C2_Analisis_presiones.pdf

“Gestión de Estudios Integrados de Yacimientos”

Módulo III Análisis Convencional Convencional de Yacim Yacimient ientos os


CONTENIDO PROGRAMATICO Análisis de Comportamiento de Presión Presión  Objetivo  Generalidades  Tipos de Pruebas 

 Conceptos Zonas de

Tiempo Efecto de Almacenamiento Almacenamiento Efecto de Daño Capacidad de Flujo Respuesta de Limite del Yacimiento


CONTENIDO PROGRAMATICO Modelos

de Flujo * Flujo transitorio * Flujo semi-estable * Flujo estable Ecuaciones Básicas para el Análisis de Presión 

Métodos de Interpretación Interpretación * Análisis Semi logarítmico (Horner) * Método MBH * Método de Muskat * Curvas Tipo


CONTENIDO PROGRAMATICO 

Diseño de Pruebas de Presión



Aplicación del Análisis de Pruebas de Presión



Información requerida para el Análisis de Presiones



Metodología para la validación de las Pruebas de Presión.

Ejemplos

Prácticos



¿Qué permite el Análisis

de Presiones? Cuantificar la energía del yacimiento, caracterizar el sistema Pozo-Yacimiento, identificar las barreras o límites presentes.


Propósito y Usos de una Prueba de Pozo Las Pruebas de Pozos y su Interpretación, juegan un rol importante para la Evaluación de los Yacimientos

Existen varios tipos de pruebas: Algunas

son tomadas antes de la completación o de conocer la productividad del pozo (Ejemplo: DST, RFT, MDT, etc)

Otras

son tomadas durante la vida productiva del pozo ( Ejemplo: BUp, Drawdown, Estáticas, etc)


¿ Qué es una Prueba de Presión ? Consiste esencialmente en medir la respuesta de presión en el fondo del pozo, causada por cambios en la tasa de flujo. Cambios en la tasa de flujo 5000

4000

0

3000

2000

1000

0

Cambios en la presión de fondo


Determinar Parámetros de Yacimientos



Determinar Reservas



Identificar problemas presentes en el pozo



Definir Tratamiento necesario



Establecer Factibilidad Económica




¿ Por qué tomar una Prueba de Presión ? Descripción de Yacimientos

Evaluación de Yacimientos

Control y Monitoreo de Yacimientos


Parámetros que se obtienen de una Prueba de Presión 

Presión inicial y Promedio del área de drenaje (P i y Pprom)



Permeabilidad Efectiva de la formación (Ke)



Grado de daño a la formación (S)

 Tamaño 

del yacimiento

Respuesta sobre la Productividad del Pozo (IPR)

 Comunicación  Detección

entre pozos

de límites

Pwf Pwf

Pe Pprom


Tipos de Pruebas q

Prueba P

q

P

t q

q

P t

Declinación o Abatimiento de Presión (Drawdown): En esta prueba, un pozo que está estático, estable y cerrado es abierto a producción. La tasa de flujo durante la prueba, se supone constante. Prueba

P

de

de Restauración de Presion (build up): En esta prueba, un pozo que está fluyendo a una tasa estable, es cerrado. La tasa de flujo durante la prueba es constante e igual a cero.


Tipos de Pruebas P q

Prueba de Inyección: Es conceptualmente idéntica a la prueba de declinación, solo que el flujo entra hacia el pozo en lugar de salir de él. 

P -q t

Prueba de Declinación de Presión en pozos inyectores (Fall Off): Esta prueba mide la declinación de presión subsecuente al cierre de un pozo inyector. Es conceptualmente idéntica a una prueba de restauración de presión. 

P q

P -q t


Tipos de Pruebas Prueba de Interferencia: En esta, un pozo (perturbador) es producido y la presión observada en otro pozo (o pozos, observador). Son útiles para caracterizar propiedades del yacimiento a gran escala. 

q

P -q t

DST: Se emplean para probar un pozo nuevo y se llevan a cabo con el equipo de perforación en sitio. Por medio de la válvula de la herramienta se produce y cierra el paso de fluidos del yacimiento. 

P


Tipos de Pruebas en Pozos de Gas Pruebas Convencionales (flujo después de flujo)



Pruebas Isocronales



Pruebas Isocronales Modificadas



Pruebas del Punto Sencillo




Prueba Convencional de Flujo después de Flujo (Prueba de Contrapresión) Permite 

Seleccionar el comportamiento de

un pozo en función de una presión de afluencia a una presión promedio de yacimiento,

utilizando

diferentes

orificios. 

Comparar con otros pozos del área



Realizar

optimización

esquemas

de


Prueba Isocronal Normal El pozo está fluyendo a una Tasa Constante para un periodo dado, luego se cierra hasta que las presiones retornen a las Condiciones Iniciales Estáticas, para diferentes Tipos de Orificios. La última tasa se deja hasta que se alcance la Condición de Flujo Pseudo estacionario. Se usa cuando la Permeabilidad es Baja, de tal manera que la tasa no se estabiliza totalmente, y se cumple que se drena el mismo volumen de gas en iguales periodos de tiempo.


Prueba Isocronal Modificada Durante esta prueba en lugar de esperar que las Presiones retornen a niveles iniciales, la duración del cierre es equivalente al Periodo Fluyente. Para esta prueba se realiza el siguiente procedimiento Se coloca un orificio y se hace fluir el pozo. El

pozo es cerrado en intervalos de tiempo iguales a los de afluencia.

Se

cambia sucesivamente el orificio y se hace lo mismo que en los pasos 1 y 2

La

última afluencia es extendida.


¿ Cuándo y Por qué tomar una Prueba de Presión? Tipo de prueba DST

Interferencia, Pulso

Restauración de presión (Evaluación de Yacimientos) Restauración de presión (Gerencia de Yacimientos) Restauración de presión (Pre-fractura)

¿Cuándo?

Justificación/Objetivos

Antes de completar el pozo Antes de un proyecto de inyección Después de la completación inicial Cuando preocupa la inyectividad o productividad

Estimar la presión inicial del yacimiento, determinar la capacidad productiva de las arenas y tomar muestras del fluido del yacimiento. Establecer la comunicación horizontal, determinar la permeabilidad direccional y la capacidad de almacenaje de hidrocarburos del yacimiento. Obtener estimados de la presión inicial, límites de yacimiento, capacidad de flujo y efectos en la vecindad del pozo (daño) Determinar la causa del problema de baja productividad o inyectividad: baja permeabilidad, daño o baja presión.

Antes de realizar fracturamient o hidráulico

Obtener datos para el diseño de la estimulación y describir el yacimiento


¿ Cuándo y Por qué tomar una Prueba de Presión? Tipo de prueba

¿Cuándo?

Justificación/Objetivos

Restauración de presión (Post-fractura)

Después del fracturamiento hidráulico

Analizar efectividad del tratamiento

Presión Estática

Después de completado el pozo o cuando se requiera

Determinar la Presión de Yacimiento para control y monitoreo de la capacidad de productividad

Isocronales en Pozos de Gas

Después de completado el pozo o cuando se requiera

Para determinar la capacidad de entrega de gas en función de una contrapresión dada



Zonas de Tiempo en una Prueba de Presión Respuesta Temprana: Se puede investigar la condición del pozo y los Efectos de Almacenamiento Respuesta Intermedia: Se investiga el Tipo de yacimiento y el producto k*h ó Capacidad de flujo Respuesta Tardía: Se investiga los Efectos de Límite.

) c p l ( n o i s e r P

Al macenamiento

Transición Yacimiento actuando infinitamente

Respuesta temprana Efectos en la tubería

Respuesta intermedia

Efectos de frontera

Respuesta tardía Log t (hrs)

Vecindad del pozo y Límites y barreras yacimiento


Zonas de Tiempo Temprana Temprana

Tardía Intermedia

Intermedia

Tardía


Efecto de Almacenamiento Pozo cerrado en superficie

Movimiento de fluidos en la tubería, aun despues del cierre en superficie

En la práctica, aun cuando el pozo este cerrado en superficie, el fluido continua fluyendo desde la cara de la arena al pozo por algún tiempo, hasta que la presión hidrostática de la columna de fluido se equilibre con la presión de yacimiento. 

En una representación gráfica de escala semilogaritmica de la presión registrada como función del tiempo, se observa el efecto de almacenamiento en la respuesta de presión medida 

Arena poductora A l m a c e n a m i e n t o

Transición

Respuesta te m p r a n a

Las dos causas más comunes de almacenamiento son la expansión del fluido y el cambio de nivel de líquido en la tubería. 



Se expresa en función del Coeficiente de

Almacenamiento C (Bls/lpc)


Efecto de Daño (st) Pozo desviado

w

disparos

h

hw

k Zona de permeabilidad no alterada

ks

Zw Zona de permeabilidad alterada

Líneas de flujo

El Factor de Daño cuantifica el conjunto de factores que alteran la productividad de un pozo. Las Pruebas de Presión permiten obtener el Factor de Daño Total (st ). Existen múltiples algoritmos para “descomponerlo” en sus partes e identificar detalladamente los causales de la alteración de la productividad del pozo.



st  sd  sc   s p  pseudo daños


Efecto de Daño (st) p ks << k

Pozo sin daño

pS Pozo con daño k S r S

k

S= r w

k h

141.2 q

pS


¿Que factores producen el Efecto de Daño (St)? 

Factor de Daño de Formación (Sd)



Factor de Daño de Completación y Desviación (Sc+ θ)

 Factor

de Daño debido a la Perforación (S p)

 Pseudodaños

dependientes de la Fase y la Tasa de Flujo



st  sd  sc   s p  pseudo daños


Visualización del Efecto de Daño (St)

Respuesta de un pozo con efecto de almacenamiento, pero sin daño


Respuesta “ideal” de un pozo (sin efecto de almacenamiento ni daño) Respuesta “real” de un pozo (con efecto de almacenamiento y daño) Respuesta de un pozo sin efecto de almacenamiento, pero con daño

Log t (hrs)


Capacidad de Flujo (Kh) Este parámetro es crucial en la determinación de la capacidad de entrega de fluidos del yacimiento  Pendiente (lpc/ciclo) Permeabilidad (md) Factor de daño


Se determina del Análisis del Gráfico Semilogarítmico de Presión como función del tiempo, a partir de la Pendiente de la Recta que se observa en el periodo de flujo radial (yacimiento actuando infinitamente). 

Flujo radial

Log t (hrs)

m

162.6 q B 

K h

Es importante comenzar el análisis considerando el efecto de almacenamiento para asegurarse que se selecciona la línea recta apropiadamente. 


Respuesta de Límites del Yacimiento 

Los Tipos de Límites de Yacimiento considerados comúnmente son: Límites Impermeables  Límites de Presión Constante 

En Sistemas Cerrados, el disturbio de presión se transmitirá hasta que alcance todos los lados, a partir de ese momento la declinación de energía se asemejará a la que tuviera lugar en un tanque cerrado al que se remueve fluidos lentamente. 

P PD

tD/CD

t


Respuesta de límites del yacimiento 

En el caso de Barreras Impermeables de tipo estratigráfico o estructural, la respuesta de presión no es estrictamente la de un sistema cerrado.



Cuando la energía del yacimiento es soportada por intrusión de agua, capa de gas o inyección de un fluido, se presenta un límite de Presión Constante. Límites impermeables P P

D

tD /C

t

D

Presión Constante P

P

D

tD /C

t D


P

Flujo Transiente Yacimiento Infinito

P  P  wf

Flujo Semiestable

i

 q   K t  ln . 0 80907   4  K h    C r  2

w

Flujo Estable P  P  wf

i

3 q   2 t r   ln 2  K h  r 4  DW

eD

2

eD

m

P q  t  C h  r wf

2

e

t



Modelos de Flujo Flujo Transiente: Ocurre cuando el comportamiento de presión es esencialmente el mismo que el de un yacimiento infinito. CONDICIONES INICIAL : P = Pi EXTERNA : Yac. Infinito INTERNA : Tasa Constante de Flujo


Modelos de Flujo Flujo Semiestable: Ocurre cuando la caída de presión es una función lineal del tiempo. No hay flujo a través del límite exterior del yacimiento CONDICIONES INICIAL : P = Pi EXTERNA : Yac. Finito sin flujo INTERNA : Tasa Constante de Flujo


Modelos de Flujo Flujo Estable: Ocurre en yacimientos con presión constante en el límite exterior. Durante este período, la presión se vuelve independiente del tiempo. CONDICIONES INICIAL : P = Pi EXTERNA : Yac. Finito, P = Cte. INTERNA: Tasa Constante de Flujo



Ecuaciones Básicas para el Análisis de Presiones 

Conservación de la Masa



Conservación de la Energía

 Conservación  Ley 

de Momento

de Darcy

Condiciones de Equilibrio

 Ecuaciones

de Estado y Propiedades de los Fluidos y Roca


Yacimiento Homogéneo e Isotrópico ( Ejemplo: K y h constantes en espacio y tiempo)  Yacimiento Infinito  Compresibilidad de Fluido pequeña ( Ejemplo: C,  ,  son constantes)  Efecto de Gravedad despreciables  Yacimiento Horizontal  Fluido Monofásico  Gradientes de Presión pequeños  Flujo Laminar  Régimen de Flujo Radial 


Ecuaciones Básicas para Análisis de Presiones Aplicando Balance de Masa sobre el elemento finito de geometría, se obtiene la Ecuación de Continuidad Pozo 1 

r r

r  v    r

    t

ρvr

La Ley de Darcy viene expresada por: ρvr +

V  r

-

K  p

h

θ

 r

Considerando, la Compresibilidad del Fluido Constante y combinando estas dos ecuaciones y expresándola en función de densidad, para un gradiente de presión pequeño, se obtiene la Ecuación de Difusividad

Δ(ρvr)

r

p r



2

2



Δr

1  p

(

) r r



 ct

k

r

(

 p t

)


Ecuación de Difusividad Describe la transmisión de presión en un medio poroso que está saturado de un fluido ligeramente compresible.

p r



2

2



1  p

(

) r r



 ct

k

r

(

 p t

)

Suposiciones a esta ecuación son: Aplica la Ley de Darcy   , K, μ y Compresibilidad (C) son Constantes  Compresibilidad del Fluido es pequeña (no válido para gases)  Gradientes de Presión en el yacimiento son pequeños  Flujo Monofásico  Efectos Gravitacionales o térmicos son despreciables 


Ecuación de Difusividad Las soluciones a esta Ecuación han sido desarrolladas para una variedad de Casos Específicos y Configuraciones de Yacimientos. Estas soluciones son los Modelos que se emplean para ajustar la Respuesta del Yacimiento e inferir los Parámetros del Yacimiento que no son conocidos.

POZO


Ecuación de Difusividad (Adimensional)  2 p D 2

 r D



1

 p D

r D  r D



 p D  t D

Parámetros Adimensionales Presión

p D 

khp 1412 . qB

Tiempo

t D 

0.000264kt

 ct r w

2

Radio r D



r r w


Solución adimensional P D t D  

1 2

ln t

D

 0.80907 

Solución (espacio real)

  k t ln P r 0 , t   Pi   0.80907   2 4  k h    C r  q


Para la presión en el pozo (r = r w)

 q   K t  0.80907  ln P  P   4  K h    C r  wf

i

2

w


Solución para Yacimientos Circulares limitados

q   2 t P  P   2  K h  r

DW

wf

i

2

eD

3

 ln r   4 eD

Solución para yacimientos con P = Cte, Flujo Estable

q   r  P  P  ln  2  K h  r  e

wf

i

w



Evolución de los Métodos de Interpretación de Presión Métodos Convencionales Horner,MDH, Muskat y MBH Everdingen y Hurst Primera Muskat Curva Tipo Método Semilog de Ensayo y Error

70’s

Introdujo Efecto de Daño y P*

1937

Curvas Tipo Agarwald y Gringarten

80’s

1950 1949

Método de la Derivada Bourdet


Interpretación de Prueba de Presión PERIODO 1

PERIODO 2

PERIODO 3

PERIODO 4

LOG Δ P EFECTO

FLUJO

FRACTURA

ALMACENAMIENTO

PENETRACION PARCIAL

RADIAL HOMOGENEO

FISURAS MULTICAPAS

LOG Δ T

LIMITE

PRESION

CONSTANTE SISTEMA

CERRADO


Análisis Semi logarítmico de Horner Método que permite el Análisis de Restauración de Presión, a partir del gráfico de Presión de Fondo de Cierre (Pws) vs. la Función Lineal de Log (t + Δt)/ Δt Permite identificar Fallas Geológicas y la Presión Estática del Yacimiento usando la información del Flujo Transiente


Análisis Semi logarítmico de Horner

P* n ó i s e r P

k  162.6

m 1000

100

Tiempo de Horner

10

tp  t t

qB mh 1


INTERPRETACIÓN


INTERPRETACIÓN


INTERPRETACIÓN Condiciones Iniciales

m=4 q = 1000 bnpd

Kh = 264550 (md*pie)

μ =

2.5 cps

Bo = 1.3 BY/BN

K (perforaciones) = 736 md K (arenas) = K (total) =

Espesores

1392 md

h (perforaciones) = 50 pies

md= h2645 (arenas)

95 pies

h (total) =

180 pies


Recta semi logarítmica de Horner (desviaciones) Pozo Dañado

Yacimiento Estratificados

Pozo Cerrado con Límite Impermeable


Método Matthews, Brons y Hazebroeck (MBH) Permite determinar la Presión Promedio del Área de Drenaje (p prom), a partir del Periodo Transiente de presión y de la Presión Extrapolada de Horner (p*).

K h *  P    P     . q   70 6 ___

P

D MBH

PDMBH es función del Tiempo Adimensional (t DA), está determinada para diferentes localizaciones de un pozo, con forma y área determinada.

t  DA

0.000264 K t

  Ct A


Método MBH Para usar este método: 

Se determina la presión (P*) de Horner, a partir del Gráfico Semilog

Se divide el yacimiento en áreas de drenaje para cada pozo. Una vez conocida el área y la forma del área de drenaje de un pozo, se estima tDA 

Se va al gráfico correspondiente al área de drenaje con t DA, se determina PDMBH 



Se calcula la Presión Promedio ( P ) ___

*

P  P 

m 2.303

P

DMBH


FACTORES FORMAS GEOMÉTRICAS Y POSICIÓN DE LOS POZOS


Método MBH


Método MBH Ventajas  

Requiere información sólo de la zona intermedia o MTR. Aplica a una gran variedad de áreas de drenaje.

Desventajas   

Requiere conocer la forma y el tamaño del área de drenaje. Estima parámetros del yacimiento (roca y fluido) que no siempre son conocidos ( , Ct) con exactitud. La figura apropiada debe seleccionarse de acuerdo con la forma del yacimiento y la localización del pozo en el yacimiento.


Método Muskat Es un Método de Ensayo y Error, donde se supone un valor de P promedio y se prepara el gráfico de log (P promedio - Pws) vs. Δt, de tal manera de obtener una Línea Recta 

Su rango de aplicación es muy limitado, solo aplica para altos tiempos de cierre (Δt)



Requiere de data afectada del límite de yacimiento para su aplicación



No requiere conocer el tamaño del yacimiento, ni la forma, ni la posición del pozo


Método Muskat

(P - Pw)

Asumido Alto


Método de las Curvas Tipo Se obtienen a partir de soluciones a las ecuaciones de flujo en el medio poroso bajo condiciones de borde e iniciales específicas. 

Generalmente

se expresan en términos de una Presión Adimensional vs. un Tiempo Adimensional. Dependiendo

de la complejidad del modelo de interpretación, se pueden generar una o más familias de curvas. Las

curvas tipo describen el comportamiento completo del modelo de interpretación correspondiente al pozo y al yacimiento e incluye los distintos regímenes de flujo que dominan sucesivamente durante la prueba, permitiendo obtener los parámetros del pozo y del yacimiento en una prueba de presión.


Curvas Tipo l a n o i s n e m i d A n ó i s e r P

CD

Si CD > 103 Pozo Dañado Si 5 < CD < 103 Pozo Sin Daño Si 0.5 < CD < 5 Pozo Estimulado Si CD < 0.5 Pozo Fracturado

Tiempo Adimensional


CURVAS TIPO DE GRINGARTEN Esta

curva es la base del análisis moderno de pruebas de

presión presión adimensional PD se grafica en función de tD / CD con el parámetro CDe2s, el cual identifica cada una de las curvas

La

Sirven

para identificar la duración de los efectos de almacenamiento y daño y permite el cálculo del tiempo de inicio del régimen radial de flujo (línea recta semi logarítmica)

También

permiten determinar la condición del pozo (dañado, estimulado, fracturado)


Curvas Tipo Gringarten


Curvas Tipo de Bourdet o “Derivadas” Representa una Curva Tipo de Flujo compuesta por dos familias de curvas de parámetros CDe2s, como son la Curva de Gringarten y su Derivada al multiplicarla por tD / CD 

Sirve para evaluar las Pruebas de Flujo y las Pruebas de Restauración de presión separadas, la derivada para evaluar el drawdown (ln t D) y la prueba de restauración de presión en un gráfico de ln (tD + ΔtD)/ΔtPD 


Metodología del Uso de las Curvas Tipo

t



g o L

K=Permeabilidad C =Constante de Almacenamiento 1000

100

10

Tiempo

1


Metodología de uso de las Curvas tipo


Comportamiento de las Curvas Tipo y la Derivada Ajuste con tres modelos


Características de la Curva Derivada


Diseño de Pruebas de Presión respuesta de presión se compone de diferentes partes que tienen un comienzo y un final dentro del lapso de duración de la prueba. Estos puntos de inicio y fin de los diferentes periodos de una prueba de presión dependen de la movilidad (k/ μ), la capacidad de almacenamiento (fcth) y l a transmisibilidad o capacidad de flujo (kh) y son independientes de la tasa de flujo. Var i abl es

Cl aves : La

duración de la prueba debe ser suficiente tal que se alcance la parte de la respuesta del yacimiento que se quiere investigar. El

de Ti emp o

ser de una magnitud suficiente para que genere un disturbio de presión tal que pueda observarse la respuesta de la parte del yacimiento que es de interés investigar. El Camb i o de

Tasa de Fluj o debe


Integración del Análisis de Presiones con el Modelo Estático Modelo Estructural  Detección 

de fallas Estado de las fallas (sellantes ó no sellantes)

Modelo Sedimentológico Canales preferenciales de flujo (Kh, Kh/  )  Continuidad de las arenas (Comunicación) 

Modelo Estratigráfico / Petrofísico Definición de Unidades de Flujo  Cambio de litología 


Integración del Análisis de Presiones con el Modelo Estático Modelo de Geomecánica  Estabilidad del Hoyo Ventana de Lodo  Fracturamiento (Hidráulico/Ácido) Control arena  Tasa Crítica (Pc) Modelo de Geoestadística  Mapas de Presiones, Capacidad de Flujo, etc.


Utilidad del Análisis de Presiones Ingeniería de Yacimientos Potencial

(IP = Q o/P). Eficiencia de Flujo Vida del Yacimiento (P vs N p) Estado de Agotamiento (Areal/Vertical) Extensión de un yacimiento Comunicación (Vertical/Areal), Tipo de Fluidos

(MBD) 600

Proyectos de Iny. Agua

60 40

200

AGUA

Validación

del Modelo Geológico Equiprobable (Cotejo Histórico)

20

PETRÓLEO

0

Simulación Numérica de Yacimientos

80

% AyS

400

1966

(% AyS)

0

1976

1986

1996


Utilidad del Análisis de Presiones Perforación / Completación Diseño

de la Ventana de Lodo Efecto Superficial, “Skin Factor” (S) Cañoneo Selectivo

Zona de permeabilidad alterada (k S)

Producción

Presión del pozo estimulado

Tasa

Crítica (Pc) Control Conificación Agua Diseño de Levantamiento Artificial Fracturamiento, Diseño

Zona de permeabilidad no alt erada (k )

P S

Estimulación

kS

de Instalaciones Subsuelo y Superficie

r S r w

Presión del pozo s in daño Presión del pozo dañado k r

P


Información requerida para la Validación de Presiones 

Historia de Producción y de Pruebas de Presión

 Datos

de Completación del Pozo



Datos de Análisis PVT



Datos de Información de Geología

 Datos

Geofísicos

 Información  Datos

de Registros de Formación

Petrofísicos



Corrección de la Presión al Nivel de Referencia (Datum) Pozo A Pozo B El Nivel de Referencia o Datum se determina a la mitad de la Zona de Petróleo, como el promedio volumétrico del Tope y Base de la Zona de Petróleo.

Gas

Nivel Datum

PD

Petróleo PA PB

Es muy útil cuando se utiliza el Dato de Presión en el Balance de Materiales.

Agua

Pp = PD ± (hp – Datum)* gradiente medido

“Gestión de Estudios Integrados de Yacimientos” Metodología

1. Elaborar gráficos de Presión versus tiempo, Presión versus Profundidad, identificar las tendencias y desviaciones. 2. Descartar valores por :  Errores de trascripción de los datos.  Efecto de la Inyección de Fluidos (pozos cercanos a los inyectores).  Medidas no representativas por condiciones de las pruebas, lo cual puede ser producto de: tiempo de cierre inadecuados, problemas operacionales, problemas mecánicos del pozo, regímenes de flujo inestables, entre otros.  Medidas que no pertenezcan al yacimiento, regiones, o zonas identificadas.


Metodología 3. Descartar valores de presión dentro de un mismo yacimiento referidos a diferentes planos de referencias. 4. Si es necesario realizar la Reinterpretación de Pruebas, se efectúa un nuevo análisis para definir su utilización o no dentro de la tendencia general. En esta reinterpretación debe tenerse en cuenta:  Modelo de Yacimiento a emplear  Regímenes de flujos presentes durante la prueba  Tipo de completación del pozo  Comportamiento de producción/ inyección, ubicación del pozo  Existencia de algún Evento Geológico cercano al área en evaluación en la respuesta de presión


Beneficios de los Parámetros obtenidos del Análisis de Presión

K*h Pi Límites

Ppozo < Pyac

Cuan rápido fluyen los fluidos al pozo: Espaciamiento, Estimulaciones Estado de Agotamiento Cerrado o abierto, Presencia de Acuíferos, Fallas, Barreras de K Efectos de la Perforación y Producción



Probador de Presión de Formación (RFT) Zapato Empacadura de goma Filtro ranurado

Es una herramienta que pone en comunicación un sistema para medir presiones y tomar muestras de fluido de la formación. Permite investigar las características estáticas y dinámicas del fluido de la formación.

Punta de prueba Valvula de filtro Patí n

Válvula ecualizadora Manómetro Pre – ensayo (1) Pre – ensayo (2) Reduct or Valvula de sello A la segunda camara de muestra

Valvula de sello A la primera camara de muestra

En cada bajada se obtiene: Un núm úmer eroo il ilim imit itad adoo de pr pree-en enssay ayos os co conn mediciones de presión hidrostática de la columna de lodo, presión de formación y estimaciones de permeabilidad. 

Dos muestras de fluido separadas o una sola muestra segregada y estimación de la perm pe rmea eabi bili lida dadd a pa part rtir ir de la lass pr pres esio ione ness de prueba. 

Confirmación, a partir de las presiones de preensayo, que se obtuvo un sello eficiente con la formación y que la permeabilidad es suficiente para tomar una muestra de fluido. 


Probador de Presión de Formación (RFT) revoque Empacadura de goma

Arena no consolidada Filtro ranurado Line Li neaa de fl fluj ujoo

Punt Pu ntaa de pr prue ueba ba

Punta de prueba cerrada inicialmente

Secuencia de operaciones

pistón

El tiempo que la herramienta esta asentada contra la formación puede variar de un minuto para un pre-ensayo de alta permeabilidad hasta varios minutos para una muestra de fluidos. 

Las únicas partes que están en contacto con la formación son el patín con empacadura de goma y el zapato de soporte. 

El resto de la herramienta no hace contacto para mi para mini nimiz mizar ar el rie riesgo sgo de at atas asca cami mien ento to po porr diferencial de presión 

Punta de prueba avanza en la formación

La válvula de filtro o filtro ranurado permite que so que solo lo en entr tree fl flui uido do ev evit itan ando do la en entr trad adaa de granos de arena u otro material sólido que podría obstruir la línea de flujo 

Pistón retrocede

Punta de prueba abierta, entrada de fluido


Probador de Presión de Formación (RFT) Presión Presión hidrostática inicial

Tiempo

Medidas de presión esii ón hi dr ost át i ca obtenida corresponde obtenida La pr es al peso de la columna de lodo a la profundidad de lectura. 

RFT Asentado DP1

DP2

Pre – ensayo (1) Pre – ensayo (2) Presión de cierre Incremento de presión después del pre - ensayo Camara de muestra abierta

Muestra ingresa al tanque

esiones iones d urant e los pr e – en enssayos :  Pr es

Las presiones diferenciales DP1 y DP2 referidas a la presión estática son proporcionales a la viscosidad del fluido e inversamente porporcionales a la permeabilidad. : La esii ón de cier r e  Pr es

curva de presión que se obt btie iene ne al fi finnal aliz izar ar el cic iclo lo de pr pree – en ensa sayo yo tiende hacia la presión estática verdadera de la formación. Incremento de presión después que la cámara esta llena RFT retraido

Presión hidrostática final

Incrr ement o de pr es esii ón :  Inc

La forma de la curva de presión al final del pre-ensayo es función de la viscosidad y compresibilidad del fluido, de la permeabilidad y porosidad de la formación y de la distancia a barreras de permeabilidad.


Probador de Presión de Formación (RFT) APLICACION Complementar y confirmar la información tomada con los registros de pozo. 

Determinación de tipo de fluidos y de interfases dentro del yacimiento (contactos). 

Identificación de barreras de flujo (horizontales y verticales). 

Investigación de flujo cruzado entre los estratos. 



Identificación de estructuras complejas


Probador de Presión de Formación (RFT) Determinación de tipo de fluidos Cambios en la pendiente de la curva presión profundidad (cambios de gradiente de presión) permiten diferenciar, por densidad, los fluidos presentes en el yacimiento.


Probador de Presión de Formación (RFT) Identificación

de Contactos de Fluidos

Identificación de interfases de fluidos

Variación del nivel de agua

Identificación de petróleo inmóvil



Barreras verticales

de Barreras de Flujo

Barreras horizontales



de Estructuras Complejas



de Flujo Cruzado


Registro de Gradiente Estático Presión versus Profundidad P (lpc ) 0

200

400

600

800

0 Gas 1000 2000 ) s e 3000 i p ( f o 4000 r P

5000 6000 7000

Líquido Lineal (Gas) Lineal (Líquido)

1000


Sensores Permanentes

Inyector

Productor

Productorr Observador

Observador

InterfaceInterfaces de Monitoreo con Usuario


Aplicaciones de los Sensores 

Gerencia del pozo y su producción



Evaluación y Gerencia del yacimiento



Optimización del Levantamiento Artificial

Beneficios Obtenibles 

Caracterización de Yacimientos



Operaciones de Producción



Control y Seguimiento


Conclusiones 

Un análisis de interpretación confiable, requiere la integración de diferentes disciplinas

El

diseño de la prueba debe ser realizado en función del objetivo de la misma

Es

importante realizar una buena caracterización de fluidos, para obtener valores acertados de parámetros de yacimientos

El

uso de programas especializados de análisis de prueba de presión son indispensables y necesarios en la actualidad

Es

necesario adiestrar personal calificado para interpretar pruebas de presión.



Tendencia de Presión del Yacimiento Información Disponible •Registros Estáticos •Pruebas de presión (Declinación, restauración, otras) •RFT

Depuración y análisis de consistencia de la información

Método de cálculo de la tendencia de presión. Pprom = f(t, Np) Consideraciones

Tendencia de la presión del campo por yacimientos

3500

3000

2500

2000 n ó i s e r P 1500

1000

500

0 1954

1960

1965

1971

1976

1982

Tiempo

1987

1993

1998

2004


Historia de Presión (Yacimiento) 3000

2500

2000

) a c p l ( n ó i s e r P

1500

1000

500

0 12/55

11/60

11/65

11/70

11/75

11/80

11/85

11/90

11/95


Tendencia Alta

PRESIONES BACHA-18 UNIDAD U7 (Alta) 3000

UNIDAD: U7 (No-commingled)

2500

2000

PRESIONES BACHA-18 Presión del Yacimiento UNIDAD U7

1500

3000 1000

2500

500 1955

1961

1966

1972

1977

1983

1988

1994

2000

1500

PRESIONES BACHA-18 UNIDAD U7 (Baja)

1000

3000

500 12/1955

08/1969

04/1983

12/1996 2500

2000 BA1355

1500

Tendencia Baja

BA_730

1000

BA1295

BA1155

500 1955

1961

1966

1972

1977

1983

1988

1994


UNIDAD: U7 (No-commingled) Tendencia Alta:

Baja Presión

Unidad: U7

• Próxima al acuífero/Inyección • Siempre > 2000 Lpc Tendencia Baja: • Alejada del acuífero. • Siempre < 1000 lpc • POZO1355 muestra tendencia media --> posible zona de transición Alta Presión


Gráficos Tipo de Comportamiento de Presión

Falla o borde

Estratificación o Fractura

Mobilidad de Fluidos



Limite de yacimiento

Interferencia

Segregación de fases en la tubería



Caso Ideal

Pozo Dañado o Estimulado

Fractura Hidráulica


PRUEBA DE INTERFERENCIA - UBICACIÓN DE LOS POZOS 4 5 0 0

O C I A L L A F

PA1231

OBSERVADOR PA1824

PA1146

PERTURBADOR PA857 PA1834

3 0 0 0

4 7 0 0

3 5 0 0

4 0 0 0


SECCION ESTRUCTURAL Seccion Estructural

NO

PA1824

SE

PA857

Basup-57

Basup-53


DISEÑO DE LA PRUEBA OBJETIVO : Determinar el grado de comunicación a través de la falla

DATOS BÁSICOS

360 HRS

“Gestión de Estudios Integrados de Yacimientos” PROGRAMA DE PRUEBA DE INTERFERENCIA

DIA

HORA

13/11

POZO

DURACION

PA 1824

1 DIA

14/11 9:00 AM PA 1824

OBSERVACIONES Presión de Fondo fluyente. Cierre del pozo. Inicio de restauración

15/11 9:00 AM PA 857

1 DIA

Cierre del pozo (Primer Pulso)

16/11 9:00 AM

PA 857

1 DIA

Se abrió el pozo (Segundo Pulso)

17/11 9:00 AM

PA 857

1 DIA

Se cerró del pozo (Tercer Pulso)

18/11 9:00 AM

PA 857

1 DIA

Se abrió el pozo (Cuarto Pulso)

29/11 9:00 AM PA 1824

15 DIAS

Sacó sensores. Abrió pozo

29-30/11 ANÁLISIS DE LA DATA


RESULTADOS DE LA PRUEBA DE INTERFERENCIA PRUEBA DE RESTAURACIÓN PERIODO DE CIERRE Temperatura Temperatura

Presión

Presión

Tiempo de Pr ueba (hrs)


Análisis de un Registro de Producción Antes del Tratamiento

Se

Después del Tratamiento

realizó B-Up, indicó Daño de Formación (>100)

Realizó

Registro PLT, indicando Aporte parcial,

Baja Pwf Aplicó

Tratamiento con Surfactante

Se

realizó 2do. B-Up, indicó reducción del Daño (-3)

Realizó

Registro PLT, indicó Mayor Pwf

Aporte

Total


Gracias por su atención…..


Descripción de Yacimientos Consiste en la Integración de los Resultados del Análisis de Pruebas de Presión con la Interpretación del Modelo Estático, para corroborar: Interfases Estratigráficas  Presencia de Fallas  Identificación de Barreras de Permeabilidad (heterogeneidades mayores)  Frentes de Fluidos 

Esta descripción se realiza con Pruebas de Interferencia, Estáticas, Restauración y Declinación de Presión


Evaluación de Yacimientos Se obtiene la Capacidad de Aporte, Propiedades y Dimensiones del Yacimiento, permitiendo conocer si la productividad esta gobernada por efectos en la vecindad del pozo (Almacenamiento, Daño). Se puede determinar:  La capacidad del yacimiento (k*h)  Su presión inicial (Pi)  Límites en el yacimiento  Daño o Skin (S)

Esta Descripción se realiza Restauración de Presión

con

Pruebas

de


Monitoreo Monito reo y Control de Yacimie acimientos ntos Seguimiento al Comportamiento General del Campo y Producción del Pozo, permitiendo el Ajuste en los Planes de Explotación del Yacimiento Permite determinar:  Candidatos a Trabajos de Rehabilitación Rehabilitación y Estimulaciones  Agotamiento del Yacimiento  Monitoreo de Frentes de Fluidos (P (Proyectos royectos de Inyección)

Esta descripción se realiza con Pruebas de Interferencia, Fall-Off, Restauración, Estática, Declinación de Presión y RFT


Problemas Fuga en los sensores


Problemas en la Adquisición de data 

Falla de los sensores durante la evaluación del pozo. Calibración. Estabilidad

térmica.

C2_Analisis_presiones.pdf

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