

para monitorear el desempeo de tales inversiones o para diagnosticar

comportamientos no esperados de pozo o reservorio. Los resultados del

anlisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de

inversiones. Las pruebas de pozo proveen informacin para establecer las

caractersticas del reservorio, prediciendo el desempeo del mismo y

diagnosticando el dao de formacin.

Las pruebas de pozos pueden ser agrupadas en dos grandes categoras

basada en su funcin primaria. La primera categora, las pruebas de presin,

incluyen pruebas que permiten determinar las propiedades de la roca y de los

fluidos (por ejemplo, la permeabilidad, porosidad y presin promedio de

yacimiento) y la localizacin e identificacin de heterogeneidades del

yacimiento (por ejemplo, fallas sellantes, fracturas naturales y capas). Lasegunda categora, las pruebas de productividad, incluyen aquellas pruebas

que permite determinar el potencial de produccin de un pozo.

TIPOS DE PRUEBAS

1. Pruebas de Productividad

a) Pruebas flujo tras flujo.

Las pruebas flujo tras flujo, que a veces son llamadas backpressure o prueba

de 4 puntos, son realizadas en un pozo con una serie de flujos a tasas

estabilizadas para medir la presin de fondo fluyente en la cara de la arena.

Cada caudal es establecido en sucesin con o sin un periodo pequeo de

cierre del pozo. El requerimiento de los perodos de flujo es que los mismos

alcancen condiciones estables, que es a veces una limitacin en este tipo de

prueba, sobre todo en yacimientos de muy baja permeabilidad, que toman un

largo tiempo para alcanzar condiciones estables de flujo.

b) Pruebas sencillas.Las pruebas sencillas o tambin llamadas a un solo punto son realizadas

cuando existen limitaciones de factor tiempo para llevar a cabo una prueba de

flujo tras flujo en yacimientos de muy baja permeabilidad. En este caso el pozo

fluye a una sola tasa de produccin hasta alcanzar una presin de fondo

fluyente estabilizada. Estas pruebas son particularmente apropiadas cuando las

caractersticas de productividad del pozo estn siendo actualizadas, cuando

son requeridas por entes gubernamentales. Una limitacin de este tipo de

pruebas, sin embargo, es que se requiere un conocimiento previo del

comportamiento de productividad del pozo, ya sea una prueba anteriormente


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realizada o por correlacin con otros pozos del mismo campo y de similares

condiciones de produccin.

C) Las pruebas Fall-off.

Son similares a las pruebas de restauracin de presin, excepto a que sonaplicadas para pozos inyectores. Siguiendo una estabilizacin de la tasa de

inyeccin, el pozo es cerrado. BHP, la cual luego empieza a declinar, es

medida como una funcin en el tiempo. Una alternativa para pozos inyectores

es la prueba de inyectividad, la cual se inyecta a una tasa medida y se mide

como incrementa la presin de fondo a medida que pasa el tiempo. La prueba

de inyectividad es anloga a la prueba de declinacin de presin.

d) Pruebas isocronales.

Las pruebas isocronales son desarrolladas tambin para cortos perodos detiempo para aquellos pozos que tienen un largo perodo de tiempo de

estabilizacin. Especficamente las pruebas isocronales son una serie de

pruebas a un solo punto desarrolladas para estimar las condiciones de

productividad sin llegar a los tiempos necesarios para alcanzar la estabilizacin

del pozo. La prueba isocronal es llevada a cabo por una serie de perodos de

flujo y cierre, permitiendo restaurar la presin promedio del yacimiento antes

empezar el siguiente perodo de produccin. Las presiones son medidas en el

tiempo durante cada perodo de flujo. El tiempo a la cual la presin es medida

debe ser relativamente la misma al comienzo de cada perodo de flujo. Por

ejemplo se puede medir la presin de fondo fluyente cada 0.5, 1.0, 1.5 y 2.0

horas despus de empezar cada perodo de flujo. Debido al menor tiempo

requerido para restaurar esencialmente la presin inicial despus de un corto

perodo de flujo que se debera alcanzar en condiciones estabilizadas en una

prueba de flujo tras flujo, las pruebas isocronales son ms prcticas en

formaciones de muy baja permeabilidad. Aunque no es requerido para analizar

la prueba, un punto de flujo final estabilizado, generalmente es obtenido al final

de la prueba.

e) Pruebas isocronales modificadas.El tiempo de restauracin de la presin promedio del yacimiento antes de fluir

en pozo durante un cierto perodo de tiempo, todava puede ser poco prctico.

En consecuencia, una modificacin de la prueba isocronal fue desarrollada

para acortar los tiempos de la prueba. El objetivo de esta modificacin de la

prueba isocronal es obtener los mismos datos de una prueba isocronal sin

alcanzar a veces esos largos perodos de cierre requeridos para alcanzar la

presin promedia del yacimiento, en el rea de drenaje del pozo. La prueba

isocronal es realizada como una prueba isocronal convencional, exceptuando

que los perodos de cierre deben ser igual en duracin, pero deben ser igual oexceder el tiempo de los perodos de flujo.


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Debido a que el pozo frecuentemente no alcanza a restaurar la presin

promedia de yacimiento despus de cada perodo de flujo, la presin de cierre

es registrada inmediatamente antes de comenzar el perodo de flujo, esta

presin es utilizada posteriormente en el anlisis en vez de usar la presin

promedia del yacimiento. En consecuencia, la prueba isocronal modificada es

mucho menos exacta que la prueba isocronal convencional. Hay que destacar

que, al medida que los perodos de cierre durante la prueba son mayores, la

calidad del dato y por supuesto la interpretacin va a ser mucho ms precisa.

Igualmente, aunque no es requerido para analizar la prueba, un punto de flujo

final estabilizado, generalmente es obtenido al final de la prueba.

f) Prueba a tasas de Usos Mltiples

Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presin por perodos

estabilizados de flujo. A travs de esta prueba se puede determinar el ndice de

productividad del pozo y tambin se puede utilizar para hacer un anlisis nodal

del mismo.

2. Pruebas de Presin.

Las pruebas de presin se refieren a aquellas pruebas de pozo en el cual se

mide los cambios de presin versus tiempo. Estas pruebas permiten evaluar no

solo las condiciones de la vecindad del pozo sino todas las propiedades in situ

ms all de la regin afectada por las operaciones de perforacin ycompletacin. Adicionalmente estas pruebas de pozo permiten caracterizar

importantes caractersticas de la formacin necesarias para disear un plan

ptimo de explotacin del yacimiento, incluyendo la presin del rea de drenaje

de los pozos probados, posible presencia de barreras al flujo (fallas sellantes),

y caractersticas importantes que dominan la heterogeneidad de un yacimiento

(por ejemplo las propiedades de la matriz y fracturas naturales en la roca o las

propiedades individuales de capa). Las pruebas de presin pueden ser

divididas en pruebas a un solo pozo y pruebas multipozo.

a) Pruebas a un solo pozo.

Las pruebas a un solo pozo son aquellas la cual la respuesta de presin es

medida siguiendo un cambio en la tasa de produccin. De este cambio en la

respuesta de presin, se puede caracterizar las propiedades promedios en una

porcin o en toda el rea de drenaje del pozo que se est evaluando. Una

prueba comn a un solo pozo es la prueba de restauracin de presin, la cual

es obtenida por la primera estabilizacin de una tasa de produccin, a una

presin de fondo (BHP) medida en el pozo, para un posterior cierre. Luego del

cierre del pozo, la BHP restaura como una funcin en el tiempo, y la tasa de la

prueba de restauracin es usada para estimar las propiedades del


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yacimiento/pozo. De estas pruebas podemos estimar la presin promedio del

yacimiento y la permeabilidad del rea de drenaje del pozo y las propiedades

de la regin inmediatamente adyacente a la vecindad del pozo.

b) Pruebas Multipozo.

Cuando la tasa de flujo es cambiada en un pozo y la respuesta de presin es

medida en otro pozo o grupos de pozos, estas pruebas son llamadas pruebas

multipozo. Las pruebas multipozo son diseadas para determinar propiedades

en una regin centrada a lo largo de una lnea que une pares de pozos de

prueba y por lo tanto es sensibles a las variaciones direccionales de las

propiedades del yacimiento, como el caso de la permeabilidad. Adicionalmente

estas pruebas permiten determinar la existencia de comunicacin entre dos

puntos en el yacimiento. El concepto bsico en una prueba multipozo es

producir o inyectar en un pozo (pozo activo) y observar el cambio de presin en

uno o varios pozos aledaos (pozos observadores). De los datos obtenidos, se

puede estimar tanto la permeabilidad como la porosidad del rea de drenaje de

los pozos en estudio y cuantificar el nivel de anisotropa del yacimiento. Por

ejemplo, las pruebas multipozo permiten determinar la orientacin de las

fracturas naturales y cuantificar la relacin porosidad-compresibilidad producto

de un sistema matriz-fractura.

C) Pruebas de declinacin de presin.

Es realizada con una tasa de produccin conocida y constante, mientras se

observa el cambio de presin en el tiempo. Las pruebas de declinacin son

diseadas para determinar las caractersticas de flujo del yacimiento, tambin

incluyen la determinacin de la permeabilidad y el factor skin. Adicionalmente,

cuando el transigente de presin afecta los lmites del yacimiento, la prueba de

declinacin de presin permite establecer lmites de yacimiento y estimar el

volumen de hidrocarburo en sitio del rea de drenaje del pozo. Estas pruebas

de declinacin especficas son llamadas pruebas de lmite de yacimiento.

Cuando por consideraciones econmicas se requiere un mnimo tiempo de

prdida de produccin, las pruebas de declinacin de produccin tambin

pueden ser usadas para estimar el potencial de produccin de un pozo.

d) Pruebas de restauracin de presin Build up tests

Se realizan en pozos productores y consiste en hacer producir el pozo para

luego cerrarlo y registrar la presin de fondo medido en funcin del tiempo.

Al cerrar el pozo, la presin comienza a subir partiendo de la Pwf (presin de

fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre t, la

presin registrada de fondo alcanza el valor esttico Pe (presin esttica).

El registro de presin de fondo, representa una presin esttica en proceso derestauracin (Pt), la cual no necesariamente alcanza el valor esttico de Pe.


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Pt Pe

Depender del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de produccin. A medida

que el tiempo de cierre se incrementa Pt se aproximar a Pe.

Podemos determinar a travs de esta prueba:

-Estimar la permeabilidad del yacimiento.

-Determinar la presencia de dao.

-Estimar la presin esttica del yacimiento.

-Geometra del yacimiento.

e) Pruebas de interferencia.

En las pruebas de interferencia, el pozo es puesto en produccin a una tasa

constante durante toda la prueba, mientras que el resto de los pozos aledaosson cerrados y puestos en observacin para observar la respuesta de presin

producida por el pozo activo en produccin.

f) Pruebas de pulso.

En las pruebas de pulso, el pozo activo se pone en produccin y luego es

cerrado, luego retorna a produccin y posteriormente el cerrado nuevamente.

Esta secuencia de apertura y cierre, la cual es repetida en periodos que

raramente exceden unas pocas horas, produce una respuesta de presin que

generalmente es interpretada inequvocamente aun cuando otros pozos en elcampo continan produciendo.

g) Pruebas DST

Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formacin a travs de

la tubera de perforacin, el cual permite registrar la presin y temperatura de

fondo y evaluar parmetros fundamentales para la caracterizacin adecuada

del yacimiento. Esta prueba se usa durante o inmediatamente despus de la

perforacin del pozo y consiste de pruebas de cierre o flujo cortos y seguidos.

Su propsito es establecer el potencial del pozo, aunque el factor de daoestimado no es muy representativo porque puede ocurrir una limpieza del

mismo pozo durante la primera etapa productiva del mismo.

FLUJO DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS

Se entiende por medio poroso un slido de ellos con suficiente espacio abiertodentro o alrededor de las partculas para permitir el paso de un fluido

1.1 Caracterizacin de un medio poroso


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Las hiptesis bsicas en las que se sustenta el modelo de flujo en mediosporosos son:

El fluido es compresible, es decir puede haber variacin de la densidadcomo Funcin de la presin.

El slido poroso conocido tambin como matriz es elstico, es decir engeneral la porosidad depende de la presin,

No hay difusin del fluido, La velocidad del fluido est dada por la ley deDarcy, que es una ecuacin constitutiva que relaciona a la velocidad delas partculas del fluido con la presin.

1.2 Diferencia Entre Reservorio, Yacimiento y rea De Drenaje De UnPozo.

Pozo 11 MX: no atraviesa el yacimiento de petrleo pero si el reservorio quecontiene un acufero.Pozo 4 MX: atraviesa el yacimiento de petrleo y el acufero, ambos dentro deun mismo reservorio.Reservorio: es la roca capaz de almacenar fludos. La seccin del reservorio

que contiene hidrocarburos constituye el yac imiento de petrleo y/o gas; la

que contiene agua es llamada acufero.


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La lnea de contacto oil/water, es la lnea de espesor cero y el rea rayada

corresponde al yacimiento de petrleo.Mapa de ispacas: Contornos de la estructura del yacimiento que une puntos

de igual espesor del yacimiento

Pozo 6 MX: Pozo productor. El rea rayada es elrea de drenaj e del pozo 6MX.Pozo 11 MX: Pozo no productor (seco de petrleo) fuera del rea deyacimiento.

Pozo productor de petrleo o Pozo seco (no produce petrleo)

Cuando los pozos de un yacimiento son puestos a producir, los fludos fluyenhacia el pozo, cada instante desde ms lejos hasta que se establece unalnea de interferencia entre un pozo y sus vecinos, configurndose as elreade d renaje de un pozo.

1.3 Clasificacin del Flujo de Fluidos en un Medio Poroso.Esta clasificacin se realiza de acuerdo a:


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1.3.1 La configuracin geomtrica del flujo. Flujo lineal

Flujo esfrico: disparos (caoneo) en el centro de la arena.

h: espesor arena disparadah: espesor arena

Flujo radial: disparos en toda la seccin de la arena o del espesor. (h=h)


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Flujo semiesfrico: disparos en la zona del tope o del fondo de la arena

1.3.2 De acuerdo a la compresibilidad de los fluidos.La compresibilidad de los fluidos est definida por:

Donde c es el mdulo bruto de elasticidad o compresibilidad a temperaturaconstante y representa el cambio de volumen del material por unidad devolumen por cada unidad de variacin de la presin


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Rangos de compresibilidad de los principales componentes delos yacimientos

COMPONENTE RANGO DE

COMPRESIBILIDAD

COMPRESIBILIDAD

TIPICA

Cg 49 x10-6211 x 10-6 psi-1

@ 4978 #

914 x10-61266 x 10-6

psi-1 @ 1000#

200 x 10-6 psi-1

Co 4.9 x10-6100 x 10-6 psi-1 10 x 10-6 psi-1

Cw 2.1 x10-64.2 x 10-6 psi-1 3 x 10-6 psi-1

Cf 2.8 x10-610 x 10-6 psi-1 5 x 10-6 psi-1

Los subndices g, o, w y f se refieren al gas, petrleo, agua y formacin,respectivamente.

1.3.3 De acuerdo a la variacin espacial de la composicin y propiedadesde la roca.

Segn la composicin de la roca, el medio puede ser:

Homogneo

Heterogneo

Segn las propiedades de la roca, el medio puede ser:

Isotrpico: las propiedades no varan en el espacio, es decir:

kx = ky = kz

Anisotrpico: las propiedades varan en el espacio, es decir:

kx ky kzx y zdonde:

: porosidadkx es la permeabilidad en la direccin xky es la permeabilidad en la direccin ykz es la permeabilidad en la direccin z


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1.3.4 De acuerdo a la variacin del caudal q y la presin p al pozo conrespecto al tiempo.

El flujo puede ser, entonces:

@ qw constante, pwf = f (t)

@ pwf constante, qw = f (t)

De acuerdo a la variacin espacial de la composicin y propiedades de lasrocas

r : radio, distancia desde el pozo a un punto del yacimiento.rw : radio del pozore : radio externo frontera del rea de drenaje del pozo.

pwf: presin de flujo al pozo (well flowing pressure)qw : tasa (caudal al pozo)Entonces, de los tipos de flujo descritos anteriormente, podemos ver que elflujo podra ser, por ejemplo: Flujo radial, de fluido ligeramente compresible, enmedio Homogneo e isotrpico, a tasa constante al pozo.

1.4. Comportamiento de la Presin en el Yacimiento.Segn la presin en la frontera exterior, el yacimiento puede ser:

Cerrado:


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Yacimientos volumtricos: no hay flujo en la frontera exterior.

ABIERTO:

Yacimientos con empuje hidrulico: hay flujo en la frontera exterior; intrusinde agua en el yacimiento.

Para un yacimiento ABIERTO y tasa de produccin constante al pozo, lapresin versus el radio y el tiempo vara como sigue (Figs. 1.3 y 1.4).


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Resumiendo, para r = rw

ts = tiempo de estabilizacin al cual el flujo cambia de flujo transiente a flujoseudocontinuo o flujo continuo.

LA ECUACIN DE LA DIFUSIVIDAD

Es la combinacin de las principales ecuaciones que describen el proceso

fsico del movimiento de fluido dentro del reservorio, combina la ecuacin de

continuidad (que es el principio de la conservacin de la masa, y de aqu

obtenemos el balance de materia), la ecuacin de flujo (ecuacin de Darcy) y la

ecuacin de estado (compresibilidad).

Esta ecuacin tiene 3 variables: 1 presin que es la del reservorio y 2

saturaciones que son generalmente el petrleo y la de gas en reservorios

volumtricos (Cerrados). A partir de esta ecuacin se obtienen las ecuaciones

para los tipos de flujo que existen en el reservorio, por ejemplo en la segundaparte de la ecuacin de la difusividad la presin varia con el tiempo (P/t) si


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estamos en el estado psudoestable es decir la presin no depende del tiempo

ya que llego al lmite del reservorio (infnit acting) esta variacin es 0 por lo que

la ecuacin de la difusividad tendr una resolucin que es la ecuacin de flujo

radial para el estado psudoestable:

PrPwf = Costante*Q*uo*Bo(ln(re/rw)-0.75+S)/kh

Principio de Superposicion

La solucin ms til para la ecuacin de flujo parece ser la solucin funcin-Ei,

que se escribe como aplicable solamente para la distribucin de presin en un

yacimiento infinito y para un pozo que inicia su produccin a tasa constante a

un tiempo cero y la mantiene constante en el tiempo. Veremos cmo con el

principio de superposicin podemos omitir estas restricciones y simplificar el

clculo modelando el comportamiento de un pozo que produce a tasas

variables. Este enfoque del problema hace posible crear funciones que

respondan a yacimientos con situaciones complejas, usando solamente

modelos bsicos simples. Para nuestro propsito plantearemos el principio de

superposicin de la siguiente manera: La cada total de presin en algn punto

en un yacimiento es la suma de las cadas de presiones a ese punto causadopor el flujo en cada uno de los pozos del yacimiento.

3.1 Superposicin en Espacio

La ilustracin ms simple de este principio es el caso de ms de un pozo en un

yacimiento infinito. Para mostrar el principio de superposicin consideraremos

tres pozos, los pozos A, B y C, que empiezan a producir al mismo tiempo

desde un yacimiento infinito. La aplicacin del principio de superposicin dice

que

Pt=Pa+Pb+Pc

Es decir,

(pi pwf )total en el pozo A = (pi p)cada al pozo A ocasionada por la

produccin en el propio pozo A.

+ (pi - p) cada al pozo A ocasionada por la produccin en el pozo B.


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+ (pi - p) cada al pozo A ocasionada por la produccin en el pozo C.

3.2 Superposicin en Tiempo

La ltima y ms importante aplicacin del principio de superposicin es modelar

pozos produciendo con tasas variables. Para ilustrar esta aplicacin,

consideraremos el caso en el cual un pozo produce a tasa q1 desde un tiempo

0 a un tiempo t1; en t1, la tasa es cambiada a q2; y en t2, la tasa es cambiada

a q3 (Fig. 5.5, cuadro superior). Lo que deseamos conocer es cul es la

presin a la cara de la arena del pozo, para tiempos t > t2. Para resolver este

problema,

Usaremos el principio de superposicin como antes mencionamos, pero en

este caso, cada pozo que contribuye a la cada de presin total estar en la

misma posicin en el yacimiento - los pozos simplemente sern encendidos a

tiempos diferentes.


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Fig. Pozos produciendo con tasas variables

La primera contribucin a la cada de presin en un yacimiento es por un pozo

produciendo a una tasa q1 que empieza a fluir a un tiempo t = 0. Este pozo, en

general, estar dentro de la zona de permeabilidad alterada; as, su

contribucin a la cada de presin del yacimiento es:

CONCLUSION


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El anlisis de presin de pozos es uno de los mtodos ms importantes

disponibles para los ingenieros de yacimientos para establecer caractersticas

de reservorio, tales como permeabilidad y compresibilidad, posicin de

fronteras y fallas. Existen varias compaas que posee un amplio rango de

experiencia en anlisis de pruebas de pozo, relacionada con el

desenvolvimiento de los servicios de desarrollo de software, experiencia

prctica en el anlisis e interpretacin de pruebas de pozo.

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