Pruebas Potencial

8/16/2019 Pruebas Potencial

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EXPLORACION Y PRODUCCION

GERENCIA DE INFORMACIGERENCIA DE INFORMACIÓÓN TN TÉÉCNICA DE EXPLOTACICNICA DE EXPLOTACIÓÓNN

(GITE)(GITE)

GUGUÍÍ A PARA A PARA LA REALIZACILA REALIZACIÓÓN DEN DEPRUEBAS DE POTENCIAL EN POZOSPRUEBAS DE POTENCIAL EN POZOSDE ACEITE O GASDE ACEITE O GAS


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Objetivo de la guía

Establecer criterios para la planeación de laspruebas de potencial, utilizadas para evaluarel gasto al cual fluirá el pozo para

determinada contrapresión, estimar lascaracterísticas efectivas de flujo delyacimiento y el desempeño de los pozos.


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• En la guía se presentan definiciones de términos como:

Periodos de flujo y cierre.

Estabilización y tiempo para alcanzarla. Estados transitorio, estacionario, y pseudo-estacionario.

Medición continua de P y T en el fondo y en lacabeza .

Prueba de potencial. Potencial absoluto de un pozo (AOF).

Pruebas de potencial o contra presión en pozosde gas.

Pruebas de contrapresión convencional.

Pruebas isocronal e isocronal modificada.

Definiciones:


4/31GERENCIA DE INFORMACIGERENCIA DE INFORMACIÓÓN TN TÉÉCNICA DE EXPLOTACICNICA DE EXPLOTACIÓÓNN


Se recomienda considerar la producción diferida,que se origina por el cierre de pozos.

Establecer los objetivos de la prueba:•Determinar la capacidad productiva del pozo.

•Determinar la capacidad de flujo de laformación.•Evaluar la tendencia de declinación.•Estimar la pérdida de presión debida al flujoturbulento en las cercanías del pozo.

Planeación de pruebas de potencial




Recopilar información pertinente al pozo y yacimiento y usarlapara especificación de la prueba. Dicha información puedeincluir registros de pozo (geofísicos y de producción),

pruebas DST, pruebas de potencial previas, historia deproducción, composición, temperaturas, núcleos y estudiosgeológicos, estado mecánico, etc.

Selección de la prueba. El tiempo requerido para que elpozo estabilice es importante para decidir el tipo de

prueba en la determinación del potencial. Para esto esposible apoyarse en pruebas previas o en información deotros pozos del mismo yacimiento o de alguna formaciónsimilar.

Diseño de prueba de potencial




Prácticas recomendadas. Pruebas realizadas con línea dedescarga o de escurrimiento son más adecuadas después de unalimpieza. Para determinar tipo de prueba, considerar:

oCuestiones ambientales y de seguridad (zonas aledañas al pozo,poblaciones cercanas, % H2S, modelado de dispersión de laquema de gas, etc.

oObjetivos de la prueba.

oTipo de yacimiento (alta o baja k, mecanismo de empuje,características de la formación, deleznable, compacta, etc.)

oSe recomienda que los gastos y periodos de flujo esténdiseñados para reducir la quema de gas.

oTiempo de estabilización.





Prácticas recomendadas:

oLas pruebas que involucran quema a la atmósfera, no se debenprogramar para obtener información del límite de yacimiento.

oManejar altos gastos no incrementa el radio de investigación y

puede ocasionar arenamiento de los pozos o arrastrar elsustentante de la fractura.

oContrapresión, Profundidad del pozo, y análisis del fluido.

oMedidores de presión seleccionarlos de acuerdo a los gastos ypresiones esperados.



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Prácticas recomendadas:

oCaracterísticas del pozo (presencia de hidratos, descarga delíquidos, etc.).

oTipo de estimulación.

oConificación (limitaciones del decremento).

oTamaño del equipo de prueba.

oCoeficiente de almacenamiento (cierre de fondo).

oEfectos de interferencia debidos a otros pozos del campo.

oPruebas de superficie, si es conveniente medir la presión encabeza y convertirla a presión de fondo.



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Requiere de una presiRequiere de una presióón de yacimiento estn de yacimiento estáática y la estabilizacitica y la estabilizacióónnde tres o cuatro gastos. Provee un buen radio de investigacide tres o cuatro gastos. Provee un buen radio de investigacióón,n,en ocasionesen ocasiones resulta una prueba demasiado larga teniendo comoresulta una prueba demasiado larga teniendo comoconsecuencia quema excesiva de gasconsecuencia quema excesiva de gas..

Prueba de flujo convencional

p

t

tpR

pwf1pwf2

pwf3 pwf4

q1

q2

q3

q4

qSC

Diagramas de presión y gasto para una prueba convencional


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Requiere de una presiRequiere de una presióón estn estáática del yacimiento, un periodo detica del yacimiento, un periodo deflujo de duraciflujo de duracióón fija, seguido de un cierre hasta que la presin fija, seguido de un cierre hasta que la presióón sen seestabilice otra vez. Esta secuencia de flujo y cierre a una presestabilice otra vez. Esta secuencia de flujo y cierre a una presiióónnestabilizada se repite tres o cuatro veces, finalizando la pruebestabilizada se repite tres o cuatro veces, finalizando la pruebaacon un periodo de flujo extendido hasta alcanzar la estabilizacicon un periodo de flujo extendido hasta alcanzar la estabilizacióón.n.

La prueba es demasiado largaLa prueba es demasiado larga..

Prueba isocronal

p

t

t

pR

pwf1 pwf2 pwf3

pwf4

q1

qSC q2

q3

q4

Gasto extendido

pwf5

Diagramas de presión y gasto para una prueba isocronal


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Prueba isocronal

Gr Gr ááfica defica de pp22 vs.vs. qqscsc

Análisis de la información


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Gr Gr ááfica defica de ψψ--bqbqss22 vs. qvs. qscsc

Prueba isocronal Análisis de la información


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Inicia con el pozo cerrado, registrando la presiInicia con el pozo cerrado, registrando la presióón estn estáática deltica delyacimiento; posteriormente se fluye y se cierra por periodos deyacimiento; posteriormente se fluye y se cierra por periodos de igualigualduraciduracióón, finalizando la prueba con un periodo de flujo extendido hastan, finalizando la prueba con un periodo de flujo extendido hastaalcanzar la estabilizacialcanzar la estabilizacióón.n.

Prueba isocronal modificada

p

t

t

pR

pwf1

pwf2 pwf3

pwf4

q1

qSCq2

q3

q4

Gasto extendido

pwf5

pws1

pws2pws3 pws4

Diagramas de presión y gasto para una prueba isocronal modificada


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Gr Gr ááfica defica de pp22 vs. qvs. qscsc



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Gr Gr ááfica defica de ψψ--bqbqss22 vs.vs. qqscsc


P b d l


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Prueba de un solo punto

Gr Gr ááfica defica de pp22 vs.vs. qqscsc


Requiere de un gasto estabilizado y la presiRequiere de un gasto estabilizado y la presióón de fondo medida antes den de fondo medida antes decerrar el pozo e iniciar el incremento. Esta prueba se usa cuandcerrar el pozo e iniciar el incremento. Esta prueba se usa cuando se conoceo se conoceel factor de turbulencia.el factor de turbulencia.

Gr Gr ááfica defica de ψψ--bqbqss22 vs.vs. qqscsc

P b d t i l l b


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Prueba de potencial en la cabeza

Gr Gr ááfica de (fica de (pptsts22 -- pptf tf 2

2) vs.) vs. qqscsc


En ocasiones es conveniente medir presiEn ocasiones es conveniente medir presióón en cabeza, convertirla an en cabeza, convertirla a

presipresióón de fondo medianten de fondo mediante Cullender Cullender & Smith o alguna ecuaci& Smith o alguna ecuacióón de flujon de flujode gas comode gas como PanhandlePanhandle..

Gr Gr ááfica defica de pptf tf vs.vs. qqscsc

Pr ebas sin estabili ar


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Análisis simplificado de pruebas isocronales

Predecir potencial estabilizado para yacimientos que no logranestabilizar aún después de cien o más horas de flujo, o en pozosnuevos que no están ligados a instalaciones de producción antes dela prueba y el gas debe quemarse.

Estimación del potencial absoluto del pozo a partir del transitorio depresión y la presión promedio del yacimiento, mediante laevaluación de parámetros de Forcheimer (a y b) y la ecuación de

contrapresión (C y n), usando estimaciones del área de drene. Estametodología puede usarse tanto en pozos de gas como de aceite.

Pruebas sin estabilizar

(Brar y Aziz 1978), (Kabir & King 1995)

Pruebas de potencial para pozos de gas


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Para determinar el potencial y definir que tan rentable puede serun pozo productor de gas, se propone una metodología queevita venteo o quemas excesivas de gas. Prueba isocronalmodificada con gastos pequeños, evitando el venteo o quema

excesiva y además analizar el incremento simultáneamente paradeterminar propiedades del yacimiento, y suprimir el últimoperiodo de flujo en el que normalmente se intenta alcanzar laestabilización. Este procedimiento se basa en métodos de Brar y

Aziz, y, Kabir y King.

Pruebas de potencial para pozos de gas

no fracturados y fracturados

(SCTET 2005)

P i d F d P b d t i l


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Es importante registrar las presiones de fondo fluyendopara cada estrangulador o por lo menos un registro de las

presiones de fondo fluyendo (con línea de acero lo cual esuna operación sencilla), para que con un ajuste delgradiente obtenido del registro se pueda hacer laselección de la correlación adecuada para determinar las

presiones asociadas a cada gasto y así poder tener unaidea más clara del potencial absoluto del pozo (AOF).

Presiones de Fondo para Pruebas de potencial

De la frecuencia de este tipo de pruebas


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Se recomienda realizar este tipo de pruebas en pozos de desarrollo

que inician su etapa de explotación considerando que es unaforma rápida y económica de obtener información.

También es recomendable una segunda prueba de potencial

después de algún tratamiento al pozo.

Aquellos pozos que carecen de instalaciones de producciónadecuadas y realizar pruebas en ellos implicaría quema excesiva

del gas producido; en estos casos se recomienda aplicar métodosque no requieran del periodo de flujo extendido.

De la frecuencia de este tipo de pruebas

De los casos de aplicación de pruebas de potencial


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De acuerdo al tipo de pozo y sus condiciones, se recomienda la realización depruebas de potencial dentro de los 3 primeros meses después de poner elpozo a producción en:

o Pozos nuevos.- Estimar la capacidad productiva del pozo en función de la

presión de descarga en la línea.

o Pozos reparados con intervalos nuevos.- Estimar la capacidad productivade los intervalos reparados y de los intervalos nuevos puestos a

producción.

o Pozos re-disparados. – Estimar la capacidad productiva del intervaloredisparado.

o Pozos en los cuales se haya aislado algún intervalo productor.- Estimar lacapacidad productiva del intervalo o intervalos activos.

o Pozos para ser estimulados matricialmente.- Estimar la capacidad

productiva antes y después del tratamiento.

De los casos de aplicación de pruebas de potencial

Aseguramiento de la calidad


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• Información del medidor de presión• Debe escogerse considerando que el valor de presión a ser

medido, esté entre el 60 y el 90 % del rango de la herramienta.

• Deberán probarse antes y después de cada prueba paraasegurarse que el registrador de presión está funcionandoadecuadamente.

• Deberán colocarse en serie para registrar el comportamientode dos medidores y corroborar la veracidad de lasmediciones.

• Si el medidor muestra sensibilidad a T o si la T del yacimientoes mayor de 95 ºC, un medio de regulación de T deberá estardisponible para que estas correcciones puedan hacerse en los

cálculos subsecuentes.




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• Información del medidor de presión

• Cuando el medidor regresa a superficie, deberá fijarse a laprofundidad de referencia nuevamente.

• Cuando se observe una mayor discrepancia, alguna condiciónque puede haber causado un deslizamiento o una deformaciónelástica de la línea o cable deberá reportarse.

• Se deberá leer el termómetro de máxima, y registrar el valor;inmediatamente que la bomba ha sido retirada del pozo.

• Cuando los medidores no se pueden introducir hasta el nivelmedio del intervalo productor, el medidor se bajará hasta laprofundidad permisible más segura.




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• Se debe verificar que los equipos superficiales de medición defluidos cuenten con un certificado de calibración y que durantela operación, en el caso de utilizar equipo convencional, no

existan oscilaciones que introduzcan un error apreciable en lamedición. La precisión de la medición de los volúmenes defluidos producidos o inyectados al pozo, es mucho menor quela precisión de la medición de la presión de fondo del pozo.

• Se debe verificar que durante la medición del flujo del pozo secontabilice en forma adecuada el agua producida. En algunasocasiones (al operar separadores trifásicos), dicha agua es

enviada durante la medición, a la presa de quema y no secontabiliza como volumen producido por el pozo.

• Todos los medidores de presión deberán contar con su

registro de calibraciones.




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• Se recomienda que durante las operaciones de cierre de pozo, setome un gradiente estático, lo que ayudará a determinar si alguna

de las herramientas ha quedado dentro de la fase líquida o no.

• Se debe asegurar que el ritmo de adquisición de datos de lasherramientas de fondo sea el adecuado para las condiciones y

etapas de la prueba que se esté supervisando.

• Medición de gas

La práctica de aforar pozos de gas abriéndolos a la atmósfera noes recomendable y ocasionalmente se usa en pozos, en dondelas presiones son bajas y los gastos de gas pequeños.

g



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• Medición de gas (continuación)

Para el caso de pozos de alta presión o pozos de gas y condensado,

la diferencia importante con respecto a pozos de baja presión es elcuidado en la toma de datos. El efecto de los líquidos es máspronunciado en los pozos de alta presión que en los de baja.Consecuentemente se deberá tener mayor cuidado en la medición de

las RGL en los de alta presión. Es necesario determinar la RGL paracada gasto en una prueba de contrapresión. Si RGL no es constantedurante la prueba, probablemente el pozo está acumulando líquido oestá descargando líquido. En cualquier caso la prueba no es

aceptable y el pozo deberá limpiarse para fluir a altos gastos y probarel pozo a gastos suficientemente grandes para mantenerlo libre delíquido. Efectos de T durante la prueba de pozos de alta presión,pueden ocasionar problemas de interpretación, debido al

enfriamiento del gas en el pozo.

g

Manejo de la información


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La información a respaldar :

• Notas de campo. Esto incluirá un reporte de la secuencia deeventos, un registro de las presiones en la cabeza, tiempos,temperaturas, tamaños de estrangulador y cualquier informaciónque se considere puede repercutir en el análisis de la prueba. Un

diagrama esquemático del equipo de prueba en el cual tambiénse indica la localización de los puntos de medición de la P, T ylos gastos. Cualquier problema o anomalía ocurrida, como laformación de hidratos o la depositación de sulfatos, arrastre de

arena y/o sustentante de la fractura y cualquier detalle relevante.

• Información determinada a partir de los resultados de la prueba.

j



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Informe final.- Elaborado por especialista de Pemex o cía. de servicio:

Resumen: tipo de prueba, nombre del pozo y Activo, objetivo de laprueba, cias de servicio involucradas, datos del supervisor de Pemex.

Programa original de la prueba.

Listado de equipos superficiales y sus características (número de

separadores y sus capacidades, manifold de estrangulamiento, unidadde registros, grúa, tanques de almacenamiento, etc.).

Diagrama esquemático con distribución superficial de los equipos.

Diagrama del estado mecánico del pozo mostrando la ubicación deherramientas, asentamientos de TR, zonas disparadas.

Listado de sensores de P y T utilizados en la cabeza del pozo



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Informe final:

Listado herramientas de medición de P y T y equipos de fondo, con:número de serie, fecha última calibración, tipo de la herramienta,

modelo, rango de presión, precisión, resolución, etc.

Bitácora de la operación.

Certificados de calibración de herramientas de fondo, sensores de P y Tde la cabeza del pozo y medidores de flujo.

Información adicional para análisis: Pi, Psat, factores de volumen,espesor neto, , re, diámetro del agujero, Cf, µ

Discusión sobre análisis de la prueba y resultados obtenidos en relacióna caracterización estática y dinámica como el daño, kh, característicasde las fracturas, y distancia a fallas o fronteras

Conclusiones


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Se recomienda recabar la mayor cantidad deSe recomienda recabar la mayor cantidad deinformaciinformacióón para hacer una seleccin para hacer una seleccióón adecuada deln adecuada deltipo de prueba a efectuar.tipo de prueba a efectuar.

La planeaciLa planeacióón de la prueba y las pr n de la prueba y las pr áácticas de campocticas de campoinfluyen en los resultados.influyen en los resultados.

La mediciLa medicióón de los gastos es un factor importante yan de los gastos es un factor importante ya

que implica el 50% de la informacique implica el 50% de la informaci

óó

n.n.

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