Se ha demostrado que la respuesta de la presión del yacimiento ante diferentes cambios en la tasa de flujo, refleja la geometría y las propiedades de flujo del yacimiento. Se basan en crear entonces una disturbancia de presión, mediante cambios de tasa, y medir las variaciones en la presión de fondo (pwf) en el tiempo, en uno o mas pozos.
Las pruebas de presión se realizan con múltiples propósitos:
-Determinar la capacidad de la formación para producir hidrocarburos (permeabilidad, presión inicial)
-Evaluar presencia de daño a la formación
-Determinar la naturaleza de los fluidos y posibles contactos
-Identificar limites y barreras del yacimiento (fallas sellantes, límites estratigráficos)
-Comunicación entre pozos
TIPOS DE PRUEBAS
-Abatimiento de Presión (Pressure Drawdown Test)
-Restauración de Presión (Pressure Buildup Test)
-Multitasa
-Prueba de Interferencia
-Drill Stem Test (DST)
-Fall Off
-Prueba de Inyectividad
1.-ABATIMIENTO DE PRESION (DRAW DOWN TEST)
Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presion de fondo durante un periodo de tiempo, con el pozo fluyendo a una tasa constante estabilizada.
Generalmente, se hace un cierre previo para lograr que la presion en el area de de drenaje del pozo se estabilice y sea uniforme.
Se utiliza para hallar:
-Permeabilidad promedio en el area de drenaje (k)
-Efecto Skin (s)
-Volumen poroso (Vp) de la región drenada
-Presencia de Heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigraficas).
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.
· 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.
Para flujo de estado no estable (transiente)
Esta ecuación se puede rearreglar así:
Relación Lineal entre Pwf y log(t)
Pwf= a + mlog(t)
donde:
INTERCEPTO
(Pendiente, lpc/ciclo)
Gráfico de Pwf vs. t en escala semi-log generará una línea recta de pendiente “m” en lpc/ciclo. Esta pendiente es negativa
La permeabilidad puede ser estimada por la siguiente expresión:
El efecto skin puede determinarse partiendo de la Ec.
Haciendo pwf= p1hr (tomada de la extrapolacion de línea recta), la Ec queda así:
La caída de presión relacionada con el efecto skin (Dpskin) se estima con la siguiente relación:
Con esta prueba también se puede determinar la relación de la productividad del pozo con o sin presencia del efecto skin
Se definen los Indices de Productividad Ideal y Real:
Se define la Eficiencia de Flujo (EF):
La Eficiencia de Flujo es una medida de cuanto ha afectado el efecto skin la productividad del pozo. Este efecto puede ser tanto para estimular o “dañar” el pozo.
Cuando se realiza una estimulación o acidificacion en un pozo, la Eficiencia de Flujo también se utiliza para cuantificar en cuanto se incrementa la productividad del pozo luego del trabajo.
Cuando la prueba alcanza un tiempo suficientemente largo y se llega a la transición entre el estado no estable y el pseudo-estable, se pierde la linealidad en la curva de Pwf vs. t.
La presion empezará a disminuir linealmente con el tiempo (Estado Pseudo-estable)
Si se grafica pwf vs t en coordenadas cartesianas se obtiene una recta:
Donde m´es la pendiente de la recta (en Coord. Cartes.) durante el período pseudo-estable.
Igualmente se puede determinar la geometría del área de drenaje, con la data del período pseudo-estable, hallando el Factor de Forma (CA) (Earlougher, 1977).
donde:
m: Pendiente de la recta en periodo transiente (Grafico Semilog)
m’: Pendiente de la recta en periodo pseudo-estable (Gráfico Cartesiano)
pint: Punto de corte de recta con eje Y (t=0), en grafico cartesiano.
Efecto de Almacenamiento (Wellbore Storage)
Debido a que la tasa de flujo durante las pruebas de presión se controla desde superficie, una tasa constante no asegura que la entrada de fluidos en la cara de la arena también sea constante. Este fenómeno es llamado Efecto de Almacenamiento.
Existen dos tipos de efecto:
-Efecto debido a la expansión de los fluidos
-Efecto debido al cambio en el nivel de fluido en el espacio anular entre tubing y casing.
Durante este período se cumple:
donde:
q: Tasa de flujo en superficie, bbl/dia
qf: Tasa de flujo de formación, bbl/dia
qwb: Tasa de flujo proveniente por almacenamiento, bbl/dia.
“Análisis de presiones durante este período no se puede hacer por métodos convencionales”
Cada uno de estos efectos puede ser cuantificado por medio del Factor de Almacenamiento. Este se define como:
donde:Factor de Almacenamiento debido a Expansión de Fluidos (CFE)
Duración del Efecto de Almacenamiento
Si se expresa el Factor de Almacenamiento Total en forma adimensional, de acuerdo a la siguiente ecuación:
La presión será directamente proporcional al tiempo del almacenamiento, según la siguiente ecuación:
El tiempo de fin de efecto de almacenamiento se estima moviéndose 1 o 1.5 ciclos luego que la pendiente del grafico log-log cae por debajo de 1.
Duración del Efecto de Almacenamiento
Este tiempo también se puede estimar con la siguiente desigualdad:
El Coeficiente de Almacenamiento se puede estimar tomando un punto de Dp y t de la recta log-log y con la siguiente ecuación:
Radio de Investigación
Esta es la distancia transitada por la disturbancia de presión, medida desde el pozo. Depende de la velocidad a través de la cual se propaga la onda de presión (Constante de Difusividad).
2.-RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP TEST)
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 area de drenaje (k).
-Efecto Skin (s).
-Presencia de Límites o heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigraficas).
- Interferencia o comunicación entre pozos / fallas
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 @Dt=0) y se empieza a medir en función del tiempo de cierre (Dt).
El tiempo de flujo (tp) se define asi:
En una forma similar que para el caso de drawdown, se establece que para flujo de estado no estable (transiente) se cumple la siguiente ecuación (Ecuación de Horner, 1951).
La Ecuación de Horner sugiere que la relación entre pws y (tp+Dt)/Dt es una linea recta en escala semi-log.
El efecto skin puede ser estimado mediante una formula similar a la de drawdown
Si se escoge un valor diferente a p1h se debe modificar la constante 3.23 de acuerdo a la siguiente relación:
La caída de presión relacionada con el efecto skin (Dpskin) se estima con la siguiente relación
La Eficiencia de Flujo (EF) se define similarmente que para drawdown
Donde la pwf es la presión de fondo fluyente registrada inmediatamente antes del cierre y p* es la presión leida de la tendencia lineal (período transiente) para un Dt=infinito [(tp+Dt)/Dt]=1.
Duración del Efecto de Almacenamiento
Durante el período de flujo posterior o almacenamiento, existirá una relación lineal entre (pws- pwf) y el tiempo Dt en escala log-log, con una pendiente m=1.
Cuando los puntos empiecen a separarse de la tendencia lineal, significa que se está iniciando el período transiente. El tiempo de fin de efecto de almacenamiento se estima moviéndose 1 o 1.5 ciclos luego que la pendiente del grafico log-log cae por debajo de 1.
Este tiempo también se puede estimar con la siguiente desigualdad:
El Coeficiente de Almacenamiento se puede estimar tomando un punto de Dp y Dt de la recta log-log y con la siguiente ecuación:
Método de Miller-Dyes-Hutchinson (MDH
Cuando el pozo ha estado produciendo suficiente tiempo para alcanzar un estado de flujo pseudo-estable (tp>>Dt) y el radio de investigación es cercano a re. En este caso:
Relación Lineal entre Pws y Dt en escala semilog, con pendiente m positiva. Esta pendiente es la misma que para Horner.
Este método se utiliza mayormente para determinar la presión promedio en el área de drenaje
MÉTODO DE CURVAS TIPO
Las curvas tipo son representaciones gráficas de soluciones teóricas de las ecuaciones de flujo (Agarwal et al, 1970). El método consiste en encontrar, dentro de una familia de curvas, la curva teórica que mejor coteje con la respuesta real que se obtiene durante la prueba de presión. Este cotejo se realiza en forma gráfica, superponiendo la data real con la curva teórica.
Estas soluciones gráficas se presentan en función de variables adimensionales (pD, tD, rD, CD).
Se basan en las siguientes ecuaciones:
Curva tipo de Gringarten (1979)
Recordando la relación entre la presión de fondo y el coeficiente de almacenamiento
Durante el período transiente
Sumando y restando ln(CD)
Esta ecuación describe el comportamiento de la presión en un pozo con efecto de almacenamiento y skin, durante el período de flujo transiente
Familia de Curvas Tipo que están caracterizadas por el parámetro CDe2S, representan diferentes condiciones del pozo, desde pozos estimulados a pozos dañados
Para Draw-down
Tomando logaritmos
Para Draw-down
Estas ecuaciones indican que un grafico de log(Dp) vs. log(t) tendrá una forma idéntica y será paralelo a un grafico de log(pD) vs. log (tD/CD)
Los puntos de ajuste, cuando se realiza el cotejo de la data real con la curva tipo, vienen dados por las siguientes constantes:
Para Restauración de Presión
En este caso, en lugar de emplear el tiempo de cierre Dt se usa el llamado tiempo de Agarwal (Dte) o tiempo equivalente; esto para tomar en cuenta los efectos del tiempo de flujo antes del cierre.
Procedimiento Método Curva Tipo de Gringarten
1.- Dependiendo de si la prueba es de drawdown o restauración, se grafica (pi-pwf) vs t (Drawdown) o (pws-pwf) vs Dte (Buildup) en escala log-log, con las mismas escalas de la curva tipo de Gringarten
2.- Se chequea los puntos a tiempos pequeños para confirmar la linea recta de pendiente m=1 (presencia de almacenamiento). En este caso, se determina graficamente C.
3.- Se estima el valor de CD
4.- Se superpone el grafico con la data de campo sobre la familia de curvas tipo y se desplaza la curva hasta que se encuentre una curva tipo que mejor se ajuste a los datos de la prueba. Se registra el valor de CDe2S para esa curva tipo [(CDe2S)MP]
5.- A partir del cotejo se hallan valores arbitrarios de (pD,Dp)MP en el eje “y” y (tD/CD,t)MP o (tD/CD,Dte)MP en el eje “x”.
6.- Con los puntos de cotejo se puede hallar k,kh (capacidad de flujo) y el factor de almacenamiento C. El efecto skin puede determinarse por la relación:
Valores del parámetro CDe2s para caracterizar condición del pozo
MÉTODO DE LA DERIVADA DE LA PRESIÓN
Este método surge debido a los problemas de unicidad en los metodos anteriores (Curvas Tipo).
Bourdet et al (1983) proponen que los regimenes de flujo pueden ser mejor caracterizados si se grafica la derivada de la presión en lugar de la presión misma, en un gráfico log-log
Las ventajas de este método radican en:
- Heterogeneidades difíciles de ver con los métodos convencionales son amplificados con este método
-Regímenes de flujo presentan formas características bien diferenciadas
-En un mismo gráfico se pueden observar fenómenos que bajo otros métodos requerirían dos o más gráficas
Bourdet definió la Derivada de la Presión Adimensional como la derivada de pD respecto a tD/CD
Anteriormente se definió que para el período de almacenamiento se cumple que:
Gráfica de pD’(tD/CD) vs. (tD/CD) en log-log, será una línea recta de pendiente m=1, durante el período dominado por almacenamiento.
Derivando de nuevo con respecto a tD/CD
Curva de la Derivada de Presión Adimensional (Bourdet, 1983)
Combinación de Curvas de Gringarten y Derivada de Bourdet
Procedimiento para obtener el cotejo con el gráfico Gringarten-Bourdet
1.- Se calculan la diferencia de presión Dp y la función de la derivada, dependiendo del tipo de prueba:
Las derivadas se pueden obtener por el método de diferencias centrales
Procedimiento para obtener el cotejo con el gráfico Gringarten-Bourdet
2.- En papel log-log con la misma escala de la curvas tipo de Gringarten-Bourdet, se grafican Dp y tDp’ vs t (caso drawdown) o Dp vs Dte y DteDp’ vs Dt (caso Build-up)
3.- Se verifica con los puntos iniciales la existencia de la linea recta de pendiente m=1 (presencia de almacenamiento). En este caso, se determina graficamente C y se calcula un valor preliminar de CD
4.- Se chequea el período de tiempo tardío en la data de la derivada para confirmar la existencia del período transiente (recta horizontal=0.5).
5.- Se colocan ambos gráficos sobre la familia de curvas de Gringarten-Bourdet y se trata de encontrar un cotejo simultáneo de las curvas. Este doble cotejo genera un resultado de mayor precisión y grado de certeza.
6.- Luego de logrado el cotejo, se selecciona un punto de ajuste (MP) de la misma forma que el método de Gringarten, con los cuales se determinaran las propiedades k, kh y C.
7.- Se registra el valor del grupo (CDe2s)MP de cotejo, a partir de las curvas tipo de Bourdet, con la cual se puede estimar el valor del efecto skin “s” Desviación del comportamiento lineal en el período transiente (radial infinito)
La selección del modelo de interpretación del yacimiento es el paso más importante en el análisis de pruebas de presión.
Generalmente, los métodos de análisis convencional son insensibles a los cambios de presión, por lo cual el método de la derivada se ha probado como la mejor herramienta de diagnóstico, ya que:
-Magnifica pequeños cambios de presión
-Diferencia claramente los regimenes de flujo y modelos de yacimiento
-
Gringarten (1984) estableció que para seleccionar el mejor modelo de interpretación se tenían que tomar en cuenta tres (3) componentes principales e independientes uno del otro, los cuales siguen estrictamente la cronología de la respuesta de presión
1.- Limites Internos: Identificados durante los tiempos tempranos de la prueba: efecto de almacenamiento, efecto skin, separación de fases, penetración parcial y fracturas
2.- Comportamiento del Yacimiento: Que ocurre durante el tiempo medio, reflejando el flujo radial. Puede ser homogéneo o heterogéneo
3.- Límites Externos: Son identificados con la información a tiempos tardíos. Existen dos posibles respuestas: Limite sin flujo y límite a presión constante.Análisis de datos a tiempos tempranos
Análisis de datos a tiempos tempranos
Separación de fases en tubing-anular
Ocurre en pozos completados en formaciones con k moderada, restricción de flujo debida a daño o cuando existe una empacadura
La forma de “joroba” también se puede dar por filtracion o comunicación de una empacadura en una completación doble
Análisis de datos a tiempos medianos (Flujo Transiente o Radial Infinito)
Durante este período pueden presentarse dos tipos de sistemas:
-Homogéneos: Se caracterizan mediante las propiedades obtenidas de análisis convencionales -Heterogéneos: Estos están subclasificados en dos categorías:
(1) Yacimientos de Doble Porosidad (Naturalmente Fracturados)
(2) Yacimientos Multicapas o de Doble Permeabilidad
Fenómenos a tiempos largos (Región de Tiempo Tardío, LTR)
Presencia de Fallas o Barreras Impermeables: aplicando el principio de superposición, mediante el método de Horner se puede llegar a una forma o tendencia característica
En caso de que el transiente de presión reconozca una falla o barrera sellante (limite de no flujo), existirá un cambio de pendiente en la recta del semi-log de tal manera que:
m2=2m1
donde:
m1: Pendiente del período transiente
m2: Pendiente del período pseudo-estable, con presencia de falla o límite sellante
m1 permite obtener las propiedades del yacimiento (k,kh,s,IP,EF)
p* se obtiene extrapolando la recta de pendiente m2.El tiempo mínimo de cierre requerido para alcanzar el cambio en la pendiente debe cumplir con la siguiente condición
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.
continuación
continuación
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.
MÉTODO DE HORNER APLICADO A POZOS INYECTORES
PASOS A SEGUIR
MÉTODO DE MDH
MÉTODO DE HAZEBROCK, REIMBOW - MATTEWS
MÉTODO MILLER- DYES- HUTCHINSN
EFECTOS DE ALMACENAMIENTO
5.-PRUEBAS DE INTERFERENCIA
MÉTODO DE THAIS
6.-PRUEBA DE PULSO
7.-PRUEBA DE PRODUCCIÓN DRILL STEM TEST (DST):
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.
Referencias bibliográficas:
