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PRUEBAS DE FORMACION
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TIPOS DE PRUEBAS DE POZO El tipo de prueba esta gobernado por el objetivo de la prueba •
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PRUEBAS TRANSIENTES: Estas pruebas son de corta duracion y son usadas para definir las caracteristicas del reservorio. –
Drawdown Test
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Buildup Test
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Injection Test
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Falloff Test
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Interference Test
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Drill Stem Test
PRUEBAS ESTABILIZADAS. Estas pruebas son larga duracion y son usadas para definir el rendimiento de la produccion . –
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Reservoir limit test AOF (single point and multi point) IPR (Inflow Performance Relationship)
Comportamiento de la presión estática frente a la formación
Reflects “kh”
Reflects the effects of boundaries
Reflects the wellbore storage (afterflow)
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» Una prueba DST puede definirse como » un método para determinar el potencial productor de las formaciones del subsuelo, ya sea en agujero descubierto o revestido. » . Este potencial se conoce al considerar las tres premisas que son: » Obtener la presión estabilizada de cierre de la formación. » Obtener un gasto de flujo de la formación estabilizada. » Colectar muestras de los fluidos de la formación. » Para lograr lo anterior, se arma una sarta con una variedad de herramientas y accesorios. Aunque existen en el mercado diferentes marcas, la idea común es aislar la zona de interés mediante empacadores temporales que se activan en agujero descubierto o revestido .Enseguida, una o más válvulas se abren para permitir el flujo de fluidos de la formación hacia el interior de la sarta por un tiempo determinado. En esta fase, se obtiene el flujo estabilizado y muestras de los fluidos de la formación. Posteriormente, una válvula es cerrada para obtener la presión de cierre estabilizada.
» La secuencia más común para llevar a cabo la prueba consiste de un periodo corto de flujo (5a 10 minutos), seguido de un período de incremento de presión (alrededor de una a dos horas, dependiendo de la formación) que es utilizado para determinar la presión inicial del yacimiento. Esto es seguido por un período de flujo de 4 a 24 horas o más para alcanzar el flujo estabilizado en la superficie. En la medida de lo posible, se continúa con un período de cierre final o una prueba de incremento de presión, para obtener datos que permitan determinar la permeabilidad del yacimiento y su capacidad de flujo. » La duración de los períodos de flujo y cierre se basan en reglas de dedo
o por la experiencia de campo. Los reportes actuales de medición de las pruebas DST indican que el 30% de las formaciones no fueron probadas al cierre lo suficiente para alcanzar a obtener la interpretación de la presión inicial del yacimiento (método de Horner). El mejor método para determinar los períodos de flujo y cierre es el monitoreo en tiempo real del comportamiento de la presión. Sin embargo, esta opción eleva el costo de la prueba e incrementa el riesgo de ésta y del pozo. Debido a que una prueba DST tiene un costo significativo, se debe asegurar que revele tanta información como sea posible en el menor tiempo posible.
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» Pruebas DST » Como se describió anteriormente, esta forma de evaluación de la formación es una terminación temporal que permite obtener información de la formación en condiciones dinámicas de flujo, con el objetivo de obtenerlos datos más precisos del comportamiento y capacidad del yacimiento. Este método de evaluación permite ver con más profundidad dentro del yacimiento en comparación con los otros métodos de evaluación descritos. » Tipos de pruebas DST: » Las pruebas DST pueden ser llevadas a cabo ya sea en agujero descubierto o después de que la cañería de producción ha sido cementada. En agujero descubierto, las pruebas pueden realizarse cerca del fondo del pozo o en alguna zona aislada arriba del fondo del pozo (intervalo de interés).
» La elección de dónde llevar a cabo la prueba se realiza después de un análisis de la información disponible sobre la formación, generalmente registros geofísicos. La elecciónde cuándo realizar la prueba dependerá de las condiciones del agujero. Existen tres tipos de pruebas DST en agujero descubierto y dos en agujero revestido. La diferencia entre ellas consiste en la distribución y uso de los componentes de la sarta utilizada. Esta clasificación es la siguiente: » En agujero descubierto: » 1. Convencional de fondo » 2. Convencional para intervalos. » En agujero revestido: » 1. Convencional » 2. Herramientas activadas por presión.
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Prueba DST – Diseño Generalmente, las pruebas DST se realizan en un corto período de tiempo, por lo que se debe tener claro cuales son los objetivos de la misma, que información queremos obtener para la caracterización del yacimiento, etc. Las pruebas DST casi siempre se llevan a cabo en pozos exploratorios, o en áreas que no se tienen suficiente grado de certeza, por ejemplo, áreas de reservas probables/posibles, la cual requiere comprobar si las reservas tienen algún atractivo comercial. Con la prueba DST permite evaluar los siguientes aspectos del yacimiento: Productividad: permite evaluar el potencial de la arena productora, con distintos reductores, evaluar efectos de turbulencia (daño), presión de fondo fluyentes, y otros efectos en la cara de la arena (resistencia inercial y despojamiento capilar). Propiedades de Yacimiento: con el cierre para restauración de presión, permite evaluar la presión promedio de la formación, permeabilidad, capacidad de la formación, skin, efectos de barrera o límites de yacimiento. Muestreo de fluidos: con las muestras de fluido en fondo permite caracterizar en fluido original de yacimiento, la cual juega un papel importante en la estimación de fluidos originales en sitio, monitoreo y estudios de yacimiento, diseño de las facilidades de superficie, etc. Generalmente la prueba DST inicia con la bajada de la herramienta hasta su posicionamiento en fondo (ya desde el comienzo de la bajada se va haciendo registros de presión y temperatura). Posteriormente se realiza el cañoneo (dependiendo) si se tiene acoplado los cañones en la sección final de la sarta, que generalmente pueden contener soltadores para enviarlos al fondo del pozo o pueden ser recuperadores posterior a la operación. Luego de la ejecución del cañoneo, y teniendo el pozo alineado en superficie con unidad de well testing (separador portátil), se alinea el pozo a producción con reductor de mínimo diámetro. Es aquí cuando empieza los períodos de flujo y cierre la cual podemos detallar a continuación:
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1. Primer período de flujo y primer cierre (opcional): generalmente queda a consideración de la compañía operadora, y se hace a las pocas horas de haber realizado el cañoneo del pozo. En este período el pozo solo desplazará lodo de perforación, pero permitirá verificar la conexión yacimiento-pozo. Debido al poco período de cierre, el BU realizado no permitirá una interpretación. 2. Segundo período de flujo y cierre (período de limpieza): este período de flujo y cierre puede realizarse con varios reductores dependiendo de las respuestas energéticas que tenga el pozo, con el equipo de well testing se monitorean los parámetros de corte de agua y API hasta desplazar totalmente el lodo de perforación. Generalmente el período de cierre ulterior es el doble del período tiempo de flujo. La BU realizada permitirá analizar la condición de daño que pueda tener la arena productora. 3. Tercer período de flujo (prueba multitasa) y cierre (BU principal): este se considera el período principal de flujo, generalmente se hace con 3 o 4 reductores, dependiendo de la respuesta de la arena productora. Generalmente estas pruebas son de 24 horas con cada reductor y siempre se realiza fiscalizada ante el ente regulador. El período de cierre se realiza al menos el doble de tiempo de la prueba multitasa (en ocasiones, bajando una herramienta de lectura de sensores con equipo de wireline en el BHA), para realizar seguimiento de la prueba de restauración. Con esta información de BU, permitirá observar el daño del pozo (compararla con la BU del período de limpieza), estimar permeabilidad, capacidad de formación, y si el tiempo lo permite, analizar límites o barreras. 4. Cuarto período de flujo y cierre (toma de muestras): ya con el pozo con suficiente desplazamiento, se realiza el muestreo de fondo o superficie (de acuerdo al tipo de yacimiento), con el propósito de realizar estudios convencionales PVT y/o análisis especiales, según sea el requerimiento. Con esta etapa, en líneas generales se culminaría la prueba DST, se procede operacionalmente a realizar el control del pozo, ya sea para seguir probando otra arena superior o bajar la completación permanente
» 1. Prueba convencional de fondo » La prueba convencional por definición es aquella que usa empacadores convencional es; esto es, empacadores de hule (goma) sólido que se expanden y mantienen un buen sello cuando se aplica y sostiene peso a través de la tubería de perforación. La prueba es realizada cuando el intervalo de interés se encuentra muy próximo al fondo del pozo en agujero des cubierto. Los componentes de la sarta son espaciados para aislar la zona de interés y ésta se corre hasta el fondo. » Este tipo de prueba debe ser corrida cuando las condiciones del agujero son favorables y exista un mínimo de recortes en el fondo.
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» Figura 1. Arreglo típico de una prueba DST convencional en agujero descubierto
» 2. Prueba convencional para intervalos » Es una prueba DST realizada cuando la zona de interés se encuentra por encima del fondo del pozo o cuando se aísla el intervalo de otra zona potencial, la cual queda por debajo del empacador. Este tipo de prueba se realiza generalmente cuando el pozo alcanzó su profundidad total, el agujero está en buenas condiciones y hay varias zonas de interés para probarse. » En esta prueba, los empacadores son anclados arriba y debajo de la zona de interés, estando expuestos a diferentes presiones del fluido de perforación. El superior experimentará una carga de fuerza axial proporcional al peso del fluido, mientras que el inferior experimentará una carga axial ascendente proporcional al peso original del fluido de perforación más los subsecuentes efectos de compresión sobre el empacador, fuga de fluidos, etc. Entre los empacadores, la fuerza ejercida es igual, pero de sentido opuesto.
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» Figura 2. Arreglo típico de una prueba DST convencional para intervalos
» 1a.- Prueba convencional en agujero revestido » La prueba DST en agujero revestido se corre cuando el pozo se ha cementado la tubería de revestimiento. Los disparos de terminación se efectúan frente al intervalo de interés antes de que las herramientas de la prueba sean corridas en el pozo, o bien éstas se integran como parte de la sarta de la prueba. En este caso, los disparos deben ser efectuados bajo condiciones de sobrebalance. Por regla general, las pruebas en pozo revestido son seguras y más fáciles de controlar. Estas pruebas generalmente se realizan en pozos con alta presión, desviados o profundos y, por lo general, se utiliza la tubería de producción en lugar de la tubería de perforación. » La muestra un ensamble de fondo de la prueba convencional en agujero revestido, el cual incluye básicamente un sistema de empacadores recuperables, directamente colocados arriba de los disparos, cuñas, y una tubería de cola perforada o ranurada. El empacador es armado y bajado a la profundidad de interés, donde es anclado. La forma de anclar varía, dependiendo del t ipo de empacadores utilizados. Lo anterior incluye aplicar torque a la derecha y peso para anclar, o bien, levantando para desenganchar una ranura en forma de “J” que trae el ensambledel empacador, y aplicando torque a la derecha mientras que se suelta peso. Esta acción hace que las cuñas mecánicas se enganchen a las paredes de la tubería de revestimiento. Estas cuñas soportan el peso de la sarta requerido para comprimir los elementos del empacador, sellarlo en la TR, abrir la válvula hidráulica ya islar la zona debajo del empacador. El peso debe mantenerse durante toda la prueba.
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» Figura 1a. Arreglo típico de una prueba DST convencional en agujero revestido
» 2ª.- Prueba en agujero revestido con herramientas activadas por presión. » Cuando el pozo está revestido, se puede llevara cabo una prueba DST con un ensamble de fondo, cuyas herramientas pueden ser activadas mediante presión, en lugar de rotar o reciprocar. Esta forma de realizar la prueba generalmente es la mejor en equipos flotantes en pozos marinos o en pozos altamente desviados, en los cuales se dificulta precisar el movimiento de la sarta. En la sarta con herramientas operadas con presión, el empacador se ancla convencionalmente. La válvula de prueba está equipada con un ensamble, la cual neutraliza las presiones de la hidrostática del fluido de perforación. Una cámara cargada con N2. » conserva la válvula cerrada. Después de anclar los empacadores, se represiona el anular a una presión establecida para abrir la válvula y permitir el flujo. Para cerrar la válvula se libera la presión en el espacio anular. Las herramientas operadas con presión estándisponibles con diseños internos, los cuales permiten operaciones con la tubería de producción y las herramientas con cable.
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SECUENCIA OPERATIVA Zapato de fondo + porta registrador inferior + filtros (anclaje perforado) + packer inferior + packer superior + unión de seguridad + tijera hidráulica + porta registrador superior + válvula hidráulica de apertura con By Pass + cámara de muestra + válvula de aperturas y cierres mecánica + reducción + un tiro de portamecha + válvula reversadora (por presión o impacto). Funcion de cada una de ellas.
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Zapato de Fondo: nos permite apoyarnos sobre el fondo para cargar peso sobre los
packers, además soporta la carga ejercida sobre los packers al producirse la implosión generada al abrir la válvula para la fluencia inicial. *
Porta registrador inferior: este aloja interior o exteriormente un registrador mecánico o
electrónico con memoria de presiones y temperatura de fondo (para el calculo de las presiones se tiene en cuenta la profundidad exacta del registrador).Estos registros generan un gráfico de presión versus Tiempo, este último lo da el reloj del registrador que puede ser de 12, 24, 48 o 72 hs. depende esto de la programación del ensayo y tiempo de maniobras.El rango del registrador de presión se elige en función de la presión hidrostática esperada.
•Filtros: (Anclaje Perforado). Permite el pasaje de los fluidos del pozo evitando ingreso de
cuttings para evitar taponamiento de válvulas de ensayo. •Packer: estos permiten aislar la zona de interés. Es fundamental tener un conocimiento
bastante aproximado de la temperatura del fondo para seleccionar la dureza de las gomas empaquetadoras, el peso a aplicar sobre los packers, como norma se aplica 3000 lbs. por pulgada de goma. •Unión de Seguridad: Esta se coloca sobre el diámetro critico de la herramienta de ensayo (los
packers). Si se dificultara el librado de estos, se puede librar la unión de seguridad para continuar con otra maniobra, además nos permite obtener información del ensayo, recuperando el registrador de presión superior, muestra de cámara y fluido recuperado en el sondeo. (si no se hubiera reversado). •Tijera Hidráulica: Esta nos permite aplicar golpes para liberar los packers o si se aprisiona el
anclaje. •Registrador Superior: nos asegura obtener información del pozo en casos de aprisionamientos. •Válvula Hidráulica de Apertura con By Pass: esta herramienta permite canalizar el fluido ( by
pasear) del pozo a través de los packers durante el descenso y ascenso de la herramienta evitando el efecto de pistoneo. Cuando se aplique peso al packer este by pass se cierra y abre la válvula para iniciar el ensayo. Al librar los packers permite ecualizar las presiones por debajo de los mismos.
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•Cámara de Muestras: estas nos permiten obtener el fluido producido durante el ensayo a
condiciones de fondo, así logramos la muestra mas representativa del ensayo. El entrampamiento se produce al realizar el último cierre (inicio de este, final de la fluencia). Su extracción se puede realizar en el campo o en el laboratorio, hasta permite realizar un análisis completo del petróleo y gas, obteniendo estudios que se complementan con el registro de presiones obtenido. •Válvula Mecánica de Cierres y Aperturas: nos permite realizar hasta 3 fluencias y 3 cierres por rotación del sondeo. Existen también válvulas multiflujos (hidráulicas). •Válvula Reversadora: esta herramienta se utiliza cuando durante el ensayo se produjo abundante petróleo y gas, se acciona la misma para circular el pozo por reversa. Estas se accionan aplicando presión diferencial por directa o largando una barra de impacto que corta un pin para establecer la circulación. Se puede calcular el volumen del fluido recuperado del ensayo por las emboladas de la bomba o teniendo una pileta acondicionada para tal fin . Elementos de superficie . Cabeza de Pozo: Debe ser de alta presión con mangas articuladas conectadas a un manifold de piso y de este al manifold del equipo y al quemador que debe estar alejado de la locación por lo menos100 mts. por seguridad. Del manifold de piso se separa una línea de burbujeo para controlar lasmanifestaciones de las fluencias. Antes de comenzar el ensayo se deben chequear todas las conexiones de superficies (líneas, válvulas). Prever tener conectada una línea a la inversa y una bomba preparada para inyectar lodo al pozo. Al fijar el packer se debe observar permanentemente el nivel por entre columna, este se debe mantener cuando se realiza la implosión del primer flujo (apertura inicial), acusando la seguridad de la correcta aislación de los packers.
FUNDAMENTOS DE LAS PRUEBAS DE POZOS
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FUNDAMENTOS DE LAS PRUEBAS DE POZOS
FUNDAMENTOS DE LAS PRUEBAS DE POZOS
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TIPOS DE PRUEBAS Y PROPOSITOS Las pruebas de pozos pueden ser agrupadas en dos grandes categorías basada en su función primaria. La primera categoría, las pruebas de presión, incluyen pruebas que permiten determinar las propiedades de la roca y de los fluidos (por ejemplo, la permeabilidad, porosidad y presión promedio de yacimiento) y la localización e identificación de heterogeneidades del yacimiento (por ejemplo, fallas sellantes, fracturas naturales y capas). La segunda categoría, las pruebas de productividad, incluyen aquellas pruebas que permite determinar el potencial de producción de un pozo. 1. Pruebas de Presión. Las pruebas de presión se refieren a aquellas pruebas de pozo en el cual se mide los cambios de presión versus tiempo. Estas pruebas permiten evaluar no solo las condiciones de la vecindad del pozo sino todas las propiedades in situ más allá de la región afectada por las operaciones de perforación y completación. Adicionalmente estas pruebas de pozo permiten caracterizar importantes características de la formación necesarias para diseñar un plan óptimo de explotación del yacimiento, incluyendo la presión del área de drenaje de los pozos probados, posible presencia de barreras al flujo (fallas sellantes), y características importantes que dominan la heterogeneidad de un yacimiento (por ejemplo las propiedades de la matriz y fracturas naturales en la roca o las propiedades individuales de capa). Las pruebas de presión pueden ser divididas en pruebas a un solo pozo y pruebas multipozo.
EQUIPO DE PRUEBA DE SUPERFICIE.
El término que se da en la ingeniería de yacimientos para el lapso durante el cual el pozo experimenta cambios de presión es ¨ periodo de presión transitoria. Los fluidos producidos durante el periodo de presión transitoria, tienen que manejarse en superficie usando equipos e instalaciones temporales ya que las instalaciones para producción permanente no han sido todavía construidas. Estos equipos son: Control rápido de la presión y caudales de flujo en superficie y el cierre del pozo. (Aplicable para pozos exploratorios como de desarrollo). Separar el flujo resultante en tres fluidos separados (petróleo, gas y agua). Recolectar muestras de superficie. Disponer los fluidos resultantes para la quema y/o transporte, respetando el medio ambiente.
Equipo estándar de superficie para pruebas de pozo pueden constar de:
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Cabeza de flujo. Válvula de seguridad. Filtros de arena. Distribuidor o múltiple de estrangulamiento. Sistema de cierre de emergencia. Intercambiador de calor. Calentador indirecto. Intercambiador de vapor. Separador. Tanques de calibración o tanque de surgencia. Bombas de transferencia. Distribuidores de petróleo y gas. Extensores para quemadores. Quemadores y tubería.
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DIAGRAMAS DE EQUIPOS DE SUPERFICIE Flare pit
FLOW HEAD RIG FLOOR
Coflexip SSV PANEL
ESD
FLOW HEAD PANEL
PSV Vent Line Oil Line Gas Line Water Line Air Line from Shut Down Hydraulic Line for Safety Valves Check Valve
Burner Air compresor
3" Surface Safety Valve Oil Line to Flare
3"Data Header
2 Gauge tank100 Bbl Twin compartment
Choke Manifold 3" 10 KPsi / Base 2" Relief Line to Flare Pit
1 1/2" Adj.
Clean up Line to Flare Pit
Indirect Heater 2.5MM BTUPH
ESD
Gas line to Flare Pit
Oil line H2O line Horizontal Separator 2000 psi / 54" x 15ft
1" Pipe line
Transfer Pump
2 Storage tank500 Bbl Twin compartment
ESD
ESD
WELL TEST DAQ WORK SHOP
Entrada Principal
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Método de Horner
En 1951 Roland Horner presentó un método donde la superposición en el tiempo se simplifica: los periodos de flujo constantes son ignorados, y la presión de fondo del pozo cerrado es graficada en función a una relación logarítmica de tasas de tiempo donde incluye el tiempo de producción previo. Este método, surgió inicialmente para pruebas de declinación de presión, pero fue adaptado y aplicado exitosamente para pruebas de restauración. Horner consideró yacimientos infinitos y cerrados y demostró que una extrapolación de la tendencia lineal en la curva del grafico semilog a una razón de tiempo igual a la unidad, permite obtener la presión inicial del yacimiento (Pi), si el periodo de producción era corto. Además, Horner demostró que para períodos de producción largos en yacimientos limitados, la tendencia lineal podría ser extrapolada a una presión P*, esta presión no es la presión inicial ni tampoco la presión promedio (P) del yacimiento. Sin embargo, si el tiempo de producción es corto, entonces si se puede considerar Pi=P=P*.
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Como se observa en la figura 2.17, a condiciones ideales, el comportamiento de la presión del yacimiento en la grafica semilog del método de Horner, se manifiesta como una tendencia lineal, de la cual se puede obtener parámetros característicos del yacimiento. Sin embargo, en la realidad, el comportamiento de presión se ve afectado por las condiciones del pozo y las heterogeneidades del yacimiento, generando una desviación del comportamiento general de los datos. El procedimiento para llevar a cabo este método se describe a continuación: 1. Graficar PWS vs log (( t+Δt)/Δt) 2. Identificar el periodo de flujo estabilizado, si existe este periodo, se calcula la pendiente de la recta “m” ubicada en dicha región (figura 2.16), y se estima la
permeabilidad mediante la ecuación:
3. Extrapolar la recta (t+Δt)/Δt=1, la presión en este punto representa la pseudopresion estática del fondo del pozo (P*) para un yacimiento de extensión finita, o también representa la presión estática del yacimiento (Py), si se trata de un yacimiento de extensión infinita. 4. Calcular el factor daño, a partir de la ecuación:
Donde: P1 hr = Presión a 1 hora, Lpc. Pwf(Δt=0) = Presión de fondo fluyente inicial (a t =0),Lpc. m = Pendiente, Lpc/seg. k = Permeabilidad, miliDarcy. Φ = Porosidad, fracción. μ = Viscosidad del fluido, cps. Co = Compresibilidad total del sistema. Lpc-1. Rw = Radio del pozo, pies.
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GEOMETRIA DE FLUJO DEL RESERVORIO
FACTOR DE DAÑO
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3200
3100 ] ia
• s p[ re u s re
s P
3000
Clean-up rates therefore no match
D/
]
2900
10000 f
•
c te
[M
s
5000 ra s G
a
Model proposed: partial penetration, constant WBS, closed rectangle PVT input from 2001 PVT report
0 0
20
40
60
80
100
120
140
•
Time [hr]
p
]
6.48E+8
Petrophysics input from new log interpretation
6.44E+8 /c i2 s
• [p l a ti n te o s
p
6.4E+8 a G
Permeability k = 132 md
6.36E+8
-6
-5
-4
-3
-2
-1
Superposition Time
55
Build Up Test Interpretation
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