Prueba de Pozos de Gas
Es una herramienta utilizada para caracterizar caracteri zar al sistema pozo -yacimiento, ya que los cambios presentes en la producción generan disturbios de presión en el pozo y en su área de drenaje y esta respuesta de presión depende de las características del yacimiento. Las propiedades del yacimiento son determinadas a través de pruebas de pozos, utilizando mediciones de dos variables tasa de producción o presión. Para ello se se introduce un disturbio o perturbación perturbación en el yacimiento, cam biando una de las dos variables en la mayoría de los casos la tasa de flujo y se registran sus consecuencias sobre la otra variable que es la presión. La característica del comportamiento de la presión en función del tiempo obtenida como resultado, muestra las propiedades del yacimiento. Uno de los métodos de levantamiento artificial más utilizado en la industria petrolera es la inyección de gas, también conocido como LAG (levantamiento artificial por gas). Este consiste como su nombre lo indica en inyec tar gas a alta presión en la tubería del pozo, ya sea de manera continua para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo), o a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquidos (flujo intermitente). El gas inyectado hace que el fluido llegue a la superficie debido a la acción de alguno de los siguientes mecanismos o a la combinación de los mismos: a) Reducción de la presión que ejerce el fluido en la tubería de producción frente a la formación, mediante la disminución de su densidad. b) Expansión del gas inyectado. c) Desplazamiento del fluido por alta presión del gas
Usos de Medidas de Presión en Ingeniería de Petróleo. Una de las funciones más importantes de un Ingeniero de Petróleo es interpretar apropiadamente el comportamiento de presión de pozos de gas y de petróleo. Los datos de presión pueden ser usados para obtener la permeabilidad de la formación, para determinar el grado de daño a la la formación durante la perforación y completación del pozo, para medir cuan efectivo o eficiente ha sido una estimulación o tratamiento del pozo, determinación de la presión estática del área drenada por el pozo, el grado de de conectivid ad entre pozos y muchos otros usos. Para lograr esto se requiere que el Ingeniero de Yacimiento entienda perfectamente las leyes físicas que rigen el flujo de fluidos a través de medios porosos, así como también las propiedades y limitaciones de las soluciones a las ecuaciones de flujo que resultan de la aplicación de esas leyes.
La caracterización del yacimiento es indispensable para la predicción de su comportamiento de producción. En la producción del yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de las condiciones de los pozos productores. Las pruebas hechas en pozos deben ser diseñadas, realizadas y evaluadas de acuerdo con la información que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones existentes. Las pruebas de pozo son una función técnica clave en la industria petrolera y del gas. A menudo se usa una prueba de pozo como la tecnología principal para monitorear el desempeño de tales inversiones o para diagnosticar comportamientos no esperados de pozo o reservo rio. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones. Las pruebas de pozo proveen información para establecer las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El análisis de presión de pozos es uno de los métodos más importantes disponibles para los ingenieros de yacimientos para establecer características de reservorio, tales como permeabilidad y compresibilidad, posición de fronteras y fallas. Existen varias compañías que posee un amplio rango de experiencia en análisis de pruebas de pozo, relacionada con el desenvolvimiento de los servicios de desarrollo de software, experiencia práctica en el análisis e interpretación de pruebas de poz o.
Funciones
de una prueba de presión
1) Obtener propiedades y características del yacimiento como: permeabilidad y presión estática del yacimiento. 2) Predecir parámetros de flujo como: y y y
Límites del yacimiento. Daño de formación. Comunicación entre pozos.
Finalidad
de una prueba de presión
Consiste en un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas características del yacimiento de manera indirecta. Se causa una perturbación en el yacimiento, se meden las respuestas y se analizan los datos que constituyen el período de flujo transitorio.
Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento. Parámetros que se Calculan con las Pruebas de Pozo. Permeabilidad de la formación (k). y y y y
Daño o estimulación en la formación (s). Presión del yacimiento (P). Limites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento.
TIPOS DE PRUEBAS EN POZO DE GAS Prueba de flujo transitorio.
En algunos pozos con baja permeabilidad, la presión no se estabiliza en un tiempo razonable. En la práctica, generalmente se realizan registros de flujo dentro de 8 a 12 horas después de abrirse el pozo, independientemente de si el fluido se ha estabilizado completamente para ese momento. Si el pozo no se ha estabilizado para ese momento es poco probable que luego de 12 horas más lo haya hecho. Después de que se ha completado el paso de fluidos el pozo es cerrado. Se utiliza un registro de diagnostico de presión para asegurarnos que se haya alcanzado el radio infinito de acción del fluido (IARF) antes de de terminar el cierre del pozo. Los datos de tasa y presión se estudian mediante el uso de un software para el análisis de presión transitoria. Mediante este método se crea un modelo mediante el c ual se puede extrapolar la presión de flujo estable en el fondo del pozo. Prueba de flujo estabilizado.
Conocida también como pruebas de contrapresión se utilizan para determinar la capacidad de suministros del yacimiento. Flujo
Continuo o Estacionario Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje no cambia con el tiempo, (dp/dt=0), se presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande, o asociado a un gran acuífero, de tal forma que en el borde exterior de dicha área existe flujo para mantener constante la presión (pws). En este periodo de flujo el diferencial de presión a través del área de drenaje es constante y está representado por la diferencia entre la presión en el radio externo del drenaje, pws a una distancia re del centro del pozo, y la presión fluyente en la cara de la arena, pwfs a una distancia rw o radio del pozo; ambas presiones deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones o cañoneo. Para cada valor de este diferencial (pws -pwfs), tradicionalmente
conocida como ³Draw- down´, se establecerá el caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo. Prueba Convencional
El análisis de un pozo productor de gas puede ser dividido en dos regiones de presión: pozos de baja a mediana presión y pozos de alta presión. Gran cantidad de la teoría básica de las pruebas y análisis de las mismas, fue desarrollado a partir de las pruebas realizadas en pozos con niveles de presión de yacimiento por debajo de 2500(lb/pulg2).Con el advenimiento de la perforación de pozos profundos, se ha encontrado que los pozos productores de gas presentan una presión de yacimiento ap roximadamente de10000 (lb/pulg2). En estos casos y todos aquellos que presentan presiones por debajo de 2500(lb/pulg2), se debe utilizar métodos convencionales de análisis, así como también la teoría de potencial de gas real para una mejor aproximación.
Las principales pruebas convencionales empleadas en el análisis de comportamiento de afluencia en pozos de gas son:
Pruebas de potencial. Pruebas Isocronales. Pruebas Isocronales modificadas.
El tipo de prueba a seleccionar d ependerá del tiempo de estabilización del pozo, el cual es una función de la permeabilidad del yacimiento. Si un pozo se estabiliza medianamente rápido, se podrá efectuar una prueba de potencial. La experiencia en trabajos de campo ha mostrado que para pozos con diámetro reducido o estrecho es conveniente emplear una prueba isocronal. Para pozos con tiempos muy grandes de estabilización una prueba isocronal modificada resulta más práctica.
Prueba de Potencial
Las pruebas de potencial en los pozos de gas se realizan para determinar la capacidad productiva teórica de los mismos, bajo condiciones de flujo abierto. Anteriormente se acostumbraba hacer estas pruebas poniendo el pozo en producción con una presión en la cabeza del pozo igual al atmosférico. Actualmente con el fin de evitar desperdicios y daño a la formación, la capacidad a flujo abierto de los pozos de gas se obtiene extrapolando los
resultados de las pruebas hechas a diferentes gastos moderados de producción, en lugar de abrir los pozos a flujo to tal. En este método, un pozo se pone a producción a un gasto constante seleccionado hasta que la presión de fondo fluyendo se estabiliza. El gasto estabilizado y la presión de fondo son registrados, y a continuación se cambia el gasto (usualmente se incrementa). Así, el pozo esta fluyendo a un nuevo gasto hasta alcanzar nuevamente el estado pseudo estacionario. La presión puede ser medida con un registrador de fondo (preferentemente) o bien, a partir del cálculo utilizando valores medidos en superficie. Este proceso es repetido, cada vez que se registra la presión y gasto estabilizados. Se recomienda utilizar cuatro gastos diferentes. Prueba Isocronal
Las pruebas isocronales son desarrolladas también para cortos períodos de tiempo para aquellos pozos que ti enen 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 estabilizac ión 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. Un cambio en el gasto de producción de un pozo de gas, provoca o genera una ³presión transitoria´ (onda de presión o disturbio), la cual se propaga fuera del pozo (radio de drene del pozo). La distancia recorrida a ésta presión transitoria en un tiempo particular es conocida como el ³radio de investigación´. El objeto de las pruebas Isocronales, es obtener datos para establecer una curva de productividad o capacidad estabilizada sin que se deje fluir el pozo tiempo innecesario para alcanzar condiciones estabilizadas a cada gasto. El principio o fundamento es que el radio de investigación a lcanzado en un tiempo dado, en una prueba de flujo, es independiente del gasto de flujo. Por lo tanto, si una serie de pruebas de flujo se realizan en un pozo, cada una para el mismo periodo de tiempo (isocronal), el radio de investigación será el mismo al final de cada prueba. Consecuentemente, la misma porción del yacimiento será drenada en cada gasto.
Prueba Isocronal Modificada.
Las pruebas Isocronales modificadas han sido empleadas extensivamente en yacimientos de baja permeabilidad, debido a qu e permiten ³salvar´ tiempo y dinero. Además, han probado ser una excelente aproximación de las pruebas Isocronales verdaderas.
El Objetivo de las pruebas Isocronales modificadas, es obtener la misma información que las pruebas Isocronales, sin requerir, en algunas ocasiones, de largos periodos de cierre. De hecho, las verdaderas pruebas Isocronales han probado ser imprácticas como tipo de pruebas para muchos pozos. Con el propósito de acortar los tiempos de prueba, se propuso desarrollar las pruebas Isocronales modificadas, las cuales se realizan empleando periodos de cierre igual a los períodos de flujo, lo cual proporcionó resultados satisfactorios. En este tipo de pruebas se emplean las presiones de cierre inestabilizadas para calcular la diferencia de la relación de presiones para el próximo gasto.
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. A pesar de que este método no es del todo exacto, es poco probable que se obtengan errores mayores al 20% en caídas de presión. Debido a que la permeabilidad es proporcional a la caída de presión, solo se producirá un error de un 20% en el valor de APERM. Esto solo afecta el valor de kh , pero no su distribución vertical.
