INTRODUCCION

Las pruebas de presión, al igual que otras pruebas de pozos, son utilizadas

para proveer la información que nos proporcionen las características del

reservorio, 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 Presión: Es el 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 esta determinada por parámetros tales como:

la permeabilidad, factor de daño, coeficiente de acumulación en el pozo, distancia

a los bordes, entre otros.

Basados en el entendimiento de la física de yacimientos, se desarrollo 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.

ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN

La caracterización del yacimiento es indispensable para la predicción de su

comportamiento de producción. En la producción del yacimiento es necesario el

control de su comportamiento y la evaluación de las condiciones de los pozos

productores. Las pruebas hechas en pozos deben ser diseñadas, realizadas y

evaluadas de acuerdo con la información que se desee obtener y tomando en

consideración las limitaciones existentes.

PRUEBA DE PRESIÓN

Es una herramienta utilizada para caracterizar al sistema pozo-yacimiento,

ya que los cambios presentes en la producción generan disturbios de presión en el

pozo y en su área de drenaje y esta respuesta de presión depende de las

características del yacimiento.

Las propiedades del yacimiento son determinadas a través de pruebas de

pozos, utilizando mediciones de dos variables tasa de producción o presión.

Para ello se 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.

PLANIFICACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN

Durante la planificación se deben definir los parámetros y procedimientos

para obtener los datos ya que estos garantizan un resultado satisfactorio al

analizarlos.

Es importante tomar en consideración las siguientes 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.

Características de la planificación:

Consideraciones operacionales.

Cálculos requeridos para el diseño.

Ejemplo de diseño de una prueba de restauración de presión

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.

Presencia o no de un sistema de levantamiento (requerimientos de

completación).

DISEÑO DE PRUEBAS DE PRESIÓN

Es posible realizar pruebas de presión sin diseño previo, sin embargo no es

recomendable a menos que se hayan realizado pruebas anteriores a través de las

cuales se pueda inferir el comportamiento del yacimiento.

Se deben realizar cálculos requeridos:

Las respuestas de presión esperadas utilizando las propiedades de la formación,

conocidas a través de pruebas de laboratorio o registros eléctricos.

Factores fundamentales como: final de los efectos de almacenamiento, final de la

línea recta semilogarítmica, pendiente de la recta, etc.

FUNCIONES DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN

1) Obtener propiedades y características del yacimiento como: permeabilidad y

presión estática del yacimiento.

2) Predecir parámetros de flujo como:

Límites del yacimiento.

Daño de formación.

Comunicación entre pozos.

FINALIDAD DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN

Consiste en un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar

algunas características del yacimiento de manera indirecta.

Se causa una perturbación en el yacimiento, se meden las respuestas y se

analizan los datos que constituyen el período de flujo transitorio.

Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el

comportamiento dinámico del yacimiento.

UTILIDAD DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN

Una prueba de presión es utilizada para determinar propiedades y

características del yacimiento como lo son la permeabilidad y presión estática del

yacimiento. También es útil para Predecir parámetros de flujo como: Límites del

yacimiento, daño de formación y Comunicación entre pozos.

2. TIPOS DE PRUEBAS DE PRESION

2.1 Prueba de Restauración de Presión (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 límites.

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 aproximará a Pe.

Ecuación de Buildup test:

En unidades de Campo, la ecuación se convierte en

· El valor de la pendiente m es igual al coeficiente del termino del logaritmo de la

ecuación 2

· La extrapolación de la línea recta al tiempo de cierre infinito, [(t+Δt)/Δt]=1 , da la

presión llamada p*.

a) Esta cantidad es la presión que seria obtenida a un tiempo de cierre infinito.

b) En el caso de un pozo en un yacimiento infinito, p* es la presión inicial.

c) En realidad, p* es menor a la presión inicial de un yacimiento debido al

agotamiento de energía del yacimiento por producción de fluidos.

d) P* es ligeramente mayor que la presión promedio en el área de drenaje del

pozo.

2.1.1 Factor de daño

2.2 Prueba de agotamiento (drawdown):

La prueba de agotamiento 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. Estas pruebas son particularmente

aplicables para:

· Pozos nuevos.

· Pozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para permitir que

la presión se estabilice.

· Pozos en los que la pérdida de ingresos incurridos en una prueba de

restauración de presión sería difícil de aceptar.

Los pozos exploratorios son frecuentemente candidatos para pruebas de

agotamiento extensas, con un objetivo común de determinar el volumen mínimo o

total que será drenado por el pozo.

Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos

estabilizados de flujo.

2.3 prueba a tasas de Usos Múltiples

Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos

estabilizados de flujo. A través de esta prueba se puede determinar el índice de

productividad del pozo y también se puede utilizar para hacer un análisis nodal del

mismo.

2.4 Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (Fall off test).

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 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.

2.5 Pruebas de Interferencia (Interference testing):

Las pruebas de interferencia tienen dos grande objetivos. Ellas son usadas para

(1) determinar si dos o más pozos están comunicados mediante la presión y (2)

cuando la comunicación existe, proveer una estimación de la permeabilidad y el

producto porosidad/compresibilidad, en las inmediaciones de los pozos probados.

Las pruebas de interferencia son realizadas por al menos un pozo en producción o

inyector (pozo activo) y por la observación de la presión en respuesta en al menos

otro pozo cualquiera (pozo de observación).

Comprobar la interferencia horizontal permite demostrar la continuidad de los

estratos permeables y analizar la existencia de comunicación vertical en arenas

estratificadas.

En este caso, la finalidad del análisis es medir la presión a una distancia “r” del

pozo; siendo “r” la distancia entre el pozo observador y el pozo activo.

2.6 Pruebas de Pulso:

Constituyen un tipo especial de prueba de interferencia, en la cual el pozo

activo es pulsado alternadamente con ciclos de producción y cierre. En el mismo

se determina la respuesta de presión en el pozo de observación.

Se caracteriza porque son pruebas de corta duración y los tiempos de flujo deben

ser iguales a los tiempos de cierre.

2.7 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.

Drill Stem Test (Pruebas de presión DST)

Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través

de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de

fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del

yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones

de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus

propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios

para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos

exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de

desarrollo para estimación de reservas.

Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem

(derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la

formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de

presiones.

A la izquierda se observa una Carta de Presión Esquemática para una

prueba DST. (Tomado de Lee, 1982) representándose lo siguiente:

A: Bajando herramienta al hoyo

B: Herramienta en posición

C: Empacaduras en zona a evaluar

D: Apertura de válvula

E: Cierre de pozo (restauración)

F: Final del cierre

G: Se abre pozo, ultimo período de flujo, hasta llegar al punto H

Entre H e I: último cierre

Entre J y K: retiro de equipos de prueba.

Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba

DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de

campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes.

Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores

que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen:

1.- Efecto de la prueba previa de presión (pretest): Para presiones altas, la

respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La variación

entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a medida que la

presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el efecto del

pretest en el DST es muy pequeño.

2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del

pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso

de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por

encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran

permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el

período del pretest.

3.- Efecto de la temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2

md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión

al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el

cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es

despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la

variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más

importante.

Aplicaciones especiales

1.- Extrapolación de la Presión

La experiencia en el trazado de un gran número de cartas DST en papel semi-

logarítmico ha demostrado que cuando el índice kh/μ es mayor de 10 pies md / cp

se obtiene una línea recta. Por el contrario, cuando este índice es menor a 10 pies

md / cp se obtiene una línea curva; dicho comportamiento también es habitual

cuando el flujo radial no está presente

La producción de una pequeña cantidad de líquido es suficiente para notar una

caída en la presión de la formación, de modo que se necesita un tiempo mayor de

cierre para obtener una curva build-up útil. El cierre inicial es utilizado para

minimizar los efectos de la producción excesiva de fluido.

El tiempo de flujo y la capacidad de la formación inciden directamente en el

tiempo de cierre de la prueba, el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas

DST erróneas. En formaciones de baja capacidad (K.h), largos tiempos de cierre

permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.

En formaciones de baja capacidad, largos tiempos de cierre permiten una mayor

precisión en la extrapolación a la presión original.

Efecto del tiempo de cierre en la precisión de la Extrapolación de la Presión

2. Permeabilidad Efectiva

La permeabilidad efectiva es otro parámetro que se puede obtener mediante el

análisis de las pruebas DST, nuevamente con la aplicación de la teoría aplicada a

las pruebas build-up. El uso de la tasa promedio del total recobrado dividido por el

tiempo de flujo es suficiente para el uso de la formula:

En el caso de no ser la curva de flujo una línea recta, nos indica que la tasa

asumida “constante” no lo es. Esto altera el valor de la permeabilidad que se

obtiene de la prueba, pero afortunadamente los requerimientos en la precisión de

la permeabilidad no son estrictos por lo que el valor aproximado obtenido con el

DST resulta útil. Dicho valor representa el promedio de todo el área de drenaje, de

hecho este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en núcleos.

Método de campo eficaz para el cálculo de la permeabilidad

Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST,

en la que en el primer cierre la presión se debe restaurar casi hasta la presión

original y en el segundo cierre solo será necesaria hasta que la presión llegue a

unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender

la presión inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presión donde (t +

θ)/θ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presión final de cierre (t + θ)/θ

y donde el tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (θ). Extender la unión

anterior hasta que corte la ordenada de presión donde (t + θ)/θ =10.

Usando el ΔP que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad

efectiva de acuerdo a la ecuación:

Ejemplo de uso en Venezuela

A todos los pozos perforados de la formación Naricual del campo El Furrial

se les realizó RFT y pruebas DST para la captura de datos básicos para

caracterizar el yacimiento, con algunas excepciones debido a problemas

operacionales. Estas evaluaciones permitieron determinar los niveles de presión

por arena (el perfil de presiones obtenido con el RFT fue validado con muestras de

fluido obtenidas durante pruebas DST en pozos productores e inyectores),

identificar contactos de fluidos, medir el grado de comunicación areal y vertical en

el yacimiento y finalmente optimizar la selección de los intervalos de cañoneo en

los pozos.

Debido al elevado contenido de asfaltenos presente en el crudo, se decidió

utilizar 24 °API como límite inferior de completación de los pozos en el campo, ya

que diversas pruebas DST demostraron que la completación de pozos por debajo

de este nivel ocasionaba serias obstrucciones con asfaltenos en la tubería de

producción, líneas de flujo y equipos de superficie.

CONCLUSION

Las pruebas de pozo son una función técnica clave en la industria petrolera

y del gas. A menudo se usa una prueba de pozo como la tecnología principal para

monitorear el desempeño de tales inversiones o para diagnosticar

comportamientos no esperados de pozo o reservorio. Los resultados del análisis

de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones.

Las pruebas de pozo proveen información para establecer las

características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y

diagnosticando el daño de formación.

El análisis de presion de pozos es uno de los métodos más importantes

disponibles para los ingenieros de yacimientos para establecer características de

reservorio, tales como permeabilidad y compresibilidad, posición de fronteras y

fallas.

Existen varias compañías que posee un amplio rango de experiencia en

análisis de pruebas de pozo, relacionada con el desenvolvimiento de los servicios

de desarrollo de software, experiencia práctica en el análisis e interpretación de

pruebas de pozo.

BIBLIOGRAFIA

Special Applications of DST Pressure Data SPE-000851-G

Effect of Pretest Pressures and Temperature on DST Interpretation SPE-

51255-PA

Formación Naricual, campo el Furrial, Venezuela: gerencia de yacimientos

en un campo gigante INGEPET ’99 EXPL-3-RM-13

República Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular para la Educación Superior

Instituto Universitario de Tecnología de Cabimas

Cabimas. Estado. Zulia

Realizado Por:

Anggela Vergara C.I: 18.812.672Jesús Suarez C.I: 17.626.659

Cabimas; Marzo de 2010.