1) Prueba de Restauración de Presión.
Una prueba de restauración se efectúa cuando un pozo que está fluyendo a tasa constante es cerrado, registrando una presión en el fondo del pozo conocida como la presión de restauración. La ventaja práctica de esta prueba, es que la restauración se logra fácilmente, ya que la tasa de flujo es cero (Figura 2.9)
Figura 2.9. Prueba de Restauración de Presión.
Se realizan en pozos productores y consiste en hacer producir el pozo para luego cerrarlo y registrar la presión de fondo medido en función del tiempo.
Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre Δt, la presión
registrada de fondo alcanza el valor estático Pe( presión estática).
El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático de Pe.
PΔt ≤ Pe
Dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el tiempo de cierre se inc rementa PΔt se aproximará a Pe.
Podemos determinar a través de esta prueba:
-Estimar la permeabilidad del yacimiento. -Determinar la presencia de daño. -Estimar la presión estática del yacimiento. -Geometría del yacimiento.
2) Curva de presión Build Up
Una curva resultado de una prueba de restauración de presión puede dividirse en tres regiones de acuerdo al tiempo transcurrido y la distancia recorrida por la onda de presión durante la prueba, estas regiones son: La primera, región de tiempo inicial (ETR: “Early Time Region”), la segunda, región de tiempo medio (MTR: “Middle Time Region”) y la tercera región, denominada región de tiempo final (LTR: “Late Time Region”), la cuales se muestran en la figura 2.10.
Región de Tiempo Iinicial Durante la restauración de presión, la presión causada por el cierre del pozo, se mueve a través de esta región, cuya permeabilidad puede estar alterada debido al posible daño existente en la zona; esta es la razón por la cual no se debe esperar una línea recta en la gráfica de Horner durante los tiempos iniciales de la prueba. Además del efecto que pueda causar el daño de la formación en la región de tiempo inicial, otro factor de gran importancia que puede influir en el comportamiento de la curva, es el efecto de almacenamiento o flujo posterior. El efecto de flujo posterior puede prevenirse cuando el cierre del pozo se realiza en
el fondo del mismo, esto es posible cuando se lleva a cabo una prueba de formación por medio de tubería DST o cuando se coloca una válvula de cierre en fondo durante una prueba de medición de presión en el fondo del hoyo [17]. Región de Tiempo Medio Cuando el radio de investigación se ha movido más allá de la influencia de la zona alterada en las cercanías del pozo y cuando el flujo posterior ha dejado de afectar la data de presión, usualmente se observa una línea recta ideal, cuya pendiente está relacionada directamente con la permeabilidad de la formación. Esta línea recta, usualmente continúa, hasta que el radio de investigación alcanza uno o más límites del yacimiento. El análisis de una prueba de restauración, puede hacerse utilizando el método Horner, el cual requiere que se reconozca la región de tiempo medio, la cual debe ser localizada de una forma acertada, para evitar confusiones entre regiones y así obtener resultados confiables, debido a que el cálculo de la permeabilidad, daño y presión de la formación dependen de la recta de Horner [17]. Región de Tiempo Final Cuando se alcanza un tiempo suficiente, el radio de investigación alcanzará los límites de drenaje del pozo, indicando el final de la región de tiempo medio e indicando el comienzo de la región de tiempo final. En esta región, el comportamiento de la presión está influenciado por la configuración del límite, por la interferencia de pozos cercanos, por heterogeneidades del yacimiento y por contactos entre fluidos. Si el yacimiento es infinito, esta región no se logrará identificar debido a que la recta de Horner no cambiara su pendiente
Figura 2.10. Periodos presentes en una Prueba de Restauración de Presión.
3) Factores que complican la prueba de presión build up
Frecuentemente las pruebas de presión build up no son simples, muchos factores pueden influenciar la forma de la curva que representa dicha presión. Una forma inusual puede requerir explicación para completar un análisis apropiado. Factores como fracturas hidráulicos, particularmente en formaciones de baja permeabilidad pueden tener un gran efecto en la forma de la curva.
Otros factores que causan problemas como la presión de fondo medida en condiciones pobres de funcionamiento.
La forma de la curva también puede ser afectada por la interfase roca-fluidos, contacto agua-petróleo, fluido lateral o heterogeneidades de la roca.
4)
Pruebas de arrastre “Drawdown tests”
En una prueba de abatimiento de presión, un pozo que está estático, estable y cerrado, se abre a producción. Para propósitos del análisis tradicional, la tasa de flujo se supone constante Muchas de las técnicas de análisis tradicional se derivan usando como base la prueba de abatimiento. En la práctica, las pruebas de abatimiento suelen ser difíciles de llevar a cabo bajo ciertas condiciones. Específicamente las dificultades radican en que: - Es difícil hacer fluir al pozo a una tasa constante, aun después de estar más o menos estabilizado. - Cuando las condiciones del pozo no son inicialmente estáticas o estables, especialmente si el pozo ha sido perforado recientemente o se ha dejado fluir previamente. La prueba de abatimiento es un buen método para delimitar al yacimiento, ya que el tiempo de observación requerido para una respuesta de borde es largo, y las fluctuaciones en la tasa de flujo se hacen menos significativas en períodos de tiempo muy largos. Se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante, empezando idealmente con presión uniforme en el yacimiento. La tasa y la presión son registradas como función del tiempo.
Podemos determinar a través de esta prueba:
-Estimar la permeabilidad del yacimiento. -Factores de superficie. -Determinar la presencia de daño. -Geometría del yacimiento.
Estas pruebas son aplicables particularmente a:
-Nuevos pozos. -Pozos que han sido cerrados en suficientemente mucho tiempo para permitir que la presión se estabilice. -Pozos exploratorios son frecuentemente candidatos a largas pruebas drawdown, con el objetivo común de determinar el volumen mínimo o total que está siendo drenado por el pozo.
Como se hace una prueba de declinación de presión • Se cierra el pozo por un periodo de tiempo suficiente para alcanzar la
estabilización en todo el yacimiento (si no 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 declinación extensas o pruebas límite (reservoir limit tests, RLT) se corren para delimitar el yacimiento o estimar el volumen de drene del pozo. Otros objetivos son: Hallar k, s, WBS, φ, forma del yacimiento y tamaño del yacimiento. Idealmente, el pozo se cierra hasta que alcance la presión estática del yacimiento antes de la prueba. Este requisito se consigue en yacimientos nuevos, pero a menudo es difícil o impráctico de lograr en yacimientos viejos o desarrollados. Este tipo de pruebas se analizan mediante pruebas multitasa.
Esquema de una Prueba de Presión de pozos
La figura N° 1. Muestra el flujo histórico de un pozo de petróleo. El mismo se Puede clasificar en tres periodos para el análisis. Región I: Transiente o inicial flujo usualmente utilizado para analizar las características del flujo. Región II: Flujo Posterior al Transiente es más completo. Región III: Periodo de Flujo de estado semi estable, es usado en pruebas de límite del yacimiento.
5) Pruebas de tasa de flujo multiple
Una prueba de flujo a dos o más tasas, se supone da la misma información que puede obtenerse de una prueba de restauración de presión: permeabilidad y factor de daño. Para llevar a cabo esta prueba, el pozo debe estar produciendo a una tasa constante, q1, por una longitud de tiempo razonable. Se baja un sensor de presión dentro del pozo a un nivel por encima de las perforaciones, donde se deja por unas pocas horas antes de que la tasa sea cambiada repentinamente de q1 a q2. La teoría es aplicable si q1 es menor o mayor que q2. Pero es mejor requerir que q2 sea menor que q1 por la simple razón de que siempre es posible reducir la tasa. Además, si q2 fuera mayor que q1, pwf2 podría caer por debajo de la presión de burbujeo y el gas podría salir del petróleo, lo cual añade complejidad a la interpretación de la prueba
Las pruebas de tasa múltiple han tenido la ventaja de proveer datos provisionales de la prueba mientras la producción continua. Tiende a minimizar los cambios en el coeficiente de almacenamiento del pozo y los efectos de la fase de segregación, esta prueba puede proveer buenos resultados cuando la prueba draw down o build up no pueden.
6) Pruebas de disipación de presión
Son pruebas de disipación de presión que se utilizan como herramienta para el seguimiento de pozos inyectores de agua utilizados como pozos de disposición o asociados a proyectos de recuperación mejorada. Básicamente se utilizan para estimar propiedades y condiciones en las zonas cercanas al pozo inyector. Estas pruebas son útiles para determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado, determinar si existe daño de formación (causado por taponamiento, hinchamiento de arcillas, precipitados, entre otros), el cual origina una disminución en la inyectividad del pozo. También permiten determinar la presión de fractura del yacimiento y determinar el régimen de inyección bajo el cual se están inyectando fluidos a la formación. Las pruebas de disipación de presión consisten básicamente en dos etapas principales, la primera etapa en la cual se inyecta agua a una tasa constante y luego una segunda etapa en la cual se detiene la inyección de agua, entonces ocurrirá una disminución progresiva de la presión de fondo estática del pozo. En este caso, el nivel de líquido dentro del pozo se reducirá progresivamente hasta alcanzar una condición de equilibrio entre la presión estática de la formación y la presión dentro del pozo. La inyección de fluidos en un yacimiento pudiera originar la formación de uno o más bancos de fluidos dentro del yacimiento, especialmente en tiempos tempranos de la inyección, cuando la saturación de petróleo en el yacimiento aun es relativamente alta. Por otro lado, en este tipo de proyectos es posible que se tenga una diferencia de movilidades importante entre el fluido inyectado y los fluidos contenidos en el yacimiento. En el caso en que esta diferencia de movilidades se haga significativa probablemente habría que utilizar datos adicionales en el proceso de interpretación, tales como curvas de permeabilidades relativas. Además, cuando existe una diferencia de movilidades importante es importante tenerlo en cuenta sobre todo a la hora de definir la viscosidad de los fluidos a utilizar en la interpretación. Tras el descubrimiento de un campo con éxito la perforación de pozos de uno o más, el ingeniero de yacimientos tiene que obtener la mayor información de ellos como sea posible. Esta información es necesaria para llevar a cabo una evaluación adecuada del campo antes de que la empresa operadora de que se proceda con el desarrollo.
-Permiten 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.
7) Prueba de interferencia
Las pruebas de interferencia tienen dos grandes objetivos. Ellas son usadas para (1) determinar si dos o más pozos están comunicados mediante la presión y (2) cuando la comunicación existe, proveer una estimación de la permeabilidad y el producto porosidad/compresibilidad, en las inmediaciones de los pozos probados. Las pruebas de interferencia son realizadas por al menos un pozo en producción o inyector (pozo activo) y por la observación de la presión en respuesta en al menos otro pozo cualquiera (pozo de observación). Comprobar la interferencia horizontal permite demostrar la continuidad de los estratos permeables y analizar la existencia de comunicación vertical en arenas estratificadas. En este caso, la finalidad del análisis es medir la presión a una distancia “r” del pozo; siendo “r” la distancia entre el pozo observador y el pozo activo.
En una prueba de interferencia se perfora un pozo, en la zona del acuífero a estudiar, y se bombea un caudal dado durante un tiempo. En el pozo y en algunos piezómetros próximos a él, se mide el efecto del bombeo en el nivel del agua. Las propiedades hidráulicas del acuífero, T y (o) S, se determinan sustituyendo, en las expresiones citadas en apartados anteriores, los valores del abatimiento medido en los piezómetros, las distancias de éstos al pozo y el caudal de bombeo. Los costes elevados de este tipo de pruebas y los limitados recursos económicos disponibles para realizarlas limitan el número de piezómetros empleados.
El procedimiento de un aforo es más simple que el anterior ya que solo se mide el caudal y el abatimiento en el pozo. Aunque su fin es determinar la capacidad productiva de un pozo, en algunas ocasiones se utiliza para estimar las propiedades hidráulicas del acuífero, a veces con un error apreciable. 8) Prueba 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. 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.
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.
9) Efectos de la prueba de presión
Debido a que la tasa de flujo durante las pruebas de presión se controlan desde la superficie, una tasa constante no asegura que la entrada de fluidos en la cara de la arena también sea constante. Este fenómeno es llamado efecto de almacenamiento.
Existen dos tipos de efecto: .- Efecto debido a la expansión de los fluidos. .- Efecto debido al cambio en el nivel de fluido en el espacio anular entre tubing y casing.
EFECTO DE REDISTRIBUCIÓN DE FASES: Fenómeno que ocurre a nivel de pozo. Consiste en el movimiento de fluidos dentro del pozo. FACTORES QUE AFECTAN A UNA PRUEBA DE PRESIÓN Profa. FABIOLA MOTTOLA Ocurre cuando la presión de fondo menor a presión de saturación. Origina una región de dos fases en la vecindad del pozo. La fase gaseosa produce una presurización de los fluidos. Afecta el comportamiento de la presión a tiempos cortos.
EFECTO DE LLENE Y ALMACENAMIENTO: Este fenómeno afecta las mediciones de presión una vez cerrado el pozo, ya que la formación continua aportando fluidos al pozo hasta alcanzar las condiciones de equilibrio hidrostática. (post-flujo) Afecta el comportamiento de la presión a tiempos cortos.
EFECTO DE DAÑO: Daño a la formación se puede definir como una reducción en la permeabilidad de una zona productora en la vecindad de un pozo. Puede ser causada durante el período de perforación, terminación o producción de un pozo. Cuando una formación tiene un valor de daño mayor que cero (S>0), se considera que el pozo presenta restricciones de flujo y mientras mayor sea este valor, mayor será la reducción de la permeabilidad. Cuando el pozo no presenta daño el valor de S es igual a cero (S=0), mientras que cuando el valor es negativo (S<0) se considera que el pozo se encuentra estimulado.
Drill Stem Test: Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas.
Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de presiones. Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes. Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen: 1.- Efecto de la prueba previa de presión (pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño.
2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período del pretest.
3.- Efecto de la temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante. 10) Prueba de Permeabilidad Determinación de la permeabilidad. La permeabilidad de la formación se puede determinar de la siguiente manera:
Establecer el probable inicio del tiempo intermedio real (TIR) cuando desaparezca el efecto consistente en el movimiento del fluido al pozo (afterflow).
Asumir que el probable final del TIR ocurre cuando la curva de Horner se vuelve no lineal.
Luego, calcular la pendiente de la aparente línea del TIR y estimar la permeabilidad por medio de la ecuación (3)
Ecuación 3
Puede ser de ayuda en el análisis del TIR el cálculo de la permeabilidad promedio, kj, a partir de los datos obtenidos de la prueba del buildup. Partiendo del índice de productividad J y la Ley de Darcy se obtiene la ecuación (4) que es válida sólo si el estado seudo-estable es alcanzado en el período de producción.
Ecuación 4
Despejando kj se obtiene la ecuación (5):
Ecuación 5
Para un pozo que no se encuentra dañado ni estimulado, kj debe ser igual a la permeabilidad de la formación k, determinada a partir de la pendiente del TIR, para un pozo dañado kjk.
Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presión se debe restaurar casi hasta la presión original y en el segundo cierre solo será necesaria hasta que la presión llegue a unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presión inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presión donde (t + θ)/θ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presión final de cierre (t + θ)/θ y donde el
tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (θ). Extender la unión anterior hasta que corte la ordenada de presión donde (t + θ)/θ =10.
Usando el ΔP que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de
acuerdo a la ecuación:
