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INDICE

INTRODUCCION__________________________________________________ 3

UNIDAD 9: TÉCNICAS DE INTERPRETACIÓN DE REGISTROS DE PRESIÓN-PRODUCCIÓN ___________________________________________________ 4

9.1 MÉTODO DE HORNER___________________________________________6

9.2 MÉTODO DE MDH _____________________________________________10

9.3 ANÁLISIS POR MEDIO DE CURVAS TIPO__________________________11

9.4 ANÁLISIS POR MEDIO DE INTEGRACIÓN __________________________

CONCLUSION ___________________________________________________

BIBLIOGRAFIA __________________________________________________

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INTRODUCCIÓN

a partir de los datos de registro del pozo, datos de producción o inyección, descripción de las herramientas usadas y parámetros del hidrocarburo, permite determinar la distribución vertical de los fluidos producidos o inyectados, mediante la aplicación de un esquema de interpretación.

El esquema cuenta con métodos y cartas para la calibración de las herramientas de registro, correlaciones PVT para determinar las propiedades de los fluidos.

La necesidad de los registros de producción se incrementa a medida que más campos petroleros pasan a recuperación secundaria y terciaria. En estas etapas avanzadas de la producción, la eficiencia de barrido del yacimiento es a menudo crítica y los registros de producción son uno de los pocos medios disponibles para determinar la distribución vertical de los fluidos inyectados o producidos. Asimismo, la perforación y el adecuado completamiento del pozo es vital para el desempeño eficiente del reservorio y, una vez más, el registro de producción es el principal método de evaluación del pozo.

Las diferencias más importantes de los procedimientos matemáticos de análisis de pruebas de presión entre pozos de gas y pozos de petróleo están relacionadas con la consideración de ciertos factores particulares como el flujo non – darcy, el efecto pseudo skin ó las pruebas de deliverability que son más determinantes en pozos de gas .Sin embargo los principios básicos que sustentan los cálculos matemáticos son similares en ambos casos. El análisis de pruebas de presión es un procedimiento que se utiliza para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de producción ó de perforación.

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UNIDAD 9: TÉCNICAS DE INTERPRETACIÓN DE REGISTROS DE PRESIÓN-PRODUCCIÓN

Los primeros elementos de medición de presiones registraban un solo punto de presión.Los instrumentos de medición continua de presión fueron introducidos en 1930.

Desde el punto de vista operacional y de campo, una prueba de presión reside en la adquisición de datos de presión, producción y muestra del fluido a condiciones de pozos (aperturas y cierres) controladas. La completación del pozo objeto de prueba puede ser temporal o permanente.

Por lo general las pruebas de presión consisten en inducir cambios en la tasa actual de producción del pozo o pozos del campo, lo que perturba o cambia las condiciones dinámicas presentes (presión, flujo) asociadas con el área de drenaje del pozo. El análisis de los cambios de presión y flujo en función del tiempo permite la determinación de los parámetros del yacimiento. Dependiendo de las características dinámicas del yacimiento, es posible el logro de todos los objetivos de evaluación propuestos, siempre y cuando la duración de la prueba y el procedimiento usado en la realización de la misma lo permitan.

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Los objetivos de las pruebas de presión varían de acuerdo al pozo donde se lleven a cabo; en pozos exploratorios las pruebas de presión se utilizan con la finalidad de confirmar las hipótesis de exploración y concretar los primeros pronósticos de producción. En pozos de desarrollo, se realiza para refinar la descripción previa del yacimiento y del pozo, confirmando las características previamente estimadas. En pozos de avanzada, el objetivo es ajustar el modelo del yacimiento y evaluar las necesidades de posibles tratamientos al pozo (fracturamiento, control de arena, estimulación, perforación estratégica, diseño de completación, entre otros), para ello se monitorea constantemente la presión promedio del yacimiento.

Los registros de producción permiten

Incrementar la producción de hidrocarburos Disminuir producción de agua / gas Detección de problemas mecánicos Detección de intervalos dañados Identificación de Intervalos no productores Evaluación de la efectividad de la perforación o completación del pozo asi

como la caracterización del daño. Incremento de ganancias

Existen diversas técnicas modernas para la realización de las pruebas de presión, pero las principales son:

Prueba de decremento (“drawdown test”). Medición y análisis de datos de presión obtenidos después de que un pozo es puesto en producción.

Prueba de incremento. Medición y análisis de datos de presión obtenidos después de que un pozo productor ha sido cerrado.

Prueba de inyectividad. Medición y análisis de datos de presión obtenidos después de que un pozo inyector ha comenzado a introducir fluido al yacimiento.

Prueba de decremento en pozos inyectores (“falloff test”). Medición y análisis de datos de presión obtenidos después de que un pozo inyector ha sido cerrado.

Registros de Producción

A pesar de que los registros de producción (production log), son generalmente ejecutados para diagnosticar problemas en el fondo del pozo cuando se presentan anomalías en las tasas de flujo de superficie, estas herramientas pueden ser usadas durante pruebas transientes de fondo del pozo para determinar propiedades del yacimiento. En esencia, medir la tasa de flujo en el fondo del pozo, justo por encima de la zona productora, permite una mejor interpretación debido a que los problemas de almacenamiento son casi eliminados. Los análisis

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de estos transientes de flujo permiten estimar parámetros tales como permeabilidad, daño y presión a un determinado instante de la vida del yacimiento

Las herramientas de los registros de producción miden las tasas de flujo con mayor exactitud que los equipos en superficie, especialmente por cambios pequeños en las tasas.

9.1 Método de Horner

En 1951 Roland Horner presentó un método donde la superposición en el tiempo se simplifica: los periodos de flujo constantes son ignorados, y la presión de fondo del pozo cerrado es graficada en función a una relación logarítmica de tasas de tiempo donde incluye el tiempo de producción previo. Este método, surgió inicialmente para pruebas de declinación de presión, pero fue adaptado y aplicado exitosamente para pruebas de restauración. Horner consideró yacimientos infinitos y cerrados y demostró que una extrapolación de la tendencia lineal en la curva del grafico semilog a una razón de tiempo igual a la unidad, permite obtener la presión inicial del yacimiento (Pi), si el periodo de producción era corto. Además, Horner demostró que para períodos de producción largos en yacimientos limitados, la tendencia lineal podría ser extrapolada a una presión P*, esta presión no es la presión inicial ni tampoco la presión promedio (P) del yacimiento. Sin embargo, si el tiempo de producción es corto, entonces si se puede considerar Pi=P=P*

El comportamiento de la presión del yacimiento en la grafica semilog del método de Horner, se manifiesta como una tendencia lineal, de la cual se puede obtener parámetros característicos del yacimiento. Sin embargo, en la realidad, el comportamiento de presión se ve afectado por las condiciones del pozo y las heterogeneidades del yacimiento, generando una desviación del comportamiento general de los datos. El procedimiento para llevar a cabo este método se describe a continuación:

1. Graficar PWS vs log ((t+Δt)/Δt)

2. Identificar el periodo de flujo estabilizado, si existe este periodo, se calcula la pendiente de la recta “m” ubicada en dicha región (figura 2.16), y se estima la permeabilidad mediante la ecuación:

3. Extrapolar la recta (t+Δt)/Δt=1, la presión en este punto representa la pseudopresion estática del fondo del pozo (P*) para un yacimiento de extensión

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finita, o también representa la presión estática del yacimiento (Py), si se trata de

un yacimiento de extensión infinita.

4. Calcular el factor daño, a partir de la ecuación:

Donde: P1 hr = Presión a 1 hora, Lpc.

Pwf(Δt=0) = Presión de fondo fluyente inicial (a t =0),Lpc.

m = Pendiente, Lpc/seg. k = Permeabilidad, miliDarcy. Φ = Porosidad, fracción. μ = Viscosidad del fluido, cps.

Co = Compresibilidad total del sistema. Lpc-1.

Rw = Radio del pozo, pies.

Figura. Comportamiento de la Presión en grafico semilog según Hormer.

El método de Horner permite determinar la permeabilidad de la formación productora, el factor skin del pozo y la presión promedio del yacimiento

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Cualquier daño o estimulación se considera concentrado en la cara del pozo.

Figura. Gráfico de Horner

Fuente: Tomado del Software TWM durante el análisis de la prueba.

Fuente: Tomado del Software Saphir durante el análisis de la prueba..

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Datos calculados a partir del método de Horner:

Teniendo en cuenta las propiedades del yacimiento y del fluido.

Tabla 14. Propiedades yacimiento y fluido.

Se calcula la permeabilidad de la siguiente ecuación.

El valor correspondiente a la pendiente de la zona de flujo radial es de

m= 362,333.

El factor skin se calcula de la siguiente ecuación.

Del gráfico de Horne se lee la presión a una hora, extrapolando la línea recta de la región media (MTR) y entrando con el valor de sobre el eje de la abscisa y corta con el eje “y” ordenada, allí se lee el valor de la presión, siendo este valor de

tp (hrs) 3556

Porosidad 0.2058

μo(cp) 3,4

ct (psi-1) 1.50E-05

Bo (RB/STB) 1.1421

h (ft) 91

qo(STB) 15

rw (ft) 0.276

A (ft2) 1306800

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Teniendo en cuenta que la es la primera presión registrada al momento del cierre, se tiene que

Ejemplos:

1.-Gibson y Campbell presentaron datos de DST corridos en la formación Red delcondado Major, Oklahoma. El pozo se trató para trabajos de completamiento conaproximádamente 480 BPD. El gráfico de Horner se suministra a continuación.

q = 118 BPD ct = 8.2x10-6 psi-1 μ = 1.3 cpφ = 12 % B = 1.1 bbl/STB m = 1321 psi/cycle tp = 4 hr

A) Determine la permeabilidad

SOLUCION

a) PermeabilidadLa pendiente se da, la permeabilidad se obtiene de:

k=162.qµB

mh=

(162.6 )(118)(1.1)(1.3)(15 ) 1321¿

¿=138 md

2.- Los siguientes datos de presión fueron obtenidos del pozo Bravo-1 en West –Texas. Este es un yacimiento de calizas con influjo de agua únicamente en la porción del sur. Los datos geológicos indican la presencia de una frontera (Raven) al oriente del pozo.La propiedades de la roca y del fluido son las siguientes:

rw = 5 in h = 18 ft φ = 14 % ct = 22x10-5 /psi μ = 1.8 cp B = 1.31 bbl/STB Pi = 3750 psi ρ = 56.8 lbm/ft3 q = 180 BPD Np = 9000 STB

Encontrar: Permeabilidad del yacimiento, eficiencia de flujo y distancia a la frontera Raven, usando los métodos de Horner.

SOLUCION

Permeabilidad del yacimiento. En la Fig. 5.2 se da un gráfico de Horner (semilog de Pws vs. (tp+Δt)/Δt), donde tp = 24Np/q = (24)(9000)/80 = 1200 hrs. Tómese la porción de línea recta con pendiente m = 66 psi/ciclo (línea de comportamiento infinito). La permeabilidad de la formación será:

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k=¿ 162. q µB

mh=

(162 . 6 )(180)(1 .8)(1 . 31)(66 )(18)

=58.1 md

9.2 MÉTODO DE MDH (MILLER-DYES-HUTCHINSON).

La presión media del yacimiento puede ser estimada para regiones circulares cerradas o cuadradas de drene de los datos de la gráfica de MDH (pws vs log ∆t).

El método MDH para el análisis de la presión media del yacimiento se aplica directamente solo a pozos que estén operando en un estado pseudoestacionario después de haber hecho la prueba de incremento de presión.

Para utilizar el método MDH es necesario escoger cualquier tiempo conveniente sobre la línea recta semilogarítmica (∆t) y leer la correspondiente presión (pws).

Entonces se calcula el tiempo de cierre adimensional basados en el área de drene Es sugerido su uso para someter a la evaluación de un pozo en las primeras etapas de producción en pruebas de restauración de presión o de flujo. Se grafican el logaritmo de ∆t vs ∆p o p. Los gráficos que se muestran a continuación demuestran lo manifestado.

EJEMPLOS:

1.-El área de drene del pozo es de 1520 ft, y se escogió un Δt igual a 20 hrs de la sección de la línea recta de la gráfica de MDH mostrado en la siguiente figura:

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Gráfica de Muskat para el cálculo de la presión promedio del yacimiento.

Calculando el periodo adimensional de cierre basado en el área de drene se tiene:

ΔtDA

O .OOO 264 K Δt

φ µ0 c t A=O .OOO 264 x 8.4 x20

0.1 (0.65 )¿¿

De la curva superior de la figura 2-3, en el punto del valor anterior, el valor de pMDH es igual a 0.94. de la gráfica de MDH (figura 5.3) la pws a el t=20 hrs es 4379 psig y la m es igual a 70 psig/ciclo. Entonces utilizando la siguiente ecuación calculamos la presión media del yacimiento:

𝑝 = 𝑝𝑤𝑠 + 𝑚PDMDH t pDA

1.1513=4379+70 x

0.941.1513

=4436 psia

2.- Un pozo perforado en un campo con un espaciamiento uniforme de 40 acres ha producido por 10 días una rata promedia de 280 STB/D. El pozo se cierra para un estudio de restauración de presión. En los cincos días anteriores al cierre, la presión fluyente en la cabeza del pozo cae alrededor de 24 psia/día (1 psi/hr). La relación gas petróleo se mantuvo constante durante la producción. Los datos de la prueba se reportan en la tabla 3.1.a. Se cuenta con la siguiente información

B= 1.31 rb/STB µ = 2 cp h= 40 ft rw= 0.33 ft

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Tabla .a. Datos de presión para ejemplo de yacimiento desarrollado

Solución

Estime la Pext mediante:pext=pwf ( Δt=0 )−m¿ Δt=1123−(1 ) (0 )=1123 psia

Estime∆P* usando la presión observada menos la presión extrapolada;∆ P∗¿ pwf−pext=1123−1123=0 psia

allí se obtiene una pendiente de 159.34 psi/ciclo que permite estimar la permeabilidad 

k=162.2 qµB

hm=

162.6 (280 ) (2 )(1.131)40 (192.92)

=13.35 md

Como se conoce dP/dt , si se asume que el área de drene se aproxima a un círculo, (re = 745 ft) el producto φc se halla con la Ec.

dP(r , t)dt

= 1.79qBhϕc , rc2

ϕ c1=1.79 qB

hrc2

dpdt

=1.79 (280)(1.31)

¿¿

se puede observar que el corte,∆P*1hr = 1287.6 psi. El daño se calcula mediante la siguiente relación

S=1.1513[ Δpwf

m−log( k

ϕ µc ,rw2 )+3 . 2275]S=1.1513¿= 2.74

t, hr P ws psia p ext, psia ∆P*, psi [t*(∆P*)’]0 1123 1123 02 2290 1121 1160 666.5774 2514 1119 1395 225.8548 2584 1115 1469 97.372

12 2612 1111 1501 83.54916 2632 1107 1525 73.91620 2643 1103 1540 70.15724 2650 1099 1551 70.08830 2658 1093 1565 77.176

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9.3 ANÁLISIS POR MEDIO CURVAS TIPO

En general, una Curva Tipo es una solución a un problema con valor en el contorno relacionando, generalmente variables en forma adimensional, graficadas en un papel de características determinadas, normalmente log-log.

Durante la mayor parte de la década del 70 se usaron estas Curvas obteniéndose normalmente respuestas diferentes para un determinado problema. Sin embargo, se sugería el uso el método semi logarítmico para pruebas de flujo, y del método de Horner para pruebas de restauración de presión con el objeto de comparar y verificar respuestas numéricas. Las Curvas Tipo de Agarwal et al. desarrolladas para pruebas de flujo, se utilizaban también para analizar pruebas de restauración de presión usando una justificación

La Curva tipo de Gringarten et al. introducida en 1979, representa un paso muy importante dentro del análisis de pruebas de pozos. Por primera vez se presentaba una Curva tipo con indicación del final del efecto de llene, el comienzo de la línea recta semilog y cualitativamente, y cuantitativamente se podía obtener indicación sobre la condición del pozo. El problema de unicidad en la solución seguía presente y los mismos autores recomendaban efectuar el análisis conjuntamente con el método semilog o el método de Horner

 El método consiste en encontrar, dentro de una familia de curvas, la curva teórica que mejor coteje con la respuesta real que se obtiene durante la prueba de presión. Este cotejo se realiza en forma gráfica, superponiendo la data real con la curva teórica.

Estas soluciones gráficas se presentan en función de variables adimensionales (pD, tD, rD, CD).

Se basan en las siguientes ecuaciones:

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Problema de Unicidad: Se pueden obtener dos o más respuestas a un mismo problema, debido al desconocimiento en el valor de CD.

Curva tipo de   Gringarten   (1979) Recordando la relación entre la presión de fondo y el coeficiente de almacenamiento

Durante el período transiente

 Sumando y restando ln(CD)

 

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Esta ecuación describe el comportamiento de la presión en un pozo con efecto de almacenamiento y skin, durante el período de flujo transiente

Familia de Curvas Tipo que están caracterizadas por el parámetro CDe2S, representan diferentes condiciones del pozo, desde pozos estimulados a pozos dañados

Para Draw-down

Tomando logaritmos

  

Para Draw-downEstas ecuaciones indican que un grafico de log(Dp) vs. log(t) tendrá una forma idéntica y será paralelo a un grafico de log(pD) vs. log (tD/CD)Los puntos de ajuste, cuando se realiza el cotejo de la data real con la curva tipo, vienen dados por las siguientes constantes:

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 Para Restauración de PresiónEn este caso, en lugar de emplear el tiempo de cierre Dt se usa el llamado tiempo de Agarwal (Dte) o tiempo equivalente; esto para tomar en cuenta los efectos del tiempo de flujo antes del cierre.

 Procedimiento Método Curva Tipo de Gringarten

1.- Dependiendo de si la prueba es de drawdown o restauración, se grafica (pi-pwf) vs t (Drawdown) o (pws-pwf) vs Dte (Buildup) en escala log-log, con las mismas escalas de la curva tipo de Gringarten2.- Se chequea los puntos a tiempos pequeños para confirmar la linea recta de pendiente m=1 (presencia de almacenamiento). En este caso, se determina graficamente C.3.- Se estima el valor de CD

4.- Se superpone el grafico con la data de campo sobre la familia de curvas tipo y se desplaza la curva hasta que se encuentre una curva tipo que mejor se ajuste a los datos de la prueba. Se registra el valor de CDe2S para esa curva tipo [(CDe2S)MP]5.- A partir del cotejo se hallan valores arbitrarios de (pD,Dp)MP en el eje “y” y (tD/CD,t)MP o (tD/CD,Dte)MP en el eje “x”.6.- Con los puntos de cotejo se puede hallar k,kh (capacidad de flujo) y el factor de almacenamiento C. El efecto skin puede determinarse por la relación:

  

Valores del parámetro CDe2s para caracterizar condición del pozo 

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¿Cómo seleccionar una curva tipo?

Primero, se debe encontrar el modelo de interpretación que mejor represente el comportamiento dinámico del pozo y yacimiento durante laprueba. Este modelo deberá identificarse a partir de los datos dinámicos de la prueba de pozos porque es generalmente difícil predecir a partir de información estática.

La manera más eficiente de identificar el modelo es utilizar la derivada de la presión con respecto al logaritmo natural de alguna función del tiempo. Un gráfico log-log de la derivada de la presión vs. el tiempo, produce una curva cuyos componentes tienen características distintivas propias que son fáciles de reconocer. Dichas características son: Un máximo, un mínimo, una estabilización y una tendencia ascendente o descendente. El máximo se presenta a tiempos tempranos e indica efecto de almacenamiento y daño: mientras más elevado sea el máximo, más el pozo. Si no hay un máximo el pozo no tiene daño o está estimulado.

La estabilización indica flujo radial infinito y corresponde a la región de una línea recta semi-log en el gráfico de Horner o MDH(Miller, Dyes y Hutchinson).Un mínimo indica comportamiento heterogéneo. Una tendencia ascendente o descendente al final de los datos indica efecto de límites. El modelo completo de interpretación se obtiene de la combinación de varios de estos componentes.

¿En qué se diferencian las curvas tipo?

Para un modelo de interpretación dado, la solución a las ecuaciones de flujo es única, y las curvas tipo obtenidas de dicha solución deben ser todas idénticas. En la práctica, sin embargo las curvas pueden diferir en su presentación- por ejemplo., si se utiliza diferentes parámetros dimensionales o adimensionales- o por su rango de aplicación.

Como resultado, algunas curvas tipo no son útiles con los datos disponibles, o pueden ser más o menos convenientes para su uso. Pero aún si tienen apariencia diferente, las curvas tipo que correspondan al mismo modelo de interpretación darán los mismos resultados si todos cubren el rango de datos disponibles.

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¿Cómo comparar análisis de curvas tipo con análisis de los métodos convencionales?

Las curvas tipo describen el comportamiento del modelo de interpretación que corresponde al pozo y al yacimiento, e incluye los varios regímenes de flujo que sucesivamente dominan durante la prueba. Como resultado, el análisis de la curva tipo suministra todos los parámetros del pozo y

del yacimiento que se pueden obtener de las prueba de pozos. El análisis de los métodos convencionales por otra parte - y más generalmente, los métodos de análisis basados en una línea recta - son válidos solo para un régimen de flujo específico. Como resultado, aquellos suministran solamente parámetros característicos del pozo y del reservorio de ese régimen de flujo.

Si un régimen de flujo existe durante la prueba, el análisis correspondiente de la línea recta y curva tipo deben dar los mismos valores para los parámetros que caracterizan ese régimen de flujo. En tal caso, los métodos de la línea recta serán más fáciles de usar si las líneas están definidas con pequeña ambigüedad.

La dificultad con los métodos convencionales es determinar la existencia de un régimen de flujo en particular. En el análisis de la curva tipo, éste se realiza como parte de la identificación del modelo de interpretación. En el convencional el uso del método de análisis de la línea recta, por otra parte, no requiere otro paso preliminar. El régimen de flujo se presume que existe, cuando puede o no puede ser el caso; una línea recta aparente a través de un rango de datos no necesariamente prevé la existencia de un régimen de flujo específico.

Un análisis basado en líneas rectas erróneas puede producir resultados totalmente erróneos. La manera más eficiente de proceder es empezar con la identificación del modelo de interpretación, para evaluar todos los parámetros apropiados del pozo y del yacimiento con el análisis de curvas tipo, y entonces confirmar los resultados con el análisis de la línea recta si es aplicable.

Ejemplo 1:

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9.4 ANÁLISIS POR MEDIO DE INTEGRACIÓN

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CONCLUSION

Los registros de producción, como la mayoría de pruebas de pozo, se basan en medidas indirectas para obtener los resultados deseados. Estos consisten en adquirir los datos medidos por un conjunto de herramientas de registro dentro del pozo, para luego, mediante un proceso de interpretación de los datos, evaluar el caudal de flujo dentro del pozo o, en algunos casos, el completamiento del pozo.

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Un registro de producción, no necesariamente se toma durante la vidaproductiva de un pozo, sino, que se puede realizar durante la perforación, terminación y/o reparación, todo esto dependiendo de las necesidades de producción y/o objetivo del pozo, (Exploratorio o Desarrollo).

En la investigación encontramos que Una prueba de presión es una herramienta estándar para la caracterización del sistema pozo-yacimiento, ya que los cambios en la producción ocasionan disturbios de presión en el pozo y en su área de drenaje. Esta respuesta de presión depende de las características propias de cada yacimiento.

Las propiedades del yacimiento son determinadas por las pruebas de pozos, usando mediciones de dos variables, tasa de producción y presión del mismo

Durante la vida productiva del yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de las condiciones de los pozos productores.La caracterización del yacimiento es indispensable para la predicción de su comportamiento de producción.

Las pruebas hechas en pozos deben ser diseñadas, realizadas, validadas y evaluadas de acuerdo con la información que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones prácticas existentes.La prueba de presión representa un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar, de forma indirecta, algunas características del yacimiento.Consisten en generar una perturbación en el yacimiento, medir las respuestas y analizar los datos que constituyen el período de flujo transitorio.Constituyen la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.

BIBLIOGRAFIA

o ALVARADO DOUGLAS Ph.D. – Manual de análisis de pruebas de presión

en pozos. 2004.

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o McKinley, R. M., 1982. Production Logging. Paper SPE 10035 presented at

the 1982 SPE Intl. Petroleum Exhibition and Technical Symposium, Beijing, March 18-26.

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Society of Petroleum Engineers of Aime. Richardson, Texas. 154 p.o Yoris F., y Ostos M., “Geologia de Venezuela”, 1997, Publicado en

evaluación de pozos, Schlumberger, Surenco C.A, Venezuela.o SCHLUMBERGER. Production Log Interpretation. Schlumberger Limited.

USA. 1970