Pruebas de Pozos Petroleros

2

Índice de Contenido Pág. Índice de Contenido…………………………………………………………………3 Índice de Figuras……………………………………………………………………5 Introducción………………………………………………………………………….6 Pruebas de Pozos…………………………………………………………………..7            

Características…………………………………………………………..8 Consideraciones………………………………………………………...8 Determinación de las Condiciones Operacionales………………….8 Evaluación del Yacimiento……………………………………………..9 Manejo del Yacimiento…………………………………………………9 Descripción del Yacimiento…………………………………………..10 Razones para Realizar Pruebas de Pozos…………………………10 Interpretación de Pruebas de Presión………………………………10 Aplicaciones de las Pruebas de Presión……………………………11 Análisis de las Pruebas de Presión………………………………….12 Objetivos………………………………………………………………..12 Bases Matemáticas para el Análisis de Pruebas de Presiones….13

Tipos Pruebas para Pozos de Petróleo  Prueba de Restauración de Presión………………………………...13  Regiones de una Curva de Restauración de Presión…15  Región de Tiempo Inicial……………………...16  Región de Tiempo Medio……………………..17  Región de tiempo final (LTR: “late time región”)………………………………………….17  Desventajas………………………………………………...17  Pruebas de Restauración de Presión en Pozos de Gas18  Prueba de Declinación de Presión…………………………………..18  Como se Hace una Prueba de Declinación de Presión.18  Desventaja………………………………………………….20  Prueba de Interferencia……………………………………………….20  Desventaja………………………………………………….21  Pruebas de Inyección…………………………………………………22  Desventaja………………………………………………….23  Pruebas de Falloff……………………………………………………..23  Pruebas de Producción DST (Drill Stem Test)…………………….24

3

       

Efecto de la Prueba Previa de Presión (Pretest)………24 Efecto de la Permeabilidad……………………………….25 Efecto de la Temperatura…………………………………26 Propósito……………………………………………………26 Usos de los datos DST……………………………………27 Información calculada de un DST……………………….27 Componentes de la Herramienta…………………….…..27 Proceso de Prueba………………………………………..28  DST Convencional…………………………….28  Prueba Straddle Packer………………………29  Pruebas de Arrastre…………………………………………………..29 Prueba de Pozos de Gas…………………………………………………………30  Tipos de Pruebas en Pozo de Gas  Prueba de Flujo Transitorio……………………………...31  Prueba de Flujo Estabilizado…………………………….31  Flujo Continuo o Estacionario…………………………...32  Prueba Convencional…………………………………….32  Las principales pruebas convencionales  Prueba de Potencial………………………….34  Prueba Isocronal……………………………...35  Aplicación……………………………...37  Prueba Isocronal Modificada………………..37  Determinación de Permeabilidades a partir de Pruebas de Presión…………………………………………………………………38 Pozos Verticales y Pozos Horizontales………………………………………..39  Diferencias con las Pruebas de Pozos Verticales………………..39 Interpretación Individual del informe……………………………………………41 Glosario…………………………………………………………………………….51 Referencias Bibliográficas……………………………………………………….54

4

Índice de Figuras Pág. Figura Nº 1. Representación Esquemática de la Prueba de Restauración de Presión. …………………………………………………………………………….14 Figura Nº 2. Grafico representativo de una prueba de restauración de presión en el que se identifican las regiones de tiempo inicial (ETR), de tiempo medio (MTR) y de tiempo final (LTR)…………………………………..16 Figura Nº 3. Tiempo de Flujo…………………………………………………….19 Figura Nº 4. Representación esquemática de la Prueba de Declinación de Presión……………………………………………………………………………...19 Figura Nº 5. Representación esquemática de una Prueba de Interferencia.21 Figura Nº 6. Representación esquemática de una prueba de inyección…..22 Figura Nº 7. Representación esquemática de una Prueba de Falloff……...23 Figura Nº 8. Efecto de la Prueba Previa de Presión………………………….25 Figura Nº 9. Efecto de la Permeabilidad……………………………………….25 Figura Nº 10. Componentes de la Herramienta DST………………………...28 Figura Nº 11. Representación esquemática de la Prueba de Arrastre…….30 Figura Nº 12. Representación esquemática de la Prueba Convencional….33 Figura Nº 13. Representación esquemática de la Prueba Isocronal……….36

5

Introducción

Una vez terminado el proceso de completación y reacondicionamiento del pozo petrolero es necesario llevar a cabo distintas pruebas de manera periódica, con el objeto de determinar datos como por ejemplo; caudal, diferenciales de presión, permeabilidades y demás datos referentes a definir las características del yacimiento, todos con el objeto de optimizar y mantener la producción del pozo. Entre las pruebas más realizadas a los pozos petroleros están las llamadas “pruebas de presión “las cuales consisten en suministrar al pozo un estímulo con el objeto de definir u obtener datos referentes de las distintas variaciones de la taza de flujo y otros parámetros como la permeabilidad, factores de daño distancia a los bordes o límites del yacimiento, comunicación entre pozos, etc. Las pruebas de presión pueden ser distintas dependiendo del tipo de pozo al que se le aplique una de ellas, es decir si es un pozo de gas estas pruebas pueden ser; pruebas de flujo transitorio, de flujo estabilizado, pruebas de flujo continuo o estacionario y las denominadas pruebas convencionales (pruebas de potencial, isocronales e isocronales modificadas), en caso de ser un pozo de petróleo por lo general las que más se requieren son las pruebas de restauración de presión, pruebas de arrastre, pruebas de disipación de presión en pozos inyectores entre otras. Es importante destacar que las pruebas de pozos son principalmente utilizadas para poder definir que taza de flujo debe de aportar el yacimiento al pozo de tal manera de que la producción sea lo más constante posible, manteniendo un nivel de flujo adecuado a los parámetros de vida del yacimiento y así obtener las ganancias esperadas inicialmente antes de iniciar el proceso de producción.

6

Pruebas de Pozos

Las pruebas de pozos, son utilizadas para proveer la información que nos proporcionen las características del yacimiento, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El análisis de pruebas de pozo 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. Las pruebas de pozos consisten en un proceso en el cual se somete el pozo a un impulso, el cual produce un cambio en la tasa de flujo y se mide su respuesta, es decir, un cambio de presión. La respuesta del yacimiento está determinada por parámetros tales como: la permeabilidad, factor de daño, coeficiente de acumulación en el pozo, distancia a los bordes, entre otros. La interpretación de pruebas de presión es el método primario para determinar permeabilidad, factor de daño, presión de yacimiento, longitud y conductividad de fractura y heterogeneidad del yacimiento. Además, es el único método más rápido y más barato para estimar variable dependientes del tiempo como el factor de daño y la permeabilidad en yacimientos sensibles al esfuerzo. Por lo tanto 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). Límites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento.

Básicamente los objetivos del análisis de las pruebas de presión son:   

Evaluación del yacimiento. Manejo del yacimiento. Descripción del yacimiento.

7

Basados en el entendimiento de la física de yacimientos, se desarrolló un modelo matemático que relaciona los parámetros de yacimiento con la respuesta del pozo. En consecuencia, cuando cotejamos la respuesta del modelo a la respuesta medida del yacimiento podemos inferir que los parámetros del modelo son iguales a los parámetros del yacimiento. Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento. Para planificar una prueba de presión debemos tomar en consideración una serie de parámetros que nos permitirán obtener los resultados esperados.

 Características:

 

Consideraciones operacionales. Cálculos requeridos para el diseño.

 Consideraciones:

   

Estimar el tiempo de duración de la prueba. Estimar la respuesta de presión esperada. Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones. Tener claras las condiciones del pozo.

 Se deben determinar las condiciones operacionales las cuales dependen de:

   

Tipo de pozo (productor o inyector). Estado del pozo (activo o cerrado). Tipo de prueba (pozo sencillo o pozos múltiples). Declinación, restauración, tasas múltiples.

8



Presencia o no de un sistema de levantamiento (requerimientos de completación).

 Evaluación del Yacimiento

Para tomar la decisión de poner en producción un yacimiento se debe conocer:   

Capacidad de entrega. Propiedades. Tamaño.

A través de las pruebas de presión, se puede determinar: la permeabilidad horizontal (kh), la presión inicial (pi) y los límites del yacimiento La permeabilidad horizontal (kh) nos indica qué tan rápido los fluidos pueden fluir al pozo. Por lo cual es un parámetro a tener en cuenta para diseñar el espaciamiento y el número de pozos. La presión nos indica que tanta energía tiene el yacimiento y permite pronosticar por cuánto tiempo el yacimiento podrá producir. Las presiones en la vecindad del pozo son afectadas por la perforación y por la producción, y puede ser bien diferente del valor de la presión del yacimiento. La interpretación de las pruebas de pozo permite inferir las presiones a distancias considerables del pozo a partir de las presiones locales que se miden en los pozos. El análisis de los límites permite determinar cuánto fluido está presente en el yacimiento y si los límites son cerrados o abiertos.

 Manejo del Yacimiento

Durante la vida del yacimiento se debe monitorear el desempeño y las condiciones de los pozos .Es útil monitorear los cambios en la presión promedio del yacimiento de tal manera que se puedan refinar los pronósticos de desempeño del yacimiento. Al monitorear los pozos es posible determinar los candidatos para trabajos de workover o de estimulación.

9

 Descripción del Yacimiento

Las pruebas de presión pueden ser interpretadas para estimar las propiedades globales del yacimiento, ya que dichas pruebas no son sensitivas a las heterogeneidad es de escala local.

 Razones para Realizar Pruebas de Pozos

Consideraciones técnicas y económicas ayudan a establecer estrategias de desarrollo de un campo. Optimizar su desarrollo requiere un modelo de yacimiento que sea capaz de predecir de la manera más realista posible el comportamiento dinámico del campo en términos de tasa de producción y fluidos recuperados bajo diferentes condiciones de operación. Tal modelo se construye utilizando datos geológicos, geofísicos y del pozo. Los parámetros necesarios, se obtienen de medidas directas (cores, cortes, muestras de fluidos, etc.) y de la interpretación de datos (sísmica, registros eléctricos de pozos, pruebas de pozos, análisis PVT, etc.). Los datos sísmicos y de registros eléctricos de pozos suministran información estática del yacimiento, pero solamente los datos de la prueba de pozos proporcionan información sobre la respuesta dinámica del yacimiento, elemento importante en la construcción de modelos.

 Interpretación de Pruebas de Presión

La interpretación de una prueba de presión es la aproximación o cotejo del comportamiento de presión, con modelos de yacimientos previamente establecidos por soluciones analíticas; esto, mediante el uso de métodos gráficos. Además la interpretación de pruebas consiste de varias etapas: 1. La identificación de los regímenes de flujo presentes a lo largo de la prueba de presión. 2. La estimación de parámetros mediante la identificación del modelo de interpretación. 10

3. La verificación de la validez que tiene el modelo de interpretación usado. 4. El cálculo de los parámetros del yacimiento y del pozo. 5. Y por último, el uso de los valores obtenidos para los parámetros, en los procesos de integración, mejoramiento de la productividad, y en la caracterización y gerencia de yacimientos.

 Aplicaciones de las Pruebas de Presión

Las pruebas de presión pueden interactuar con un gran número de disciplinas, con el objetivo de brindar mayor apoyo en la obtención de información fundamental para la caracterización y gerencia de yacimientos; entre estas aplicaciones tenemos:

 ellas, además determina si éstas son sellantes o no sellantes. 

En la sedimentología, ayuda a detectar canales preferenciales de flujo y la continuidad de las arenas.



En la petrofísica y estratigrafía, define las unidades de flujo y los cambios de litología.



En la geoestadística, establece mapas de presiones y de capacidad de flujo.



En la geomecánica, permite la estimación de los esfuerzos efectivos, la ventana de lodo para mantener la estabilidad del hoyo, diseño de fracturamiento (hidráulico/ácido), y la tasa crítica para el control de arena.



En la simulación de yacimientos, permite la validación del modelo geológico mediante un cotejo histórico.



En la perforación y completación, ayuda al diseño de la ventana de lodo, así como determina el efecto superficial, y permite el cañoneo selectivo.

11



En el área de producción, permite establecer la tasa crítica para el control de la Conificación de agua, y ayuda al diseño del levantamiento artificial, procesos de fracturamiento o estimulación, y el diseño de instalaciones de subsuelo y superficie.



Por último, en el área de yacimientos, permite conocer el potencial (IP), la eficiencia de flujo, así como la vida del yacimiento, estado de agotamiento, extensión del yacimiento, la comunicación areal/vertical, y el tipo de fluidos.

 Análisis de las Pruebas de Presión

El análisis de prueba de presión 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.

 Objetivos

1. Proporcionar al Ingeniero las bases teóricas que permitan el entendimiento de las relaciones matemáticas a utilizar. Esto implica conocer las ecuaciones de flujo la formulación del problema con valor de frontera. 2. Escribir las ecuaciones apropiadas para describir un sistema pozo – yacimiento particular. 3. Análisis, interpretación y validación de las pruebas de pozos usando las técnicas más modernas de análisis. Esto incluye análisis simplificado log– log, análisis semi–log, métodos de Curva Tipo, análisis específicos, Métodos de la Derivada, Convolución, Deconvolución.

12

4. Uso y aplicación de programas comerciales de diseño, en análisis e interpretación de pruebas de pozos.

 Bases Matemáticas para el Análisis de Pruebas de Presiones

Ecuaciones Básicas o Leyes Físicas: 1. Conservación de la Masa. 2. Conservación de la Energía. 3. Conservación del Momento. 4. Ecuaciones de Transporte. Ley de Darcy. 5. Condiciones de Equilibrio. 6. Ecuaciones de Estado y propiedades de los fluidos y de las rocas.

Tipos Pruebas para Pozos de Petróleo  Prueba de Restauración de Presión

La prueba Build up, consiste en tomar datos y realizar el estudio de un yacimiento a través de un pozo que ha sido cerrado temporalmente para tal finalidad. Uno de los principales objetivos de este análisis es determinar la presión estática del yacimiento sin necesidad de esperar semanas o meses para que la presión del yacimiento se estabilice. Esta prueba además nos permite conocer algunos parámetros tales como:    

Permeabilidad efectiva del yacimiento. Efectos de daño alrededor del Pozo. Presencia de fallas. Algunas interferencias de la producción del pozo. 13



Límites del yacimiento, donde no hay un fuerte empuje por agua o donde el acuífero no es de gran tamaño comparado con el tamaño del yacimiento.

Para la ejecución de la prueba se asumen algunas características entre las cuales podemos encontrar:  El Yacimiento debe ser homogéneo, isotrópico y horizontal de espesor uniforme. El fluido debe encontrarse en una fase simple, debe ser poco compresible, con viscosidad constante, al igual que el factor volumétrico de formación. Este tipo de pruebas se realiza a pozos productores, en estas el pozo es producido a una tasa constante, durante un cierto tiempo, luego el pozo es cerrado para permitir la restauración de presión y se toman medidas de la presión de fondo en función del tiempo. 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 (Figura Nº 1).

Figura Nº 1. Representación Esquemática de la Prueba de Restauración de Presión. Al cerrar el pozo se mide la presión de fondo (Pwf @ Δ t=0) y se empieza a medir en función del tiempo de cierre (Δ t).

14

Una prueba de restauración se corre de la siguiente manera: 1. Determinar la ubicación de los empaques, tamaño de la tubería de producción y la tubería de revestimiento, profundidad del pozo. 2. Estabilizar el pozo a una rata de producción constante, q. 3. Cerrar el pozo y registrar el valor Pwf (justo antes del cierre). 4. 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 depresión 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. El periodo de tiempo no debe ser muy pequeño para no tener problemas con el radio de investigación. El modelo teórico idealizando un yacimiento, en el cual se basan las ecuaciones utilizadas para realizar los cálculos durante un proceso de restauración de presión, asume lo siguiente:    

Fluido de compresibilidad pequeña y constante. Permeabilidad constante e isotrópica. Viscosidad independiente de la presión. Porosidad constante, medio porosa homogénea.

 Regiones de una Curva de Restauración de Presión

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 TimeRegion”), la segunda, región de tiempo medio (MTR: “Middle TimeRegion”) y la tercera región, denominada región de tiempo final (LTR:“Late Time Region”), observar la Figura Nº 2.

15

Figura Nº 2. Grafico representativo de una prueba de restauración de presión en el que se identifican las regiones de tiempo inicial (ETR), de tiempo medio (MTR) y de tiempo final (LTR).

 Región de Tiempo Inicial

La presión transeúnte causada por el cierre del pozo durante la restauración de presión 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 [Pws Vs Log ((tp+Δt) / Δ t)] durante los tiempos iniciales de la prueba. Además del efecto que pueda causar el daño de la formación en la región de tiempo inicial (ETR), 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:"DrillstemTest") o cuando se coloca una válvula de cierre en fondo (“Down holeshut-in tool”) durante una prueba de medición de presión en el fondo del hoyo (BHP). 16

 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. Un análisis sistemático de una prueba de restauración de presión puede hacerse utilizando el método Horner, el cual se aplica en pruebas de restauración de presión, construyendo una gráfica de Pws Vs Log ((tp+ Δ t) / Δ t), este método 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.

 Región de tiempo final (LTR: “late time región”)

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 cambiará su pendiente.

 Desventajas

Posible dificultad para mantener la tasa de producción constante en algunos casos y otra es la duración del cierre puede excederse por largo tiempo perdiendo producción.

17

 Pruebas de Restauración de Presión en Pozos de Gas

Al igual que en el caso de los pozos de petróleo, las pruebas depresión buildup en pozos de gas, sólo si se analiza correctamente usando la gráfica de Horner, puede proveer los valores más aproximados de la permeabilidad y el factor de daño. La única diferencia es que una buildupen pozos de gas debe estar acompañada por dos periodos de flujo separados, uno antes y otro después de la prueba.

 Prueba de Declinación de Presión

Estas pruebas se efectúan con el fin de obtener:   

Permeabilidad promedia en el área de drene del pozo. Volumen poroso del yacimiento. Determinar heterogeneidades (en el área de drenaje). Lo que directamente se obtiene es:

 

Transmisibilidad. Volumen poroso por compresibilidad total.

 Como se Hace una Prueba de Declinación de Presión



Se cierra el pozo por un periodo de tiempo (observar la Figura Nº 3) suficiente para alcanzar la estabilización en todo el yacimiento (sino hay estabilización probablemente se requiera una prueba multitasa), observar la Figura Nº 4.



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.

18

Figura Nº 3. Tiempo de Flujo.

El tiempo de flujo (tp) se define así: Dónde: Np: Petróleo Acumulado por el pozo antes del cierre, BN. Qo: tasa de flujo estabilizada antes del cierre, BN/día.

Figura Nº 4. Representación esquemática de la Prueba de Declinación de Presión.

19

Otros objetivos son: Hallar permeabilidad, daño o estimulación, porosidad, 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.

 Desventaja

No mantiene una tasa de producción constante. 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.

 Prueba de Interferencia

Es una prueba en la cual, un pozo está en producción y la presión es observada en otro pozo (o pozos). Una prueba de interferencia monitorea los cambios de presión en el reservorio a una distancia desde el pozo productor original. Este tipo de pruebas es la más comúnmente usada para determinar si dos pozos se están comunicando a través de sus zonas productoras y puede ser útil para caracterizar las propiedades del yacimiento en una escala más grande que en una prueba convencional. Dado que los cambios de presión a una distancia considerable del pozo productor son mucho más pequeños se requieren equipos sofisticados y tiempo considerable.

Las pruebas de interferencia tienen como objetivos. 

Determinar si dos o más pozos están comunicados mediante la presión.

20



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), observar la Figura Nº 5. 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.

Figura Nº 5. Representación esquemática de una Prueba de Interferencia.

 Desventaja

Esta prueba puede durar mucho tiempo y además requiere la colocación de herramientas muy sensibles.

21

 Pruebas de Inyección

Es una prueba similar a la prueba de declinación de presión, pero en lugar de producir fluidos se inyectan fluidos, normalmente agua, ver la Figura Nº 6. Es un procedimiento llevado a cabo para establecer el ritmo y la presión a la que los fluidos pueden ser bombeados al lugar de tratamiento sin fracturar la formación. La mayoría de los tratamientos de estimulación y reparaciones correctivas, tales como compresión de cementación, se llevan a cabo después de una prueba de inyección para ayudar a determinar los parámetros claves del tratamiento y los límites de funcionamiento. Del mismo modo, las pruebas de inyección también se llevan a cabo cuando se bombean fluidos de recuperación secundaria, como el agua, nitrógeno, CO2, gas natural y vapor.

Figura Nº 6. Representación esquemática de una prueba de inyección. 22

 Desventaja

Complicados análisis multifasico que se deben hacer, al menos que se inyecten fluidos de la misma formación.

 Pruebas de Falloff

Considera una declinación de presión inmediatamente después de la inyección. Idéntico a una prueba de restauración. Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo, observar la Figura Nº 7. Con esta prueba es posible 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.

Figura Nº 7. Representación esquemática de una Prueba de Falloff. 23

 Pruebas de Producción DST (Drill Stem Test)

Un DST provee un medio para la estimación de la formación y las propiedades de los fluidos antes de la completación del pozo. Básicamente, la DST es una completación temporal de un pozo. La herramienta del DST es un arreglo de paquetes y válvulas localizados al final de la tubería de perforación. Este arreglo puede ser usado para aislar una zona de interés y dejar que produzca dentro de la tubería. Una muestra de fluido es obtenida en la prueba, de este modo, la prueba nos puede decir los tipos de fluidos que el pozo producirá si es completado en la formación probada. Con las válvulas de superficie en el dispositivo del DST, es posible tener una secuencia de los periodos de flujo seguidos por los periodos de cierre. Un medidor de presión en el dispositivo DST puede medir presiones durante los periodos de flujo y de cierre. Las presiones medidas durante los periodos de cierre pueden ser particularmente importantes para la estimación de las características de la formación así como el producto permeabilidad/espesor y factor de daño. Esta data también puede usarse para determinar la posible presión de agotamiento durante la prueba. Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen:

 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, observar la Figura Nº 8.

24

Figura Nº 8. Efecto de la Prueba Previa de Presión.

 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, observar la Figura Nº 9. 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.

Figura Nº 9. Efecto de la Permeabilidad.

25

 Efecto de la Temperatura

Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2md/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. 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. Esta prueba se usa durante o inmediatamente después de la perforación del pozo y consiste de pruebas de cierre o flujo cortos y seguidos. Su propósito es establecer el potencial del pozo, aunque el factor de daño estimado no es muy representativo porque puede ocurrir una limpieza del mismo pozo durante la primera etapa productiva del mismo.

 Propósito

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.

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 sirve para la determinación de la presión inicial o la presión promedia.

26

 Usos de los datos DST

1. Descripción del yacimiento. 2. Un volumen recuperado. Cartas de tiempos de flujo y cierre y presiones de Fondo vs. Tiempo.

 Información calculada de un DST

Permeabilidad, daño o estimulación y radio de investigación, distancia a fallas y presión promedia (si el tiempo de prueba lo permite).

 Componentes de la Herramienta

Los principales componentes de una herramienta DST (ver la Figura Nº 10), junto con sus respectivas funciones, son mostradas a continuación: El ancla sostiene el empaque en el lugar correcto y saca cortes o basuras que pueden taponar el equipo. Los registradores de presión normalmente son dos. Proporcionan un registro completo de lo que pasa en el pozo. El empaque puentea o separa el pozo en el punto inmediatamente sobre a la zona a probar. La válvula Igualadora de presión (By-Pass): permite al lodo fluir hacia abajo a través del empaque al final de la prueba. Iguala las presiones arriba y abajo de la herramienta haciendo fácil la sacada de la herramienta. La válvula retenedora (Probadora) previene la entrada del lodo a la sarta de perforación mientras se baja la herramienta. Retiene la muestra de fluido cuando se saca el equipo.

27

Figura Nº 10. Componentes de la Herramienta DST.

 Proceso de Prueba

 DST Convencional

1. Mientras se baja la herramienta el empaque se colapsó permitiendo elevar el nivel del lodo. 2. Una vez llegado al objetivo se fija el empaque (compresión y expansión) para aislar la zona inferior del resto del pozo. 3. Se opera la válvula revendedora de modo que la zona aislada se expone a la baja presión dentro de la sarta vacía. Causa que los fluidos de la formación entren a la sarta.

28

4. Al final de la prueba la válvula retenedora se cierra atrapando cualquier fluido sobre ella. Se abre la válvula igualadora para equilibrar presiones. 5. Se reduce el peso y se libera el empaque. 6. Se retira la sarta. Se invierte la prueba mediante el cierre de las preventoras e inyección de lodo por el anular.

 Prueba Straddle Packer

Aislar completamente una zona.

 Pruebas de Arrastre

Una prueba de presión durante el período de flujo consiste en la medición de presiones en el fondo del pozo, hecha durante un determinado período de tiempo a una tasa de producción constante (observar la Figura Nº 11). Usualmente el pozo es cerrado antes de una prueba de flujo durante un tiempo suficientemente largo como para que el yacimiento alcance la presión estática. La prueba de flujo (Drawdown) puede durar desde unas pocas horas hasta varios días si es necesario, dependiendo de los objetivos de la prueba.

La información obtenida de esta prueba es la siguiente:



Permeabilidad del yacimiento.



Factor de daño.



Volumen del yacimiento (si la prueba se realiza por largo tiempo).

29

Figura Nº 11. Representación esquemática de la Prueba de Arrastre.

Prueba de Pozos de Gas

Es una herramienta utilizada para caracterizar al sistema pozoyacimiento, 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 introduce un disturbio o perturbación en el yacimiento, cambiando 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 inyectar 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

30

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.

 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 diagnóstico de presión para asegurarnos que se haya alcanzado el radio infinito de acción del fluido (IARF) antes 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 cual 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.

31

 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 “Draw- down”, se establecerá el caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo.

 Prueba Convencional

Se selecciona una tasa Q1 y se espera a que la presión de fondo se estabilice a un nivel Pwf. El proceso se repite aumentando gradualmente la tasa y observando la presión estabilizada hasta que se cierra el pozo. Con estos datos se construye el grafico log (P2 – Pwf2)n vs log q, el cual puede ser utilizado para el cálculo de disponibilidad futura. Extrapolando la recta hasta Pwf = 0 se obtiene el potencial máximo (AOF). Esta prueba se utiliza para pozos de alta productividad (alta permeabilidad), observar la Figura Nº 12.

32

Figura Nº 12. Representación esquemática de la 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 aproximadamente 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. 33

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 dependerá 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 total. 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 está 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.

34

 Prueba Isocronal

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, observar la Figura Nº 13. 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. 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 “presión 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 “radio de investigación”. En pocas palabras las pruebas isocronales consisten en hacer producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de tiempo iguales y cerrar el pozo hasta alcanzar el Pr de área de drenaje.

35

Figura Nº 13. Representación esquemática de la Prueba Isocronal.

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 alcanzado 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. 36

 Aplicación



Cerrar el pozo hasta restaurar la presión promedio del área de drenaje Pr.



Abrir el pozo a taza de producción constante y medir la presión fondo fluyente a intervalos de tiempo específicos. El tiempo producción de cada etapa puede ser menor que el tiempo estabilización. Cerrar el pozo hasta restaurar la presión promedio del yacimiento el área de drenaje.



de de de en



Cambiar Choke y abrir el pozo a una nueva tasa de producción constante. Medir las presiones de fondo fluyentes a los mismos intervalos de tiempo.



Repetir el procedimiento hasta obtener el número de mediciones deseado para el análisis.

 Prueba Isocronal Modificada

Las pruebas Isocronales modificadas han sido empleadas extensivamente en yacimientos de baja permeabilidad, debido a que permiten “salvar” 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.

37

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 la permeabilidad horizontal kh, pero no su distribución vertical. Esta prueba se emplea para yacimientos de baja permeabilidad, tasa de flujo y potencial máximo.

 Determinación de Permeabilidades a partir de Pruebas de Presión

El análisis de las pruebas de presión transitoria permite estimar la capacidad de flujo (k.h), para luego inferir la permeabilidad efectiva promedio de la formación en sitio. Sin embargo, los resultados tienen que interpretarse a partir del cambio de presión con el tiempo. Los intérpretes usan varias técnicas, incluyendo el análisis de regímenes de flujo específicos y el ajuste con curvas tipo o con un modelo de formación. En las pruebas convencionales, el pozo se deja en producción por un tiempo lo suficientemente largo como para detectar los límites del yacimiento. Las pruebas de impulsos duran un tiempo corto y son útiles para pozos que no fluyen a la superficie. En la mayoría de las pruebas convencionales, el objetivo es medir la transmisibilidad (khh/m) durante el flujo radial. El espesor del yacimiento, h, se puede estimar en el pozo a partir de los registros de pozos. De igual modo, con estas pruebas de pozos convencionales, se puede determinar el grado de heterogeneidad, pero no se puede determinar la distribución de la permeabilidad y no hay resolución vertical. En el aspecto económico, las pruebas de pozos son costosas desde el punto de vista de los equipos de prueba y del tiempo de los equipos de perforación y/o determinación de pozos.

38

Pozos Verticales y Pozos Horizontales

El uso de pruebas de presión para determinar los parámetros del reservorio y la productividad en pozos horizontales ha llegado a ser muy común por el surgimiento de la perforación horizontal. Inicialmente las pruebas de presión en pozos horizontales eran analizadas con las técnicas convencionales diseñadas para pozos verticales. Durante las últimas dos décadas, soluciones analíticas han sido presentadas para el comportamiento de la presión en pozos horizontales. Nuevos regímenes de flujo han sido identificados, y simples ecuaciones y criterios para cada régimen de flujo han sido presentados. Los regímenes de flujos son ahora utilizados frecuentemente para estimar la permeabilidad horizontal y la permeabilidad vertical del reservorio, el factor de daño y la presión del reservorio.

 Diferencias con las Pruebas de Pozos Verticales

Las pruebas en pozos horizontales difieren de la de pozos verticales en los siguientes aspectos: 

La geometría de flujo en una prueba de presión de un pozo horizontal es tridimensional comparado a la geometría de flujo unidimensional en las pruebas de pozos verticales. Como resultado, el análisis de una prueba para pozos horizontales es mucho más complejo que para pozos verticales, ya que los pozos horizontales presentan S (Factor de daño) negativos.



La mayoría de los modelos para pozos horizontales asumen que están perfectamente horizontales. En general, los hoyos de los pozos son raramente horizontales, con muchas variaciones en el plano vertical a lo largo de la longitud del pozo.



El intervalo abierto para el flujo del o los fluidos al pozo es mucho más grande en un pozo horizontal que en uno vertical. En muchos casos, la longitud de producción de un pozo horizontal no puede ser conocida al menos que se haya corrido un registro de producción para determinar el caudal a lo largo del pozo.

39



La permeabilidad vertical juega un roll importante en las pruebas de presión de pozos horizontales mientras que en los pozos verticales no.



Hay más regímenes de flujo posibles en pruebas de pozos horizontales que en la de verticales.



Es difícil estimar la longitud exacta de producción de un pozo horizontal.

40

Interpretación

Las pruebas de pozos permiten principalmente saber que ecuación se va a utilizar de acuerdo a las características obtenidas en el estudio así como también obtener parámetros tales como: la permeabilidad, factor de daño, coeficiente de acumulación en el pozo, distancia a los bordes, entre otros. Estas pruebas son muy ventajosas ya que a partir de ellas se puede conocer de una forma real cual será la tasa de producción y los volúmenes de fluidos que se pueden recuperar de un pozo determinado, es decir, lo que un pozo me puede aportar bajo diferentes condiciones de operación. Las pruebas de presiones consisten en causar un cambio o una perturbación en la tasa de flujo del yacimiento y ver como este cambio repercute en la presión del mismo, es decir, que cambio se genera, como responde el yacimiento y a partir de estos cambios se puede interpretar cuales son las propiedades del yacimiento. Entre sus principales ventajas esta que: permiten conocer la eficiencia de flujo, así como la vida del yacimiento, estado de agotamiento, extensión del yacimiento, la comunicación areal/vertical, y el tipo de fluidos. Las pruebas de restauración de presión consisten en abrir el pozo y ponerlo a producir a un caudal constante en un tiempo determinado y luego cerrarlo hasta que se restaure la presión de fondo fluyente esto se repite varias veces y se van tomando los tiempos que la presión tarda para restaurarse con el objetivo de conocer cuál es la presión estática del yacimiento. A partir de esta prueba podemos conocer cuál es la permeabilidad efectiva del yacimiento, si existe una presencia de falla así como también los límites del yacimiento, dónde no hay un fuerte empuje por agua o dónde el acuífero no es de gran tamaño comparado con el tamaño del yacimiento. Debido a que cuando se realizan estas pruebas se tiene que esperar un tiempo considerado hasta que la presión se estabilice, representa una desventaja puesto que aumenta la producción diferida y no se puede iniciar rápido la verdadera producción que nos interesa. Estas pruebas se realizan también de forma similar en los pozos de gas solo que en este caso ejecutan dos periodos de flujos separados, uno antes de hacer la prueba y otro después de la prueba. La prueba de interferencia es una prueba a partir de la cual se puede conocer si hay comunicación entre pozos debido a que ésta se lleva a cabo poniendo a producir un pozo y observar cómo se va comportando la presión

41

en otro pozo. También es posible determinar la distancia que abarca el yacimiento y a partir de esto se pueden establecer pozos inyectores cuando así se requiera. Muy ciertamente tiene la desventaja de que su realización lleva mucho tiempo lo cual no es factible para la producción así como también que requiere de la colocación de herramientas muy sensibles. Las pruebas de inyección se realizan con la finalidad de conocer cuál es la mejor forma de bombear fluidos a la formación, es decir, a que presión y ritmo debe hacerse de manera tal de no causar daño o fractura a la formación, en otras palabras, no correr el riesgo de tener una pérdida de circulación. Básicamente se trata de tener la orientación de cómo realizar un proceso de tratamiento en el pozo. También a partir de esta prueba se puede conocer cómo se deben inyectar los fluidos al yacimiento cuando se llegue a la etapa de recuperación secundaria. Las pruebas de arrastre son pruebas que permiten conocer como es la movilidad del fluido dentro del yacimiento, qué tan rápido se mueve el crudo dentro de éste, se conocen parámetros de permeabilidad así como también el volumen del yacimiento. Para llegar a esto se cierra el pozo por un tiempo suficiente hasta que alcance condiciones estáticas y luego se pone a producir a una tasa constante. La prueba DST se aplica después de la perforación del pozo y antes de la completación del mismo. La herramienta del DST se coloca en la última parte de la tubería de perforación esta permite aislar la zona de la formación que se quiere estudiar dejando que ésta produzca dentro de la tubería con el fin de poder extraer muestras de fluidos que permitan conocer el tipo de fluido que esta zona va a producir de ser completada en esta área. Esta es una prueba que permite determinar las propiedades de la formación y el daño, los cuales podrían usarse para estimar el potencial de flujo del pozo. Un DST puede en ciertos casos detectar barreras, si éstas son cercanas al pozo: fallas, discontinuidades, frentes de inyección, etc. Las pruebas convencionales se aplican a pozos de gran productividad y consiste en abrir el pozo a una tasa determinada, esperar que la presión de fondo fluyente se estabilice y posteriormente el caudal se va incrementando y se observa cómo responde el caudal con esa presión hasta que se cierra el pozo. Todo esto con la finalidad de medir la productividad en pozos de gas. Cuando se va a seleccionar una prueba convencional se debe tomar en cuenta el tiempo que el pozo tarda en estabilizarse, si tenemos un yacimiento con buena permeabilidad el tiempo de estabilización será más rápido que en uno donde la permeabilidad no es buena.

42

Las pruebas de potencial son pruebas que nos permiten conocer cuál es la capacidad productiva del pozo. Estas se realizan colocando el pozo en producción a una tasa constante hasta que se estabilice la presión, se toma el tiempo en el cual la presión se estabilizo y nuevamente el pozo es colocado a producir con un flujo distinto al anterior e igualmente se mide el tiempo en el que a este flujo la presión se estabilizo. Esto se recomienda realizarlo con cuatro gastos o flujos diferentes. Estas pruebas se aplican en pozos que se estabilizan medianamente rápido. Las pruebas isocronales consiste en poner a producir un pozo a tasas diferentes en tiempos iguales, es decir, las condiciones de flujo en estas pruebas no son las mismas. Entre tasa y tasa se cierra el pozo y se espera hasta que la presión promedio del área de drenaje se estabilice, entre periodo y periodo se registra el tiempo que el pozo tarda en volver a su presión promedio. Estas son realizadas con la finalidad de obtener datos que permitan establecer curvas de productividad y se recomienda aplicarlas en pozos con diámetros reducidos o estrechos. En las pruebas isocronales modificadas a diferencia de las pruebas isocronales no se espera hasta que la presión se estabilice, pero el procedimiento de aplicación es básicamente el mismo ya que aquí también el pozo se pone a producir a tasas distintas en tiempos iguales solo que el pozo se cierra sin esperar que la presión se estabilice. Con esta prueba se obtienen los mismos parámetros que se obtienen con las isocronales y son aplicadas para pozos cuyos tiempos de estabilización son muy largos. La principal diferencia entre pozos verticales y horizontales es la geometría de flujo. Las pruebas en pozos horizontales resultan ser más complejas que en pozos verticales puestos que estos presentan un factor de daño negativo y además presentan mayor regímenes de flujo, su longitud de producción es más difícil de conocer que en los pozos verticales. En los pozos verticales solo tomamos en cuenta la altura de la arena a diferencia de los pozos horizontales donde se toma en cuenta tanto la altura como la distancia de la misma.

Kellys Lanza C.I:20.739.109 43

Interpretación

Las pruebas de pozos son las que nos permiten obtener la presión promedio del yacimiento, la permeabilidad, estructuras geológicas, determinar el grado de daño o de estimulación en las formaciones y la comunicación entre pozos, estas pruebas generan las curvas de oferta que describen la relación entre la tasa de producción en superficie y la presión en el fondo del pozo. Todo esto con el objetivo de suministrar al ingeniero las bases teóricas que le permitirán formulase las ecuaciones apropiadas para describir las características un yacimiento en particular, así como posibles correlaciones. La prueba de restauración de presión se aplica en pozos productores y tiene como objetivo principal obtener la permeabilidad efectiva, efectos de daño alrededor del pozo, presencia de fallas, los límites del yacimiento y determinar la presión estática del yacimiento sin esperar mucho tiempo que la presión de dicho yacimiento se estabilice. Para ejecutar una prueba de este tipo, se hace producir el pozo a una rata constante por cierto tiempo el cual no debe ser muy corto, luego se baja un registrador de presión al pozo inmediatamente antes de cerrarlo, el pozo se cierra para permitir la restauración de presión, luego se lee la presión de cierre, una desventaja es la posible dificultad para mantener la tasa de producción constante En prueba de declinación de presión el pozo se cierra hasta que la presión se estabilice en todo el yacimiento, luego se abre el pozo y se pone a producir a una rata constante y se registra continuamente la presión del fondo fluyente, esta prueba se utiliza para hallar la permeabilidad promedio en el área de drenaje, el factor de daño, el volumen poroso, entre otros, una desventaja es que no mantiene una tasa de producción constante. En la prueba de interferencia un pozo está en producción constante y la presión se observa en otro pozo, es usada principalmente para determinar si dos pozos se están comunicando a través de sus zonas productoras mediante la presión. Una desventaja es que esta prueba puede durar mucho tiempo y además requiere la colocación de herramientas muy sensibles. Las pruebas de inyección se inyectan fluidos y se llevan a cabo para implantar el ritmo y la presión a la que los fluidos pueden ser bombeados al lugar de tratamiento dañar a la formación. Estas pruebas han sido desarrolladas para diagnosticar características que incluyen la interpretación de pozos cercanos, la tortuosidad y la fricción, cierre de la fractura, y más recientemente transmisibilidad y permeabilidad de la formación.

44

Las pruebas de producción DST permiten registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros como las propiedades de la formación y el daño del yacimiento a través de la tubería de perforación. Las pruebas de arrastre permiten obtener la permeabilidad del yacimiento, el factor de daño y volumen del yacimiento (si la prueba se realiza por largo tiempo) y se aplican principalmente Entre prueba de pozos de gas se encuentran las pruebas de flujo transitorio, la prueba de flujo estabilizado, la prueba de flujo continuo o estacionario y la pruebas convencional, el tipo de prueba a elegir dependerá del tiempo de estabilidad del pozo, la cual lo determina la permeabilidad del reservorio. La prueba de potencial se realiza para determinar la capacidad productiva teórica de los mismos, bajo condiciones de flujo abierto. La prueba isocronal nos permite obtener datos para establecer una curva de productividad sin que deje de fluir el pozo, en esta prueba se cierra el pozo hasta restaurar la presión promedio del área de drenaje y luego se hace producir a una tasa constante durante periodos de tiempos iguales. También nos permiten determinar el potencial absoluto del flujo. La prueba isocronal modificada tienen el propósito de acortar los tiempos de pruebas, los cuales se realizan aplicando periodos de cierre iguales a los periodos de flujo, se emplean para yacimientos de baja permeabilidad y para determinar el potencial absoluto de flujo del pozo. Las pruebas en pozos horizontales difieren de la de pozos verticales en la geometría de flujo, los pozos horizontales presentan S (Factor de daño) negativos y el intervalo abierto para el flujo del o los fluidos al pozo es mucho más grande en un pozo horizontal que en uno vertical.

Gabriel Franco C.I: 20.740.625

45

Interpretación

Las pruebas de pozos petroleros son utilizadas para recopilar la información que proporcione un diseño específico de las características del yacimiento, de tal manera que se pueda suponer el comportamiento futuro del mismo y determinar el daño de la formación, este tipo de pruebas es considerado como uno de los métodos más accesibles a la hora de determinar las condiciones y características del yacimiento como son permeabilidad, limites, tipos de flujo entre otros. Las pruebas de pozos se refieren básicamente a someter el pozo a estimulaciones lo cual trae como consecuencia un cambio en la taza de flujo a partir del cual se recopilaran datos que permitan establecer parámetros de producción como por ejemplo, factores de daño, cambios de presión, área de drenaje etc. Entre las principales ventajas de las pruebas de pozos es que pueden ser utilizadas en cualquier área referente a los procesos de explotación es decir, que se usan desde la creación del modelo estructural del pozo, perforación, cementación hasta iniciar con la producción del determinado yacimiento. Las pruebas de pozo pueden variar dependiendo del tipo del mismo es decir si se refiere a un pozo de petróleo estas pueden ser; la prueba de restauración de presión, que consiste en el cierre temporal del pozo y medir el tiempo en que se restaura su energía (presión), la prueba de arrastre que se realiza haciendo producir un pozo a tasa constante, empezando idealmente con presión uniforme en el yacimiento, las pruebas de taza de flujo múltiple que se efectúan a taza de flujo variable determinando la presión generada en periodo estabilizados de flujo, las pruebas de interferencia que tienen como principal función comprobar la comunicación existente entre pozos de un mismo yacimiento y entre otras dependiendo de los datos que se quieran recopilar. En cuanto a pruebas de presión con respecto a pozos de gas existen las pruebas de flujo, entre estas tenemos; las de flujo transitorio en donde se efectúan registros de flujo dentro de 8 a 12 de horas después de abrirse el pozo para determinar el tiempo en que el pozo se haya estabilizado y pruebas de flujo estabilizado, las cuales se utilizan para determinar la capacidad de suministros en el yacimiento, así mismo hay que resaltar la existencia de las llamadas pruebas convencionales dentro de las cuales están las pruebas de potencial que se emplean para determinar la capacidad productiva teórica de los mismos bajo condiciones de flujo abierto, las

46

isocronales que son una seria de pruebas realizadas en un mismo intervalo de tiempo con el fin de obtener el tiempo requerido para que el pozo vuelva a su presión inicial y las isócronas modificadas con las cuales se obtienen la misma información que con las isocronales solo que en un menor periodo de tiempo. La importancia de la existencia de este prueba de pozos no solo radica en la gran cantidad de datos que pueden arrojar, sino también en la universalidad que en las últimas décadas han alcanzado es decir, que pueden ser aplicadas en pozos tanto verticales como horizontales, ventaja que ha permito conocer nuevos tipos de régimen de flujo, en el caso de los pozos horizontales se encuentra el régimen de flujo radial temprano, intermedio, tardío etc. Así mismo gracias a este avance se han logrado establecer ciertas diferencias entre pozos verticales y horizontales por ejemplo la geometría del flujo en una prueba de presión en los horizontales tiende a ser tridimensional mientras que en un pozo vertical es unidimensional, de igual forma la permeabilidad vertical asume un papel importante en la prueba de pozos horizontales mientras que en los pozos verticales no es de tal importancia , esta y otras diferencias hacen concluir que la realización de las pruebas de presión en pozos horizontales suelen ser más complejas que en pozos verticales sin embargo gracias a los datos que se pueden obtener mediante estas pruebas se puede garantizar la producción adecuada y que el pozo dure produciendo el tiempo establecido para generar ganancias.

Carlos Sánchez CI: 21.578.323

47

Interpretación

Las pruebas de pozos se utilizan para proporcionar información de las características del yacimiento, el desempeño del mismo y determinando el daño de formación, estas pruebas radican en un proceso en el que se somete el pozo a un impulso, el cual genera un cambio en la tasa de flujo y la presión. Las cuales determina la permeabilidad, presión, longitud, factor de daño, conductividad de fractura y la heterogeneidad del yacimiento. Cabe destacar que es uno de los métodos más rápido y más barato para evaluar el factor de daño y la permeabilidad en aquellos yacimientos sensibles al esfuerzo. En las pruebas de presión es la única forma de adquirir información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento, también se debe considerar el tiempo de duración de la prueba, estimar la respuesta de presión, tener información de las condiciones del pozo y por supuesto contar con un buen equipo bien calibrado para medir las presiones. Unos de sus objetivos es evaluar el yacimiento para colocarlo en producción, conocer su capacidad de entrega, las propiedades y el tamaño, la presión nos indica que tanta energía tiene el yacimiento y permite predecir cuánto tiempo podrá producir a través del análisis de los límites que determina cuánto fluido está presente en el yacimiento y si son abiertos o cerrados, el manejo del yacimiento y la descripción. Las aplicaciones de las pruebas de presión detecta fallas y las distancias además determina si estas son sellantes o no, también ayuda detectar canales preferenciales de flujo y continuidad de las arenas, lo que es en el área de producción accede establecer la tasa critica para el control de agua, ayuda al diseño del levantamiento artificial, procesos de estimulación y el diseño de instalaciones de subsuelo y superficie. En el análisis de las pruebas de presión se realiza en la formación a través de la tubería de perforación, la cual registra la presión y temperatura de fondo y evalúa los parámetros fundamentales para la caracterización del yacimiento, además se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y diferentes profundidades, con esta información se mide y se utiliza en diferente estudios para reducir el daño ocasionado por el fluido de perforación. La Prueba de restauración de presión en esta se toma los datos y realiza el estudio de un yacimiento a través de un pozo que ha sido cerrado temporalmente, sin embargo uno de los objetivos principal es establecer la presión estática sin necesidad de esperar semana o meses para que se

48

estabilice. En esta prueba se debe estar al tanto de la permeabilidad efectiva, efectos de daño alrededor del pozo, si existe la presencia de fallas, si hay algunas interferencias de la producción y límites del yacimiento. Para la ejecución de la prueba se toma en cuenta algunas características en el yacimiento como homogéneo, isotrópico y horizontal de espesor uniforme, en el caso del fluido que se encuentre en una fase simple, poco compresible, viscosidad constante y el factor volumétrico de formación constante. Se realizan en pozos productores, el pozo es producido a una tasa constante durante un tiempo y luego es cerrado para permitir la restauración de presión y las medidas de presión de fondo en función del tiempo. En las Prueba de interferencia consiste en que un pozo está en producción y la presión es observada en otro pozo, es la más usada para determinar si dos pozos están comunicados y puede ser útil para caracterizar las propiedades del yacimiento. Estas pruebas son realizadas en un pozo en producción o inyector (pozo activo) y en observación de otro pozo. Las Pruebas de falloff se realiza cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo, con esta es posible obtener un seguimiento de las operaciones de inyección de agua y recuperación mejorada, estimar la presión promedio, si existe un daño en la formación causado taponamiento, hinchamiento de arcilla, entre otras. En las Pruebas de producción DST es una completación temporal de un pozo, puede medir presiones durante los periodos de flujo y de cierre, las presiones medidas durante el tiempo de cierre puede ser importantes para la estimación de las características de la formación así como la permeabilidad y factor de daño. Las Pruebas de Arrastre consisten en la medición de presiones en el fondo del pozo realizada durante un determinado tiempo a una tasa de producción constante, el pozo es cerrado antes de una prueba de flujo durante un tiempo largo para que el yacimiento alcance la presión estática. Estas pruebas son aplicadas para pozos nuevos pozos que han sido cerrados el tiempo suficiente para permitir que la presión se estabilice y en pozos en que la restauración de presión sería difícil de aceptar. En las Prueba de pozos de gas es utilizada para caracterizar pozoyacimiento, ya que los cambios recientes en la producción generan disturbios de presión en el pozo y en su área de drenaje esta depende de las características del yacimiento. En las Pruebas convencionales la presión de fondo se espera que estabilice a un nivel presión fondo fluyente, el proceso se repite aumentando

49

gradualmente la tasa y observando la presión estabilizada hasta que se cierra el pozo. Esta prueba se utiliza para pozos de alta productividad es decir con alta permeabilidad. Para seleccionar el tipo de prueba dependerá del tiempo de estabilización del pozo, el cual es una función de la permeabilidad del yacimiento. Si un pozo se estabiliza rápido, se podrá efectuar una prueba de potencial, pero en las pruebas isocronales son desarrolladas para cortos períodos de tiempo y para producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de tiempo iguales y luego cerrar el pozo hasta alcanzar la presión promedio del área de drenaje. En el caso de aquellos pozos que tienen un largo período de tiempo de estabilización se utiliza una prueba isocronal modificada que resulta más conveniente. Las pruebas en pozos horizontales se comparan de la de pozos verticales por la geometría de flujo ya que en una prueba de presión de un pozo horizontal es tridimensional comparado a la geometría de flujo unidimensional en las pruebas de pozos verticales, el intervalo abierto para el flujo del o los fluidos al pozo es mucho más grande en un pozo horizontal que en uno vertical. En algunos casos la longitud de producción de un pozo horizontal no puede ser conocida al menos que se haya un registro de producción para determinar el caudal a lo largo del pozo, sin embargo la permeabilidad vertical es importante en las pruebas de presión de pozos horizontales mientras que en los pozos verticales no es así y es difícil estimar la longitud exacta de producción de un pozo horizontal.

Mariangelis Arevalo C.I: 23.538.612

50

Glosario

Análisis: Es la descomposición de un todo en partes para poder estudiar su estructura, sistemas operativos, funciones, Análisis Volumétrico: Determinación de la cantidad de una sustancia en disolución midiendo el volumen del reactivo empleado hasta la aparición o viraje de un cierto color, precipitado, etc. Cambio de Presión: Son cambios que ocurren a medida que el pozo es puesto a producir, esto se debe a un incremento o descenso de la tasa de producción. Daño de la Formación: El daño de formación se define como el cambio de porosidad y permeabilidad en las zonas cercanas alrededor del pozo. Puede variar desde unos milímetros hasta unos centímetros de espesor dentro de la formación. Dinámica del Yacimiento: Comportamiento del yacimiento que va en función de sus propiedades (porosidad, permeabilidad) y de la energía que éste presente según su mecanismo de producción natural. Espesor del Yacimiento: Es la distancia que abarca la formación que conforma el yacimiento y donde se encuentra nuestra arena de interés contenedora de hidrocarburo. Fallas: Son fracturas de las capas de las rocas a lo largo de las cuales ha habido un desplazamiento de los bloques fracturados. Fluido: Se denomina fluido a un tipo de medio continuo formado por alguna sustancia entre cuyas moléculas hay una fuerza de atracción débil. Los fluidos se caracterizan por cambiar de forma sin que existan fuerzas restituidas tendentes a recuperar la forma "original" (lo cual constituye la principal diferencia con un sólido deformable). Formación: Un depósito o yacimiento que está compuesto completamente de rocas; unidad litológica. Cada formación diferente tiene su propio nombre, frecuentemente basando los estudios de afloramiento a la superficie, y a veces en los fósiles encontrados en la formación. Heterogeneidad del Yacimiento: La heterogeneidad de un yacimiento puede ser definida como la variación de las propiedades del yacimiento en función del espacio. Idealmente, si el yacimiento es homogéneo, la medición de propiedades en cualquier ubicación describe 51

completamente la distribución de dicha propiedad en todo el yacimiento. La descripción de yacimientos homogéneos es bastante simple. Isocronal: Que se realiza con un ritmo constante, con un periodo igual de duración Perforación: Etapa de la industria petrolera que consiste en taladrar el sitio donde hay evidencia de que existe un yacimiento. Permeabilidad: La permeabilidad se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad. Hidrocarburo: Compuestos químicos constituidos completamente de hidrogeno y carbono. Petróleo: Mezcla de carburos de hidrógeno líquidos, resultantes de la descomposición de materia orgánica (fermentación bioquímica), ocurrida en paleo-cuencas bajo condiciones específicas de presión y temperatura. El petróleo comúnmente se encuentra asociado con gases. Pozo: Es un agujero o túnel vertical que se perfora en la tierra, hasta una profundidad suficiente para alcanzar lo que se busca, sea una reserva de agua subterránea o de fluidos como el petróleo o gas. Generalmente es de forma cilíndrica. Pozo de Petróleo: Un pozo de petróleo refiere a cualquier perforación del suelo diseñada con el objetivo de hallar y extraer fluido combustible, ya sea petróleo o hidrocarburos gaseosos Pozo de Gas: Se refiere a cualquier perforación del suelo diseñada con el objetivo de hallar y extraer gas natural. Pozo Horizontal: Son pozos perforados horizontalmente o paralelos a los planos de estratificación de un yacimiento con la finalidad de tener mayor área de producción. También se denominan pozos horizontales aquellos con un ángulo de inclinación no menor de 86º respecto a la vertical. La longitud de la sección horizontal depende de la extensión del yacimiento y del área a drenar en el mismo. Según el radio de curvatura, existen cuatro tipos de pozos horizontales básicos, cada uno de los cuales poseen una técnica que va en función directa con la tasa de incremento de ángulo y del desplazamiento horizontal. Adicionalmente, se requiere un ensamblaje especial de la sarta de perforación para poder obtener los grados de inclinación máximo hasta el objetivo.

52

Pozo Inyector: Es el pozo destinado a inyectar a los yacimientos algún fluido (gas natural, agua, vapor de agua) con fines de almacenamiento, mantenimiento de presión o conservación del ambiente. Pozos Exploratorios: Pozo cuyo objetivo es confirmar el modelo geológico de las estructuras determinadas mediante métodos geofísicos y la existencia o no de hidrocarburos en dichas estructuras. Pozos Verticales: Pozo que atraviesa todo el espesor de la formación. Su desplazamiento de flujo de gas y/o petróleo del yacimiento hacia el pozo es radial. Presión: Fuerza que ejerce por unidad de superficie un sólido, líquido o gas que tiene a mover o a reprimir un cuerpo. Productividad: Indicador de la capacidad o habilidad para producir fluido de un pozo. Propiedades: Rasgos o características que señalan un objeto. Radio de investigación: Índices tanto cualitativos como cuantitativos que arrojan las pruebas de pozos. Régimen: Conjunto de circunstancias que provocan un fenómeno y que constituyen el modo habitual o regular de producirse este. Régimen de flujo: Condición que se instaura a través de un conducto o un capilar (fuga o pérdida). Yacimiento: Es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas (roca almacén). Válvulas de superficie: Mecanismos de superficies resistentes a altas presiones Válvula igualadora de presión: Mecanismo encargado de regular las altas presiones que interactúan en el pozo. Volumen poroso del yacimiento: Es definida como el porcentaje del volumen poroso de la roca referente al volumen total de la misma.

53

Referencias Bibliográficas



Alvarado, Douglas Ph. D. “Análisis de Pruebas de Presión”. Instalaciones del Hotel Maruma. Maracaibo – Venezuela. (2004).



Alvarado, Douglas. “Un método para determinar Presión promedio de pruebas de Restauración de Presión”, trabajo presentado en las VII Jornadas técnicas del SVIP, Caracas 03 al 06 de Diciembre de 1984.



Valencia T, Raúl. “ANÁLISIS MODERNO DE PRUEBAS DE PRESIÓN”. Febrero, 2008.



FREDDY HUMBERTO ESCOBAR MACUELO, moderno de presiones de pozo”. 2003.



Pérez Ojeda, Ronald A. “IMPORTANCIA DE LA ANISOTROPÍA, EN LA CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS Y EN LA OPTIMIZACIÓN DEL RECOBRO FINAL”. TUTOR ACADÉMICO: Msc. Walter Poquioma. Tesis de Grado. Universidad Central de Venezuela. Caracas, Octubre de 2003.



PDVSA - CIED. “ANALISIS DE PRUEBAS DE PRESION”. (1996).



Laino, Nohani. (2011). Prueba de Pozos de Gas.

Ph.D.

“Análisis

Disponible en: http://es.scribd.com/doc/57085325/Prueba-de-Pozos-de-Gas 

Giron, Carla. (2012). PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN. Disponible en: http://es.scribd.com/doc/86352949/Prueba-de-Restauracion-dePresion

54