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PRUEBAS DE POZO

I. INTRODUCCION

Las pruebas de pozos se pueden agrupar en dos categorías principales, según su

utilidad: en Pruebas de Presión y Pruebas de Productividad.

Las pruebas de presión, que serán aplicadas en nuestro estudio, son importantes

debido a que mediante el uso e interpretación de los resultados obtenidos se

pueden determinar ciertos parámetros fundamentales del yacimiento; el estado

actual de la formación en la vecindad del pozo; las heterogeneidades en el

reservorio, la presencia de acuíferos y además nos permitirá predecir el

comportamiento de su potencial actual y futuro.

Cuando se perfora un pozo exploratorio se realiza una prueba DST (Drill Steam

Testing), mediante la cual se hacen pruebas de producción; de restauración de

presión por medio de un sensor especial integrado a la tubería de perforación, y se

puede registrar la presión y temperatura de fondo con el objeto de evaluar los

parámetros fundamentales que permitirán caracterizar el yacimiento.

También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie,

fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades.

Una prueba de presión es fundamental para determinar los siguientes parámetros:

1) Permeabilidad y presión estática del yacimiento.

2) Predecir parámetros de la formación y de flujo como:

- Límites del yacimiento.

- Daño de formación.

- Comunicación entre pozos.

Existen diversos tipos de pruebas de presión que se realizan en un reservorio y

estas pruebas pueden ser:

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Pruebas de capacidad de entrega (Deliberability)

- Flujo tras flujo

- Isocronal

- Isocronal modificada

Presión transitoria

- Restitución de presión (Build up)

- Caída de presión (Drawdown)

Pruebas de interferencia

- Definir comunicación /inteferencia de pozos

II. OBJETIVOS

Comprender los distintos tipos de pruebas que se realizan en un reservorio

III. DESARROLLO

Una prueba de variación de presión se define como la medición continua de la presión, temperatura, y/o del gasto del pozo con respecto al tiempo, ante un cambio efectuado en las condiciones de producción del pozo.

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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:

1. Obtener las características petrofísicas de un yacimiento; permeabilidad,

daño a la formación y daño debido a la turbulencia.

2. Determinar el radio de investigación, determinar la existencia de

discontinuidades en la zona investigada, fallas, barreras de permeabilidad,

fracturas naturales y capas, etc.

3. Determinar las características del flujo del yacimiento.

4. Determinar la eficiencia de los disparos o cañoneo.

5. Estimar las reservas conectadas a un pozo.

6. Obtener la presión de cierre estabilizada y la temperatura inicial del

yacimiento.

La segunda categoría, las Pruebas de Productividad, incluyen aquellas pruebas

que permite:

1. Determinar la capacidad de entrega de un pozo (deliverability) a ciertas

condiciones y predecir la manera como el caudal declinara con el

agotamiento del yacimiento.

2. Obtener el caudal al cual el pozo fluirá para una determinada presión de

cabeza.

3. Predecir la forma en la cual el caudal decrecerá con la declinación de la

presión.

4. Diseñar las instalaciones de superficie o evaluar su comportamiento.

5. Optimizar el sistema productivo.

Pruebas de capacidad de entrega

Son pruebas que se realizan un pozo de petróleo o gas para determinar su

capacidad de flujo en condiciones específicas de yacimiento y presiones de flujo. El

potencial de flujo abierto absoluto (AOF) se puede obtener a partir de estas pruebas

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y luego se puede generar la relación de rendimiento de flujo de entrada (IPR). La

prueba de capacidad de entrega también se denomina prueba de productividad.

AOF (Absolute Open Flow)

El AOF (Absolute Open Flow) o Potencial Absoluto a Flujo Abierto de un pozo se

ha definido como: “El caudal al cual un pozo produciría si se estableciera una

contrapresión atmosférica enfrente del intervalo productor” o sea que es

máximo caudal teórico al que podría producir un pozo.

Este AOF no puede ser medido directamente pero se puede calcular de las

pruebas de pozo. En los inicios de la industria petrolera este AOF se obtenía

abriendo totalmente el pozo hacia la atmosfera, pronto se comprobó que este

método es inconveniente porque dependía del diámetro de la tubería de

producción y se quemaban grandes cantidades de gas, asimismo los pozos se

dañaban porque el agua de formación se conificaba y se arenaban por las altas

velocidades que se generaban en el “wellbore”

FLUJO TRAS FLUJO

Las pruebas flujo tras flujo, que a veces son llamadas backpresurre o prueba de 4

puntos, son realizadas en un pozo con una serie de flujos a tasas estabilizadas para

medir la presión de fondo fluyente en la cara de la arena. Cada caudal es

establecido en sucesión con o sin un periodo pequeño de cierre de pozo. El

requerimiento de los periodos de flujo es que los mismos alcancen condiciones

estables, que es a veces una limitación en este tipo de prueba, sobre todo en

yacimientos de muy baja permeabilidad, que toman un largo tiempo para alcanzar

condiciones estables de flujo.

La prueba consiste en medir la presión de fondo fluyente mientras se mantiene el

caudal constante hasta que la presión se estabilice (pseudo steady state). Luego se

cambia de caudal y el pozo fluye hasta que la presión nuevamente se estabilice.

Este proceso se repite para 3 o 4 caudales.

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Este tipo de pruebas se utiliza para reservorios de media y alta permeabilidad. La

secuencia de operaciones para este tipo de pruebas es la siguiente:

1. Limpiar (Clean up) el pozo por el máximo choke o estrangulador por el que

posteriormente se medirá.

2. Cerrar el pozo preferentemente en el fondo hasta alcanzar Presión de

Reservorio: Pr.

3. Luego se abre el pozo sucesivamente por diferentes diámetros de

estranguladores hasta obtener presiones estabilizadas: Pwf1, Pwf2, Pwf3,

etc. y caudales estabilizados Qsc1, Qsc2, Qsc3, etc.

4. Posteriormente se hace un cierre o “build up” hasta alcanzar presión

estabilizada o presión de reservorio.

5. Graficar en coordenadas logarítmicas (Pr2 – Pwf2) vs. Qsc obteniendo una

línea recta.

6. Calcular el Potencial Absoluto a Flujo Abierto o AOF, cuando Pwf =0, o sea

cuando la presión de fondo fluyente sea igual a 14.7 psia.

Normalmente una Prueba de Contrapresión es realizada usando una secuencia

creciente de caudal, partiendo de un estrangulador o choke pequeño hasta uno más

grande, si existe posibilidad de formación de hidratos se puede adoptar una

secuencia decreciente de caudal.

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Existen dos técnicas para poder analizar estas pruebas las cuales son:

- Método empírico

- Método teórico

PRUEBAS ISOCRONALES

La misma consiste en hacer producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de

tiempos iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presión promedio del área de

drenaje, en los periodos comprendidos entre dos cambios de tasas subsiguientes.

Las pruebas isocronales son desarrolladas también para cortos periodos de tiempo

para aquellos pozos que tienen un largo periodo 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. Esta prueba es llevada a cabo

por una serie de periodos de flujo y cierre, permitiendo restaurar la presión

promedio del yacimiento antes de empezar el siguiente periodo de producción. Las

presiones son medidas en el tiempo durante cada periodo de flujo.

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El objetivo de una prueba isocronal es obtener datos para una curva de

entrega de gas sin necesidad de fluir el pozo suficientemente largo para

alcanzar condiciones estabilizadas.

Este procedimiento es necesario en reservorios de baja permeabilidad donde es

difícil alcanzar ri = re durante la prueba.

En una Prueba ISOCRONAL LOS TIEMPOS DE FLUJO SON IGUALES. Las

presiones de cierre deben ser las mismas (en lo posible), como consecuencia, los

tiempos de cierre son diferentes. De ser posible el periodo de flujo final debe ser lo

suficientemente largo para alcanzar flujo estabilizado.

El método empírico y el teórico son aplicables para la solución de pruebas

isocronales.

Este tipo de prueba se aplica a reservorios de baja permeabilidad. L a secuencia

de operaciones para este tipo de pruebas es la siguiente:

1. Limpiar (Clean up) el pozo por el máximo choke o estrangulador por el que

posteriormente se medirá.

2. Cerrar el pozo preferentemente en el fondo hasta alcanzar Presión de

Reservorio: Pr.

3. Abrir el pozo por un diámetro de estrangulador o choke por un determinado

periodo de tiempo midiendo Pwf1 y Qsc1.

4. Cerrar el pozo hasta que la presión restituya a Pr.

5. Abrir el pozo por un diámetro de estrangulador o choke más grande que el

del paso 3 por un periodo de tiempo igual al del paso 3 midiendo Pwf2 y

Qsc2.

6. Cerrar el pozo preferentemente en el fondo hasta alcanzar Presión de

Reservorio: Pr.

7. Repetir los pasos anteriores por dos estranguladores mas.

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PRUEBA ISOCRONAL MODIFICADA

Esta técnica fue propuesta por Brar y Aziz, y se introdujo para reducir los tiempos

de prueba en las pruebas isocronales, el procedimiento es muy similar a la prueba

Isocronal, con la única diferencia que los tiempos de cierre entre flujos son iguales a

los tiempos de flujo, esto significa que durante los cierres la presión no alcanzará la

presión inicial o del yacimiento, más aún la restauración de la presión en cada flujo

posterior será menor, en tal caso se estaría trabajando con una presión no-

estabilizada denotada como Pwfr. Esto resulta en un ahorro de tiempo si la

restauración hasta la presión estática luego de cada período de flujo ocurre

rápidamente. Tiene la ventaja de reducir considerablemente los volúmenes de

venteo de gas.

La prueba isocronal es realizada como una prueba isocronal convencional,

exceptuando que los periodos de cierre deben ser igual en duración, pero deben

ser igual o exceder el tiempo de los periodos de flujo. Debido a que el pozo

frecuentemente no alcanza a restaurar la presión promedia de yacimiento después

de cada periodo de flujo, la presión de cierre es registrada inmediatamente antes de

comenzar el periodo de flujo, esta presión es utilizada posteriormente en el análisis

en ves de usar la presión promedia del yacimiento. En consecuencia, la prueba

isocronal modificada es mucho menos exacta que la prueba isocronal convencional

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L a secuencia de operaciones para este tipo de pruebas es la siguiente:

1. Limpiar (Clean up) el pozo por el máximo choke o estrangulador por el que

posteriormente se medirá.

2. Cerrar el pozo preferentemente en el fondo hasta alcanzar Presión de

Reservorio: Pr.

3. Abrir el pozo por un diámetro de estrangulador o choke por un determinado

periodo de tiempo midiendo Pwf1 y Qsc1.

4. Cerrar el pozo por un periodo de tiempo igual al periodo de flujo donde se

alcance una presión Pw1.

5. Abrir el pozo por un diámetro de estrangulador o choke mas grande que el

del paso 3 por un periodo de tiempo igual al de los pasos anteriores

midiendo Pwf2 y Qsc2.

6. Cerrar el pozo preferentemente en el fondo por un periodo de tiempo igual al

de los pasos anteriores donde se alcance una presión: Pw2.

7. Repetir los pasos anteriores por dos estranguladores mas.

Con el último estrangulador, fluir el pozo en un flujo extendido hasta que se

alcancen condiciones estabilizadas de presión y caudal.

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Un resumen de las presiones y caudales para los 3 tipos de pruebas estudiadas

están detallado en la tabla 1.1.

Los caudales se deben medir en MMPCD y la presión se debe medir en psia.

PRUEBA DE RESTAURACION DE PRESION (Buildup test):

La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la

presión en el estado transitorio. Básicamente, la prueba es realizada por un pozo

productor a tasa constante por cierto tiempo, cerrando el pozo (usualmente en la

superficie) permitiendo que la presión se restaure en el pozo, y recordando que la

presión (usualmente hoyo a bajo) en el pozo es una función del tiempo. A partir de

esta data, es frecuentemente posible estimar la permeabilidad de la formación y la

presión del área de drenaje actual, y caracterizar el daño o estimulación y las

heterogeneidades del yacimiento o los limites.

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Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo

fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre Δt, la presión

registrada de fondo alcanza el valor estático Pe (presión estática)

El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de

restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático de Pe.

PΔt ≤ Pe

Dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que

el tiempo de cierre se incrementa PΔt se aproximara a Pe.

Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presión de fondo durante un

periodo de tiempo, luego de cerrar el pozo después de haber estado fluyendo a una

tasa constante estabilizada.

Se utiliza para hallar:

Presión estática promedio en el área de drenaje o yacimiento (Pi).

Permeabilidad promedio en el área de drenaje (k).

Efecto Skin (s).

Presencia de Límites o heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras

estratigráficas).

Interferencia o comunicación entre pozos / fallas

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RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP TEST)

La prueba requiere que el pozo produzca con una tasa estabilizada durante un

cierto tiempo, denominado tiempo de flujo (tp), para lograr una distribución

homogénea en la presión antes del cierre

Al cerrar el pozo se mide la presión de fondo (Pwf @t=0) y se empieza a medir en

función del tiempo de cierre (t).

En esta prueba un pozo que ha estado fluyendo (idealmente a tasa constante) es

cerrado, y se mide el aumento de la presión en el fondo del pozo.

Ventaja

La principal ventaja es que la condición requerida de tasa constante es lograda

fácilmente ya que el pozo tiene una tasa de producción igual a cero.

Desventajas

Puede ser difícil alcanzar una tasa de producción constante antes de que el

pozo sea cerrado. En particular, puede ser necesario cerrar el pozo para bajar la

herramienta.

La perdida de producción mientras el pozo esta cerrado.

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Factores que complican la prueba de presión build up

Frecuentemente las pruebas de presión build up no son simples, muchos factores

pueden influenciar la forma de la curva que representa dicha presión. Una forma

inusual puede requerir explicación para completar un análisis apropiado. Factores

como fracturas hidráulicos, particularmente en formaciones de baja permeabilidad

pueden tener un gran efecto en la forma de la curva.

Otros factores que causan problemas como la presión de fondo medida en

condiciones pobres de funcionamiento.

La forma de la curva también puede ser afectada por la interfase roca-fluidos,

contacto agua-petróleo, fluido lateral o heterogeneidades de la roca.

CAIDA DE PRESIÓN (Drawdown)

Es realizada por un pozo productor, comenzando idealmente con una presión

uniforme en el yacimiento. La tasa y la presión son registradas como funciones del

tiempo. Los objetivos de la prueba de agotamiento usualmente incluyen la

estimación de la permeabilidad, factor de daño (skin), y en algunas ocasiones el

volumen del yacimiento.

Provee información acerca de la permeabilidad, factor de daño y el volumen del

yacimiento en comunicación. Entre una de las ventajas que ofrece son las

económicas debido a que se realiza con el pozo en producción. Su mayor

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desventaja es la dificultad para mantener una tasa constante. Si la tasa no se

puede logar entonces se recomienda el uso de pruebas multi-tasa.

Para correr una prueba se declinación de presión, en general, se siguen los

siguientes pasos:

Se cierra el pozo por un periodo de tiempo suficiente para alcanzar la

estabilización en todo el yacimiento ( sino hay estabilización probablemente

se requiera una prueba multi-tasa).

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 datos).

Abrir el pozo para producir a rata constante y registrar continuamente la Pwf.

La duración de una prueba de declinación puede ser unas pocas horas o varios

días, dependiendo de los objetivos de la prueba y las características de la

formación.

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PRUEBA MULTITAZA

Se puede correr desde una tasa libre hasta una serie de tasas constantes, para una

prueba de presión de fondo , con constantes cambios en la taza de flujo, la misma

contribuye a minimizar los cambios en los coeficientes de almacenamiento en los

pozos.

Muestran gran ventaja al producir menor caída de presión ,y una desventaja es es

una prueba difícil de controlar debido a las fluctuaciones de las tasas ; difíciles de

medir especialmente sobre una base continua.

En las pruebas las tasas de flujo de un pozo productor se hace variar , mientras

que la presión se monitorea en uno o mas pozos de observación. El análisis de los

datos nos proporciona información que no se podría obtener con un solo pozo.

la mayoría de las pruebas multiples se realizan en yacimientos cerrados y se las

realiza para:

Buscar conectividad y/o continuidad del yacimiento

Detectar permeabilidad

Estimar el volumen del yacimiento

Orientación de fracturas hidráulicas

Determinar el índice de productividad

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PRUEBAS DE DISIPACION DE PRESION EN POZOS INYECTORES

(FALL OFF)

Cuando se inyecta fluido desplazante por un pozo, con el propósi to de producir por

otro pozo vecino, se está induciendo una presión en dicho pozo y su respectiva

formación, por ende la presión se incrementa. Las pruebas de disipación de

presión, se realizan cerrando el pozo inyector mientras se está inyectando a una

tasa constante manteniendo la presión fija, para luego tomar valores de la presión

en función del tiempo, hasta que la presión decline y se restaure a la presión

estática.

Los análisis de una prueba de Fall off, muy similares a los desarrollados en

secciones anteriores para pruebas de Drawdown y Build Up, permiten determinar

las condiciones del yacimiento en los alrededores del pozo inyector. Esto es,

estimar la presión promedio del yacimiento, medir la presión de ruptura del

yacimiento, determinar fracturas, determinar si existe daño en la formación, y

determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado.

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Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el

fondo del pozo en función del tiempo.

La teoría supone una tasa de inyección constante antes de cerrar al pozo.

Con esta prueba es posible determinar:

Las condiciones del yacimientoen las adyacencias del pozo inyector,

Permite dar un seguimiento de lasoperaciones de inyección de agua y

recuperación mejorada,

Estimar la presión promedio del yacimiento, medir la presión de

ruptura del yacimiento,

Determinarfracturas, determinar si existe daño en la formación,

causado por taponamiento,hinchamiento de arcillas, precipitados, entre

otras,

Determinar la permeabilidadefectiva del yacimiento al fluido inyectado,

utilizada para pronósticos de inyección.

Se corren cerrando el pozo inyector y registrando la presión en el fondo del pozo

como función del tiempo de cierre. Es análoga a las pruebas de restauración de

presión en pozos productores. La teoría para el análisis de las pruebas supone que

se tiene una tasa de inyección constante antes de la prueba. La historia de tasa

idealizada se muestra en la siguiente figura:

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PRUEBA DE INYECCION

Esta prueba es conceptualmente idéntica a una prueba de abatimiento, con

excepción de que el flujo va “hacia dentro del pozo” y no hacia fuera del mismo.

En este tipo de prueba la tasa de inyección se puede controlar más fácilmente que

la tasa de producción. Sin embargo, el análisis de los resultados de la prueba se

puede complicar debido a efectos de multifase a menos que, el fluido inyectado sea

el mismo que el fluido original del yacimiento (Figura 2.4)

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Figura 2.4 Esquema de tasa y presión en una prueba de prueba de Inyección

PRUEBAS DST (DRILLSTEM TEST)

Una prueba DST es una prueba corta que se efectua durante la perforación de un

pozo utilizando la tubería de perforación. Esta formada por pruebas de declinación y

caídas de presión consecutivas.

Pasos para realizar una prueba DST.

1. Tomar una muestra del fluido del yacimiento

2. Establecer la probabilidad de comercialidad, normalmente se corre en pozos

exploratorios

3. Determinar las propiedades de la formación y el daño , estos podrían usarse

para estimar el potencial de flujo del pozo

Estas pruebas permiten determinar la presión y temperatura de fondo y son

realizadas en la etapa de perforación, también se obtienen muestras de los fluidos

presentes en el yacimiento a diferentes profundidades para determinar sus

propiedades con el objetivo de minimizar el daño ocasionado por el fluido de

perforación o para la estimación de reservas.

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Además de proporcionar una muestra del tipo de fluido en el yacimiento un buen

DST da una inclinación de la rata de flujo, una medida de las presiones estáticas y

de flujo. Un DST puede en ciertos casos detectar barreras si estas se encuentran

cerca al pozo: fallas, discontinuidades, etc.

IV. CONCLUSIONES

• Los tipos de pruebas de pruebas de pozos están basados en la ley de Darcy y las

teorías de flujo pseudoestable.

• Estas pruebas permiten determinar parámetros de interés tanto del pozo como del

yacimiento, tales como: productividad del pozo, presión del yacimiento,

permeabilidad efectiva, daño mecánico y de turbulencia.

• Todas las pruebas de presión de gas requieren que sean probadas a diferentes

tasas de flujo para poder discernir entre los diferentes estados de flujo y las caídas

de presión debidas al daño en el pozo y por el flujo continuo de gas, las cuales se

pueden determinar mediante los modelos analíticos de contrapresión.