REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LAS FUERZAS ARMADAS UNEFA NÚCLEO BARINAS

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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
DE LAS FUERZAS ARMADAS
UNEFA NÚCLEO BARINAS





INTEGRANTES:
Alzuru Lisimar C.I: 19619110
González Néstor C.I: 19619110
Montes María C.I:
Sección: "P87"
Profesor: Molina Jorge
Ingeniería de petróleo
Barinas, Febrero Del 2011

ÍNDICE
Introducción……………………………………………………………………..…..4
Evolucion de las Pruebas de Pozos
Pruebas de Pozos
Tipos de Pruebas de Pozos
Pruebas de Productividad
Pruebas flujo tras flujo
Pruebas Sencillas
Pruebas de Inyectividad (Fall-Off)
Prueba Isócronal (análisis de Deliberabilidad)
Prueba Isócronal Modificada
Prueba Multi-tasa (Multirate test)
Pruebas de Presión
Pruebas a un solo pozo
Pruebas multipozo
Prueba de Declinación de Presión (Drawdown)
Pruebas de Restauración de Presión (Build up test)
Pruebas De Interferencia
Pruebas de Pulso
Pruebas DTS
Software PanSystem para Prueba de Pozos
Objetivos de PanSystem
Flujo de Trabajo de Análisis de Prueba de Pozo
Manejo de la Data
Ingreso de Data Estática en PanSystem
Importación y Exportación de Data
Ingreso de Data Estática en PanSystem
Importación y Exportación de Data
Reportes
Análisis
Gráfico Log-Log de PanSystem 
Selección del Modelo
Estimación de Parámetros
Modelos de Pozo
Modelos de Reservorio
Modelos de Límites Externos
Simulación
Igualación Rápida (Quick Match)
Igualación Rápida de PanSystem
Data Simulada y Medida Presentada en todos los Gráficos
Especializados
Auto-Igualación (Automatch)
Simulación Avanzada
Predicción de Producción
Gráfico de Pronóstico de Producción PanSystem





INTRODUCCION

























EVOLUCION DE LAS PRUEBAS DE POZOS
Las pruebas de pozos o análisis de presión han sido usadas a lo largo de los años para estudiar y describir el comportamiento de los yacimientos. Son muchos los parámetros que son caracterizados por este tipo de pruebas. Desde su primera implementación hace más de 50 años las pruebas de pozos han ido cambiando y modernizándose hasta convertirse en una herramienta de mucho aporte computacional, fundamental para cualquier estudio de yacimiento.
Al principio, las técnicas de análisis de presión provenían de la tecnología usada en los pozos de agua que incluían análisis de tipo gráfico y exclusivamente para pozos de petróleo aparecieron en los años 50 desarrolladas por compañías petroleras gracias al trabajo de científicos como Miller, Dyes, Hutchinson y Horner.
En los años 60 las investigaciones estuvieron apuntadas a conocer más acerca del comportamiento mostrado por los análisis de presión en las primeras etapas. Los investigadores notaron que el valor del daño (skin) no representaba con seguridad lo que ocurría en el pozo pero sí desviaba los resultados obtenidos. A finales de los años 60 se utilizaron nuevas técnicas matemáticas como la función de Green. No obstante, los análisis eran en su mayoría manuales.
Luego a partir de los años 70, las compañías de servicios se encargaron de desarrollar nuevas tecnologías lo que marcó el fin de los análisis manuales para las pruebas de pozos. Desde ese momento las pruebas de pozos se convirtieron en parte fundamental del análisis de yacimientos. A
partir de los años 80, las pruebas de pozos son completamente computarizadas y permiten entender y reconocer las heterogeneidades los yacimientos, analizar pozos horizontales y efectos de límites del yacimiento entre otras cosas.
Los primeras pruebas de pozos se hicieron mediante un Análisis Lineal en donde se asumía que se podía modelar la relación entre la presión y el tiempo como una línea recta. Dependiendo de la desviación que mostraban los puntos con respecto a la línea recta era posible determinar las características más importantes del yacimiento que se estaba estudiando. Este método tenía como principal ventaja la facilidad a la hora de ser aplicado y su principal inconveniente era la falta de exactitud a la hora de estimar qué tan desviados estaban los puntos de la línea recta.
En los años 70 el análisis lineal fue sustituido por un Análisis de presiones de tipo log-log en el que la presión durante un período de flujo, p, era graficada contra el tiempo transcurrido, t, en un papel log-log. De la misma forma que el análisis lineal, este análisis permitía determinar las características del yacimiento mediante la observación de los puntos graficados y sus desviaciones de la tendencia lineal. Si bien este método era mejor que el anterior, la falta de resolución en las mediciones de cambio de presión siempre fue su mayor desventaja.
El auge de las computadoras y su aplicación en el análisis matemático ayudó a que en los años 80 las pruebas de pozos se estudiaran mediante un Análisis log-log diferencial en el que las gráficas involucraban a la variación del tiempo transcurrido y el cambio de presión con respecto a éste. Tomar la derivada con respecto al logaritmo natural del tiempo transcurrido enfatizaba el flujo radial que es el más común alrededor de un pozo. La mayor ventaja de este método era la capacidad de identificación de las características del yacimiento. Sin embargo, es necesario recordar que un los diferenciales de presión no son medidos sino calculados; de esta manera los resultados dependían de qué tan eficiente era la herramienta computacional que se utilizaba.
En la actualidad el uso de las pruebas de pozos se ha hecho más necesario debido al uso de un nuevo algoritmo para la deconvolución desarrollado por Shroeter (SPE 71574). La Deconvolución se refiere a las operaciones matemáticas empleadas en la restauración de señales para recuperar datos que han sido degradados por un proceso físico que puede describirse mediante la operación inversa, una convolución. Para entender mejor el proceso de la convolución es conveniente tomar en cuenta uno de sus mayores campos de aplicación: la manipulación y digitalización de fotografías. En la actualidad es posible tomar una fotografía antigua que haya sido deteriorada por algún efecto conocido (tiempo, clima, etc.) y conseguir la fotografía original. En este caso se conoce el resultado final (la fotografía deteriorada) el proceso que originó ese deterioro (convolución) y se busca el dato de entrada (fotografía original) que sufrió los efectos de ese proceso. Referido a las pruebas de presión, la utilidad de la convolución es conocer con mayor exactitud los límites de un yacimiento. La deconvolución transforma datos de presión a distintas tasas en una sola caída de presión a tasa constante con una duración igual a la duración total de la prueba. De esta forma es posible graficar el diferencial de presión contra el tiempo y conseguir una curva que represente con mayor exactitud el comportamiento de la presión con respecto al tiempo.
Las pruebas de pozos han pasado por muchas etapas desde 1950 cuando fueron implementadas por primera vez. El avance en la tecnología ha permitido que estos análisis se conviertan en una herramienta fundamental a la hora de caracterizar un yacimiento. A medida que los aportes computacionales se hacen cada vez más presentes en el campo de la geología, geofísica y sobretodo geoestadística, es inevitable pensar que las pruebas de pozos seguirán innovando en la búsqueda de resultados más exactos que ofrezcan mucha más información de la realidad que subyace en el yacimiento.
PRUEBAS DE POZOS
Son aquellas que se realizan con el fin de determinar la habilidad de la formación para producir fluidos; y en base al de desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento, estimación del comportamiento del pozo.
Las pruebas de pozos pueden ser agrupadas en dos grandes categorías basada en su función primaria. La primera categoría, las pruebas de presión, incluyen pruebas que permiten determinar las propiedades de la roca y de los fluidos (por ejemplo, la permeabilidad, porosidad y presión promedio de yacimiento) y la localización e identificación de heterogeneidades del yacimiento (por ejemplo, fallas sellantes, fracturas naturales y capas). La segunda categoría, las pruebas de productividad, incluyen aquellas pruebas que permite determinar el potencial de producción de un pozo.


Los parámetros que se calculan con las pruebas de pozo son los siguientes:
Área de drenaje.
Presión del yacimiento (P).
Permeabilidad de la formación (K).
Daño o estimulación en la formación (s).
Limites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento.
TIPOS DE PRUEBAS DE POZOS
PRUEBAS DE PRODUCTIVIDAD:
Las pruebas de productividad son diseñadas para medir la capacidad de producción de un pozo bajo ciertas condiciones del yacimiento. Aunque originalmente estas pruebas fueron utilizadas inicialmente el pozos de gas, las pruebas de productividad también son aplicables a pozos de petróleo. A diferencia de muchas pruebas de presión, algunas pruebas de productividad requieren estabilización de las condiciones de flujo para un apropiado análisis. Un indicador común de productividad obtenido de pruebas de productividad de un pozo es el absolute open flow (AOF, o Tasa Máxima).
Otra aplicación de las pruebas de productividad es para la generación de la curva de oferta o inflow performance relationship (IPR). La IPR, que describe la relación entre las tasas de producción en superficie y las presiones de fondo fluyente (Pwf), la cual es utilizada para diseñar facilidades de superficie, entre otros. Las pruebas de producción más comunes se incluyen la prueba de flujo tras flujo, pruebas sencillas, las prueba isocronal convencional y modificada.
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 presión de fondo fluyente en la cara nde la arena. Cada caudal es establecido en sucesión con o sin un periodo pequeño de cierre del pozo. El requerimiento de los períodos de flujo es que los mismos alcancen condiciones estables, que es a veces una limitación en este tipo de prueba, sobre todo en yacimientos de muy baja permeabilidad, que toman un largo tiempo para alcanzar condiciones estables de flujo.
Pruebas sencillas
Las pruebas sencillas o también 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 producción hasta alcanzar una presión de fondo fluyente estabilizada. Estas pruebas son particularmente apropiadas cuando las características de productividad del pozo están siendo "actualizadas", cuando son requeridas por entes gubernamentales.
Una limitación 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 realizada o por correlación con otros pozos del mismo campo y de similares condiciones de producción.



Pruebas de Inyectividad (Fall-Off)
Con esta prueba se tiene una idea cualitativa de la permeabilidad de la zona y la factibilidad que presenta una zona a un tratamiento de estimulación y/o fracturamiento hidráulico. La prueba de inyección puede ser interpretada como cualquier prueba de presión. Es una prueba similar a la prueba de declinación de presión, pero en lugar de producir fluidos se inyectan fluidos, normalmente agua, Considera una declinación de presión inmediatamente después de la inyección.
Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo. La teoría supone una tasa de inyección constante antes de cerrar al pozo.
Con estas pruebas podemos determinar;
Las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector
Permite dar un seguimiento de las operaciones de inyección de agua y recuperación mejorada.
Estimar la presión promedio del yacimiento.
Medir la presión de ruptura del yacimiento.
Determinar fracturas.
Determinar si existe daño en la formación, causado por taponamiento, hinchamiento de arcillas, precipitados, entre otras.
Determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado, utilizada para pronósticos de inyección.


Prueba Isócronal (análisis de Deliberabilidad)
La misma consiste en hacer producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de tiempos iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presión promedio del área de drenaje, en los periodos comprendidos entre dos cambios de tasas subsiguientes.
Las pruebas isocronales son desarrolladas también para cortos períodos de tiempo para aquellos pozos que tienen un largo período de tiempo de estabilización. Específicamente 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 estabilización del pozo. La prueba isocronal es llevada a cabo por una serie de períodos de flujo y cierre, permitiendo restaurar la presión promedio del yacimiento antes empezar el siguiente período de producción. Las presiones son medidas en el tiempo durante cada período de flujo. El tiempo a la cual la presión es medida debe ser relativamente la misma al comienzo de cada período de flujo. Por ejemplo se puede medir la presión de fondo fluyente cada 0.5, 1.0, 1.5 y 2.0 horas después de empezar cada período de flujo. Debido al menor tiempo requerido para restaurar esencialmente la presión inicial después de un corto período de flujo que se debería alcanzar en condiciones estabilizadas en una prueba de flujo tras flujo, las pruebas isocronales son más prácticas 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.
Prueba Isócronal Modificada
El tiempo de restauración de la presión promedio del yacimiento antes de fluir en pozo durante un cierto período de tiempo, todavía puede ser poco práctico. En consecuencia, una modificación de la prueba isocronal fue desarrollada para acortar los tiempos de la prueba. El objetivo de esta modificación de la prueba isocronal es obtener los mismos datos de prueba isocronal sin alcanzar a veces esos largos períodos de cierre requeridos para alcanzar la presión promedia del yacimiento, en el área de drenaje del pozo. La prueba isocronal es realizada como una prueba isocronal convencional, exceptuando que los períodos de cierre deben ser igual en duración, pero deben ser igual o exceder el tiempo de los períodos de flujo. Debido a que el pozo frecuentemente no alcanza a restaurar la presión promedia de yacimiento después de cada período de flujo, la presión de cierre es registrada inmediatamente antes de comenzar el período de flujo, esta presión es utilizada posteriormente en el análisis en vez de usar la presión 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 períodos de cierre durante la prueba son mayores, la calidad del dato y por supuesto la interpretación va a ser mucho más precisa. Igualmente, aunque no es requerido para analizar la prueba, un punto de flujo final estabilizado, generalmente es obtenido al final de la prueba.
Prueba Multi-tasa (Multirate test)
Puede recorrer a partir de una tasa variable libre hasta una serie de tasas constantes, para una prueba de presión de fondo, con constantes cambios en la tasa de flujo. La misma contribuye a minimizar los cambios en los coeficientes de almacenamiento del pozo y efecto de los estados de segregación. Muestran gran ventaja cuando, sé esta cambiando del periodo de almacenamiento al periodo medio, además reducen la caída de presión. Una desventaja es que es una prueba difícil de controlar, debido a las fluctuaciones de tasas; difíciles de medir, especialmente sobre una base continúa.
Ya sea que las ratas sean constantes o no durante periodos los periodos de flujo, Existen principalmente 3 tipos de pruebas multiflujo:
Rata variable incontrolada.
Series de ratas constantes.
Rata de flujo variable con presión de fondo constante. Esta prueba es común en pozos gasíferos produciendo de formaciones muy apretada.
En tales pruebas las tasas de flujo de un pozo productor se hacen variar mientras la presión se monitorea en uno o más pozos de observación. El análisis de los datos de presión nos proporciona información que no se podría obtener de un solo pozo. La prueba más conocida de las pruebas de multi-pozos, es la prueba de interferencia en la cual un solo pozo observador es empleado. A causa de la distancia entre el productor y el observador, se espera monitorear pequeños cambios de presión en el observador.


La mayoría de las pruebas múltiples se efectúan en yacimientos cerrados. Las pruebas múltiples se llevan a cabo por un número de razones:
Buscar conectividad y/o continuidad del yacimiento
Detectar permeabilidad direccional y otras heterogeneidades
Estimar volumen del yacimiento
Orientación de Fracturas hidráulicas
A través de esta prueba se puede determinar el índice de productividad del pozo y también se puede utilizar para hacer un análisis nodal del mismo.


PRUEBAS DE PRESIÓN
Las pruebas de presión se refieren a aquellas pruebas de pozo en el cual se mide los cambios de presión versus tiempo. Estas pruebas permiten evaluar no solo las condiciones de la vecindad del pozo sino todas las propiedades in situ más allá de la región afectada por las operaciones de perforación y completación. Adicionalmente estas pruebas de pozo permiten caracterizar importantes características de la formación necesarias para diseñar un plan óptimo de explotación del yacimiento, incluyendo la presión del área de drenaje de los pozos probados, posible presencia de barreras al flujo (fallas sellantes), y características 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 presión pueden ser divididas en pruebas a un solo pozo y pruebas multipozo.
Pruebas a un solo pozo
Las pruebas a un solo pozo son aquellas la cual la respuesta de presión es medida siguiendo un cambio en la tasa de producción. De este cambio en la respuesta de presión, se puede caracterizar las propiedades promedios en una porción o en toda el área de drenaje del pozo que se esta evaluando. Una prueba común a un solo pozo es la prueba de restauración de presión, la cual es obtenida por la primera estabilización de una tasa de producción, a una presión de fondo (BHP) medida en el pozo, para un posterior cierre. Luego del cierre del pozo, la BHP restaura como una función en el tiempo, y la tasa de la prueba de restauración es usada para estimar las propiedades del yacimiento/pozo. De estas pruebas podemos estimar la presión promedio del yacimiento y la permeabilidad del área de drenaje del pozo y las propiedades de la región inmediatamente adyacente a la vecindad del pozo.
Otra prueba de presión común es la prueba de declinación de presión, que es realizada con una tasa de producción conocida y constante, mientras se observa el cambio de presión en el tiempo. Las pruebas de declinación son diseñadas para determinar las características de flujo del yacimiento, también incluyen la determinación de la permeabilidad y el factor skin. Adicionalmente, cuando el transiente de presión afecta los límites del yacimiento, la prueba de de declinación de presión permite establecer límites de yacimiento y estimar el volumen de hidrocarburo en sitio del área de drenaje del pozo. Estas pruebas de declinación específicas son llamadas "pruebas de límite de yacimiento". Cuando por consideraciones económicas se requiere un mínimo tiempo de pérdida de producción, las pruebas de declinación de producción también pueden ser usadas para estimar el potencial de producción de un pozo. Las pruebas Fall off son similares a las pruebas de restauración de presión, excepto a que son aplicadas para pozos inyectores. Siguiendo una estabilización de la tasa de inyección, el pozo es cerrado. BHP, la cual luego empieza a declinar, es medida como una función 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 presión de fondo a medida que pasa el tiempo. La prueba de inyectividad es análoga a la prueba de declinación de presión.
Pruebas multipozo
Cuando la tasa de flujo es cambiada en un pozo y la respuesta de presión es medida en otro pozo o grupos de pozos, estas pruebas son llamadas pruebas multipozo. Las pruebas multipozo son diseñadas para determinar propiedades en una región centrada a lo largo de una línea 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 comunicación entre dos puntos en el yacimiento. El concepto básico en una prueba multipozo es producir o inyectar en un pozo (pozo activo) y observar el cambio de presión en uno o varios pozos aledaños (pozos observadores).
De los datos obtenidos, se puede estimar tanto la permeabilidad como la porosidad del área de drenaje de los pozos en estudio y cuantificar el nivel de anisotropía del yacimiento. Por ejemplo, las pruebas multipozo permiten determinar la orientación de las fracturas naturales y cuantificar la relación porosidad-compresibilidad producto de un sistema matriz-fractura.
La prueba de interferencia y las pruebas de pulso son dos pruebas multipozo comunes. En las pruebas de interferencia, el pozo es puesto en producción a una tasa constante durante toda la prueba, mientras que el resto de los pozos aledaños son cerrados y puestos en observación para observar la respuesta de presión producida por el pozo activo en producción.
En las pruebas de pulso, el pozo activo se pone en producción y luego es cerrado, luego retorna a producción 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 presión que generalmente es interpretada inequívocamente aún cuando otros pozos en el campo continúan produciendo.
Prueba de Declinación de Presión (Drawdown)
Es realizada por un pozo productor, comenzando idealmente con una presión uniforme en el yacimiento. La tasa y la presión son registradas como funciones del tiempo. Los objetivos de la prueba de agotamiento usualmente incluyen la estimación de la permeabilidad, factor de daño (skin), y en algunas ocasiones el volumen del yacimiento.
Provee información acerca de la permeabilidad, factor de daño y el volumen del yacimiento en comunicación. Entre unas de las ventajas que ofrece son las económicas debido a que se realiza con el pozo en producción. Su mayor desventaja es la dificultad para mantener una tasa constante. Si la tasa constante no se puede lograr entonces se recomienda el uso de Pruebas Multi-tasa.
Para correr una prueba de declinación de presión, en general, se siguen los siguientes pasos:
Se cierra el pozo por un periodo de tiempo suficiente para alcanzar la estabilización en todo el yacimiento (sino hay estabilización probablemente se requiera una prueba multitasa).
Se baja la herramienta a un nivel inmediatamente encima de las perforaciones (mínimo la herramienta debe tener dos sensores para efectos de control de calidad de los datos).
Abrir el pozo para producir a rata constante y registrar continuamente la Pwf.
La duración de una prueba de declinación puede ser unas pocas horas o varios días, dependiendo de los objetivos de la prueba y las características de la formación.




Pruebas de Restauración de Presión (Build up test)
Esta prueba es realizada por un pozo productor a tasa constante por cierto tiempo, cerrando el pozo para permitir que la presión se restaure en el pozo. Frecuentemente a partir de esta data (recuerde que la presión en el pozo es una función del tiempo) es posible estimar la permeabilidad de la formación, la presión del área de drenaje actual, y caracterizar el daño o estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o los límites. En fin la prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la presión en el estado transitorio.
La prueba de restauración de presión ha sido una técnica muy popular usada en la industria petrolera. Varias razones la han convertido en una prueba muy popular, algunas de estas son:
No requiere una supervisión muy detallada.
Se pueden estimar la permeabilidad y el factor de daño a partir de pruebas de restauración o declinación de presión. Sin embargo, la declinación de presión no permite estimar la presión promedio de yacimiento o la presión inicial de yacimiento mientras que la prueba de restauración de presión si lo hace.
En términos generales, una prueba de restauración de presión requiere cerrar un pozo productor después de que se ha producido durante algún tiempo en el que la estabilización de la rata se ha alcanzado. Una prueba de restauración de es corrida así:
Determinar la ubicación de los empaques, tamaño de la tubería de producción y la tubería de revestimiento, profundidad del pozo.

Estabilizar el pozo a una rata de producción constante, q.


Cerrar el pozo y registrar el valor Pwf (justo antes del cierre).
Leer la presión de cierre, Pws, a intervalos cortos de 15 segundos para los primeros minutos (10-15 min), entonces cada 10 min. Para la primera hora. Durante las siguientes 10 horas, se deben tomar lecturas de presión cada hora. Cuando la prueba progresa, los intervalos de tiempo se pueden expandir a 5 horas.
Para correr una prueba de restauración de presión, el pozo produce a una rata constante por un período de tiempo tp. Se baja un registrador de presión al pozo inmediatamente antes de cerrarlo. tp no debe ser muy pequeño para no tener problemas con el radio de investigación.
Por medio de este tipo de prueba es posible estimar la permeabilidad de la formación, la presión del área de drenaje actual, y caracterizar el daño o estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o los límites. En fin la prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la presión en el estado transitorio.


Pruebas De Interferencia
En una prueba de interferencia, un pozo es producido y la presión es observada en un pozo diferente (o pozos), monitoreando los cambios de presión afuera en el yacimiento, a una distancia lejana al pozo productor original. Los cambios de presión a una distancia del pozo productor es mucho mas pequeña que en el pozo productor como tal. Por ende una prueba de interferencia requiere de un sensor de medición de presión, y puede tomar un largo tiempo para poder llevarla a cabo. En fin el propósito general de estas pruebas es determinar si existe comunicación entre dos o más pozos en un yacimiento. Al existir comunicación, provee estimados de permeabilidad, porosidad y compresibilidad (φ, Ct) y determinar la posibilidad de anisotropía en el estrato productor.
Pruebas de Pulso
Constituyen un tipo especial de prueba de interferencia, en la cual el pozo activo es pulsado alternadamente con ciclos de producción y cierre.
Está técnica usa una serie de pulsos cortos de la rata de flujo. Los pulsos son periodos alternantes de producción (o inyección) y cierre con el mismo caudal en cada producción. La respuesta de presión a los pulsos se mide en el pozo de observación. La principal ventaja de las pruebas de pulso estriba en la corta duración del pulso. Un pulso puede durar unas horas o unos pocos días, lo cual interrumpe la operación normal ligeramente comparada con las pruebas de interferencia.
En el mismo se determina la respuesta de presión en el pozo de observación.
Se caracteriza porque son pruebas de corta duración y los tiempos de flujo deben ser iguales a los tiempos de cierre.

Pruebas DTS
Una prueba DST (Drillstem Test) es una prueba de presión corta que se efectúa durante la perforación utilizando la tubería de perforación. Está formada por pruebas de declinación y caída de presión consecutivas.
Pasos para realizar una prueba DTS: Para correr un DST, una herramienta especial se coloca en la sarta de perforación y se baja a la zona a probar. La herramienta aísla la formación de la columna de lodo en el anular y permite que los fluidos de la formación fluyan a la sarta de perforación mientras se registra continuamente la presión.
1. Tomar una muestra del fluido del yacimiento.
2. Establecer la probabilidad de comercialidad. Normalmente se corre en pozos exploratorios y algunas veces en pozos de avanzada si la formación es muy heterogénea.
3. Determinar las propiedades de la formación y el daño. Estos podrían usarse para estimar el potencial de flujo del pozo.
Permiten determinar la presión y temperatura de fondo (además de evaluar parámetros fundamentales para la caracterización del yacimiento) y son realizadas durante la etapa de perforación. También se obtienen muestras de los fluidos presentes en el yacimiento a diferentes profundidades para determinar sus propiedades con el objetivo de minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación o para la estimación de reservas.
Además de proporcionar una muestra del tipo de fluido en el yacimiento, un buen DST da una indicación de la rata de flujo, una medida de las presiones estáticas y de flujo y una prueba transitoria corta. Un DST puede en ciertos casos detectar barreras, si éstas son cercanas al pozo: fallas, discontinuidades, frentes de inyección, etc. Y servir para la determinación de la presión inicial o la presión promedia.
SOFTWARE PANSYSTEM PARA PRUEBA DE POZOS
Las pruebas de pozo son una función técnica clave en la industria petrolera y del gas. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones multimillonarias. A menudo se usa una prueba de pozo como la tecnología principal para monitorear el desempeño de tales inversiones o para diagnosticas comportamientos no esperados de pozo o reservorio.
PanSystem es el programa líder en análisis de pruebas de pozo en la industria. Es usado como estándar corporativo por la mayoría de las compañías petroleras multinacionales así como por muchas empresas nacionales. A continuación se describe la tecnología usada en PanSystem y cómo es aplicada al análisis de pruebas de pozo.

Objetivos de PanSystem
El objetivo de PanSystem es proveer un sistema que permita al usuario ejecutar eficientemente todas las tareas asociadas con el diseño, análisis y simulación de la data de pruebas de pozo.
Este proceso puede ser descrito mediante el diagrama de flujo a continuación:


Flujo de Trabajo de Análisis de Prueba de Pozo
El flujograma de arriba se enfoca en el análisis de la prueba de pozo, ya que esta es la aplicación primaria de PanSystem. El diseño de prueba de pozo es una función importante también abordada por PanSystem y varias características clave de la aplicación se enfocan en esta importante tarea.

Manejo de la Data
El manejo de la data es una de las fortalezas clave de PanSystem. En muchas formas, la capacidad técnica clave del software de análisis de pruebas de pozo es su habilidad para manejar archivos de datos muy grandes, al tiempo que permita presentar la data en pantalla para su manipulación interactiva.
La data requerida por PanSystem para el análisis es de distintos tipos. Primeramente, la data estática requerida para el análisis. Estos tipos son:
Parámetros de Pozo
Parámetros de Capa
Parámetros de Fluido


Ingreso de Data Estática en PanSystem
PanSystem incluye correlaciones para estimar parámetros en donde la data de campo no es suficiente.
Un sistema Asistente provee asistencia adicional. El Asistente proporciona pantallas de ayuda paso a paso mientras el usuario trabaja en una tarea con el software. Vea la sección de Soporte al Usuario para mayores detalles.

Importación y Exportación de Data
El aspecto más poderoso del ingreso de data en PanSystem es la capacidad para cargar grandes archivos ASCII tal como son típicamente generados por los modernos sensores electrónicos de presión (el segundo tipo de data requerido para el análisis).
No hay límite para el tamaño de archivo que PanSystem puede importar y es fácil importar la data repetidamente desde un número de sensores de la misma prueba de pozos para así comparar y controlar la calidad de la data.
Se puede definir una plantilla para permitir que el usuario importe archivos que sean del mismo formato.
Una vez que la data ha sido importada a PanSystem, un número de herramientas se hace disponible para permitir al usuario suavizar y filtrar la data. Algunas pruebas de pozo se ven afectadas por mareas y PanSystem soporta la importación de tablas de mareas para filtrar correctamente estos efectos de la señal del reservorio.
Toda la funcionalidad en este área de PanSystem está diseñada para acelerar el proceso deimportación y graficado de la data para que el usuario pueda llegar al punto de ser capaz de iniciar un análisis tan rápido como sea posible desde cualquier fuente que se origine la data.
La exportación de data también es fácil de lograr para grandes archivos ASCII. Podría ser que la data una vez preparada necesita ser compartida con otra organización que no tiene acceso a PanSystem y en este caso la data puede ser exportada a un archivo ASCII por columnas (el cual podría estar separado por comas o tabulador).
A menudo el objetivo es compilar un reporte escrito combinando gráficas y texto en formas específicas a las necesidades de una compañía en particular. PanSystem permite funcionalidad de Copiar y Pegar así como sus facilidades internas de reportes. Los gráficos pueden ser capturados, comprimidos y exportados en un rango de formatos de archivos gráficos, incluyendo GIF, BMP, JPG y TIF.
El sistema de reporte electrónico canadiense EUB es un formato soportado que permite el archivado electrónico de pruebas de pozo ejecutadas en Canadá, como lo requieren las regulaciones.
Reportes
El suministro de la información está contemplada a través de la capacidad de generar reportes detallados en PanSystem, los cuales mezclan texto y gráficos, además de estar arreglados en secciones que permiten al usuario construir una plantilla del reporte para su consistencia. Estos reportes permiten anotaciones detalladas de todos los gráficos generados por PanSystem y al ser todos los parámetros de interpretación almacenados en un archivo PanSystem junto con la data, es muy fácil regenerar un reporte a partir de la data original si fuese requerido.
Si fuese necesario, el reporte puede ser exportado a Microsoft Word para mayor formateo o edición.
En conjunto, las capacidades de manejo de data de PanSystem le permiten operar eficientemente al importar, graficar, reformatear, comparar, suavizar, filtrar y controlar la calidad de la data. Estas funciones incluyen la capacidad de importar data desde diferentes fuentes y exportar y reportar la misma a diferentes formatos, como sea requerido. La flexibilidad y facilidad de uso de este área de PanSystem es reconocida como una de sus mayores fortalezas.
Análisis
El proceso del análisis de pruebas de pozo ha evolucionado a lo largo de los años y los ingenieros de las compañías petroleras han desarrollado varias técnicas a partir de la experiencia que han adquirido en los pozos que han probado. PanSystem captura lo mejor de estas técnicas para permitir que una serie de métodos sean abordados al analizar la data de transitorios de presión.
El punto de arranque más ampliamente aceptado para el análisis de pruebas de pozo es el gráfico derivado "log-log". Abajo se muestra un ejemplo.


Gráfico Log-Log de PanSystem 
Este gráfico se configura haciendo una función apropiada de la presión con respecto al tiempo de manera que se eliminen los efectos del historial de tasas específico de la prueba, mediante lo cual (en la mayoría de las circunstancias) las respuestas de acumulación y agotamiento pueden ser comparadas sobre una misma base y con las mismas características siendo reflejadas en la misma forma del gráfico derivado. Esto permite a los ingenieros comparar la respuesta de presión con una librería de formas típicas derivadas de reservorio para identificar el modelo apropiado con el cual analizar la data.
Selección del Modelo
Esta es la etapa más crucial del proceso, ya que cualquier error cometido aquí se traducirá directamente en errores mayores (a menudo muy grandes) en los parámetros de reservorio estimados por el proceso de análisis.
El Asistente PanWizards provee ayuda al seleccionar el modelo apropiado de reservorio y una vez que el modelo ha sido seleccionado el usuario puede pasar al proceso de estimación de parámetros de reservorio.
Estimación de Parámetros
El usuario puede escoger usar las opciones de ajuste de línea en el gráfico "log-log", o los gráficos especializados (estos son necesarios para arribar a un estimado de presión local de reservorio). También se puede hacer uso de igualación de curvas tipo para ejecutar la estimación de los parámetros – una técnica que es a menudo útil si se tiene que analizar data que esté incompleta.
Una vez que los modelos han sido seleccionados y los parámetros estimados, el usuario tendrá entonces un modelo definido y los parámetros estimados para cada uno de los modelos de pozo, reservorio y límites externos.
Modelos de Pozo
Almacenamiento Constante en Pozo
Almacenamiento Justo en Pozo
Almacenamiento Hegeman en Pozo
Almacenamiento de Tiempo Escalonado en Pozo
Modelos de Reservorio
Homogéneo Radial
Fractura Vertical – Conductividad Infinita
Fractura Vertical – Fluencia Uniforme
Fractura Vertical – Conductividad Finita
Fractura Vertical – Altura Limitada
Porosidad Dual (Estado Seudo-Permanente)
Porosidad Dual (Transitoria)
Tapón de Gas / Soporte Acuífero
Modelo de Falla Intersecada General
Homogéneo a Tres Capas con Flujo Cruzado
Compuesto a 2 Zonas
Compuesto a 3 Zonas
Compuesto a 4 Zonas
Estrechamiento (Modelo Limitado)
Falla Parcialmente Sellante / Modelo Compuesto Lineal
Pozo Inclinado

Modelos de Límites Externos
Acción Infinita
Falla Única
Fallas Paralelas
Fallas Intersecadas (30)
Fallas Intersecadas (45)
Fallas Intersecadas (60)
Fallas Intersecadas (90)
Fallas Intersecadas (120)
Fallas en Forma de U
Sistema Cerrado
Compartimentado a 2-celdas
Límite Hexagonal
Este extenso rango de modelos y la capacidad para mezclar cualquier combinación de los mismos permite el análisis de todas las geometrías, excepto las más complejas.
Para todos estos casos, el modelo en cuestión es una solución a la ecuación de difusividad derivada usando técnicas analíticas. Con el desarrollo de resolutores numéricos rápidos capaces de calcular la respuesta transitoria de presión a través de un modelo generalizado de elementos numéricos que puede ser definidos para adecuarse a cualquier geometría, el ímpetus de desarrollar nuevos modelos analíticos se está desvaneciendo.
PanSystem provee todos los enfoques estándar y avanzados requeridos para interpretar pruebas de pozo de todos los tipos.

Simulación
Tras la completación del proceso de estimación de parámetros, el usuario tiene un modelo separado que debería ser válido para cada una de las regiones temprana, mediana y tardía de la prueba. La simulación permite que estos modelos sean juntados para confirmar que la respuesta total generada por la superposición de dichos modelos se compare con la data de transitorios observada. La simulación podría ir más allá y permitir la simulación de una secuencia de prueba completa de períodos de flujo verificando la consistencia de la interpretación a lo largo de toda la data medida.
Es a menudo en esta etapa, durante la simulación, que las características de la data, tales como el agotamiento, serán observadas cuando no hayan sido vistos límites en los transitorios de presión, resaltando el valor de integrar la interpretación realizada sobre períodos de flujo individuales con la interpretación general.
Igualación Rápida (Quick Match)
La Igualación Rápida (ó Quick Match), como el nombre implica, permite al usuario acceder a una simulación muy rápida de la data, la cual puede ser usada para generar una simulación inicial para observar la cercanía de la igualación entre la data del modelo y la real. A menudo esta es muy cercana y un simple ajuste de los parámetros de reservorio finalizará la igualación.

Igualación Rápida de PanSystem
Otro beneficio de esta característica es que resulta ser una muy poderosa herramienta de entrenamiento. El usuario puede aprender muy rápidamente el impacto que los cambios sobre los parámetros del modelo pueden tener y su efecto sobre la simulación de presión. Esto a menudo lleva a un útil entendimiento intuitivo de cuán sensible es la interpretación resultante a las variaciones en la data de entrada y ayuda a resaltar la forma en que algunos parámetros de modelos interactúan.
El usuario puede visualizar la simulación completa del período de prueba en todos los gráficos especializados simultáneamente para asegurar la consistencia de la interpretación.

Data Simulada y Medida Presentada en todos los Gráficos Especializados
Auto-Igualación (Automatch)
Un enfoque complementario a la simulación tipo "Quick Match" es la "Automatch" o Automática. Esta permite al usuario seleccionar puntos desde el conjunto de data medida y hacer que PanSystem efectúe una regresión de los estimados de parámetros hasta que se logre una igualación con la simulación. Este enfoque es recomendado como un ajuste fino de una simulación, más que como una alternativa recomendada a una respuesta de ingeniería.
Simulación Avanzada
La Simulación Avanzada extiende las capacidades de simulación analítica de PanSystem aún más. Con la simulación avanzada es posible configurar un sistema multi-pozo y multi-capas y calcular la respuesta de presión en cualquier punto elegido del reservorio. Esto permite que se simulen pruebas de interferencia y pulso, así como el análisis de las pruebas de pozo multi-capas.
Predicción de Producción
Habiendo analizado toda la data y derivado una interpretación consistente, PanSystem puede proveer al usuario con un estimado de cuánto producirá el pozo en el futuro a través de la opción de pronóstico de producción. PanSystem no está diseñado para reemplazar a los simuladores de reservorio en la planificación y simulación de producción. Sin embargo, en muchos pozos, por ejemplo en aquellos hidráulicamente fracturados y de baja permeabilidad y pozos horizontales de baja permeabilidad, el período transitorio puede ser muy largo y esta producción extra puede tener un importante impacto en el aspecto económico.



Gráfico de Pronóstico de Producción PanSystem
PanSystem fue originalmente desarrollado para ayudar a los ingenieros a analizar pruebas de pozo en una era cuando la única tecnología disponible para ellos, aparte de un bolígrafo y papel, era un servidor corporativo en otro continente. El desarrollo de tecnología de pozos mucho más sofisticada, junto con los desarrollos en informática, así como las necesidades cambiantes de la industria, han impulsado el desarrollo de PanSystem hacia una herramienta analítica y sistema de soporte mucho más poderosos para las pruebas de pozo.












CONCLUSION