Universidad Autónoma del CarmenDependencia Académica de Ciencias Químicas y Petrolera Facultad de Química PRODUCTIVIDAD DE POZOS 2.2 COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA FUTURA 2.3 PRUEBAS DE POZOS PRESENTAN: Alarcón González José Carlos González Tolibia Karina Irlanda Millán Guevara Ángel Sánchez Martínez Victor Alberto Vera Acuña Luis CD. DEL CARMEN, CAMP.; A 12 DE ENERO DE 2017. 1 CONTENIDO 2.2 COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA FUTURA Cálculo de IPR futuras Método de Fetkovich Método de Fetkovich-Vogel Método de Standing Método de Couto-Golan Método de Couto Método de Punto Pivote Método de Kelkar Método de Eickemer 2 CONTENIDO 2.3 PRUEBAS DE PRESIÓN -PRUEBAS PARA POZOS DE ACEITE: Prueba de Restauración de Presión Prueba de Declinación de Presión Prueba de Interferencia Prueba de Inyección Prueba de Fall Off Prueba DST Prueba de Arrastre 3 CONTENIDO 2.3 PRUEBAS DE PRESIÓN -PRUEBAS PARA POZOS DE GAS Prueba de Potencial Prueba Isocronal Prueba Isocronal Modificada -REFERENCIAS 4 2.2 COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA FUTURA 5 IPR vs IP • IPR: Inflow Performance Relationship. • IP o PI (J): Índice de productividad. Es una relación entre la taza de producción y la caída de presión. *Cada punto del IPR es un IP 6 http://oilproduction. Oil productions. Puede alterarse por daños o por uso de algunos métodos. Ps. Py. Pr: Presión de yacimiento. presión de reservorio. Gravel Packs por ejemplo. presión estática.pdf 7 .net/files/conceptos_well_performance. Pwf: Presión de fondo fluyente. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ? ??? ?= ?í? ?? − ??? ?? ? ?? Como podemos ver. 8 . la Pwf condiciona el máximo gasto que puede tener nuestro pozo. ya que sin ella sería un gasto a AOF (Absolute Open Flow). ” • Saturado: “Cuando la presión inicial del yacimiento es igual al punto de burbuja del fluido que contiene. DIFERENCIA ENTRE BAJOSATURADO Y SATURADO • Bajosaturado: “Cuando la presión inicial del yacimiento es mayor al punto de burbuja del fluido que contiene.” Ahmed T. “Reservoir Engeneering Handbook” 9 . McCain. “The Properties of Petroleum Fluids”. 10 .DIAGRAMA DE FACES DE YACIMIENTOS BAJOSATURADOS Y SATURADOS William D. EJERCICIO DE IPR Los siguientes datos pertenecen a un yacimiento bajosaturado: Pr= 4000 psi Pb= 2000 psi S= 0 Los datos de la prueba fueron: Pwf = 3000 psi a un gasto de 200 BPD Elaborar curva IPR 11 . 2 12 .1. Calcular IP ? ?= ?? − ??? =0. 2. Calcular Pb ?? = ? ?? − ?? =400 BPD 13 . 00 200.8 ?? ?? Combinados 3500 3000 2500 2000 E 1500 1000 500 14 0 0.3.00 .00 600.00 300.00 100.8 1.00 500. Generar la IPR para Pwf<Pb 2 ??? ??? ??? ? = ?? + 1 − 0.00 400.00 700.2 − 0. MÉTODO DE FETKOVICH 15 . Predicción de Comportamiento de Afluencia. UNAM 16 . Capitulo 3.IPR Futuro Debido a que las curvas IPR están hechas en base a la presión del yacimiento y que esta cambia a lo largo del tiempo. cada IPR solo es vigente durante un periodo de tiempo. ??? Bo: Factor volumétrico del aceite ?? ?? ?? ? J: Índice de Productividad = ?? ??? Kro: Permeabilidad relativa del aceite ?? ?? ? ?0 : Viscosidad del aceite 17 .MÉTODO DE FETKOVICH Muskat en 1933 relacionó el índice de productividad de un pozo en un tiempo con su índice en un tiempo 2 de la siguiente forma. Fetkovich hizo una ecuación que aproxima el cambio de la permeabilidad al aceite con el abatimiento de presión. ??? ??? ??? = ???? Kro: Permeabilidad relativa del aceite Pws: Presión Estática Pwsi: Presión Estática Inicial 18 . ECUACIÓN DE FETKOVICH La ecuación final propuesta por Fetkovich es: ? ???? ?? = ??? ( )(???? ? − ??? ? ) ???? Qo: Gasto de aceite Joi: Índice de Productividad Inicial Pws2: Presión Estática Final Pws2: Presión Estática Inicial Pwf: Presión de Fondo Fluyente n: Exponente 19 . MÉTODO DE FETKOVICH-VOGEL 20 . ? ???? ? ??? = ?′?? ????? − ??? ? … … … ?. ? ??? = ?′?? ????? − ??? ? … … … ?. con el cual se puede utilizar la ecuación de Vogel directamente para preparar la curva de IPR.MÉTODO DE FETKOVICH-VOGEL Eickemer (1968) propuso que si se toman las ecuaciones de Fetkovich (1973) para la presión estática a un tiempo 1 y se divide entre la ecuación de flujo para la presión estática a un tiempo 2. ? ???? 21 . se llega a una ecuación para determinar qo máx a un tiempo 2. 8 se obtiene: ??1 = ?′?1 ???12 − ??? 2 ? … … … 3.FETKOVICH-VOGEL Resolviendo para qo máx (considerando n = 1 y Pwf = 0) y dividiendo la Ec.7 ???2 ??2 = ?′?1 ???22 − ??? 2 ? … … … 3. ? ?? ?á?? ???? 22 .8 ???1 ? ?? ?á?? ???? = … … … ?. 3. 3.7 entre la Ec. Por lo tanto. (Pws2). 23 . se puede resolver para qo máx2 para cualquier otra presión estática deseada (pws2) y utilizando la ecuación de Vogel. Conociendo qo máx1 y Pws1. sólo se necesita una prueba al tiempo presente a partir de la cuál se puede obtener qo máx1. se puede construir una curva completa de IPR para un tiempo 2. ??? ??2 Calcular: ?? 1) ?? ?á? cuando la presión estática se abate a 2000 . EJEMPLO Dados los siguientes datos de un pozo: ?? ?? ??? = 3000 2 ?? = 3000 2 ??? ?? ?? ?? ?? Una prueba muestra que ?? = 200 a una presión de flujo (Pwf) de 2500 . ??2 24 . ??2 ?? 2) ?? para ??? = 2000 ??/??2 y ??? = 1000 . 8 ??? ??? ?? 1) ?? ?á? cuando la presión estática se abate a 2000 2 .2 − 0.8 ?? ?á? ??? ??? ?? ?? ?á?1 = 2 ??? ??? 1 − 0.2 − 0. (Usando la ecuación ?? 3. 3 ?? ?á?1 ???1 = ?? ?á?2 ???2 ?? ?á?1 ?? ?á?2 = ???1 3 ???2 25 .SOLUCIÓN Calculamos ?? ?á?1 con los datos iniciales utilizando la ecuación de Vogel.9). 2 ?? ??? ??? = 1 − 0. 2 ??2 ??? ??? = 1 − 0.8 ??? ??? De ésta forma se pueden predecir los gastos de producción a futuro para cualquier abatimiento de presión. ?? 2) ?? para ??? = 2000 ??/??2 y ??? = 1000 .2 − 0.8 ?? ?á?2 ??? ??? 2 ??? ??? ??2 = ?? ?á?2 1 − 0.2 − 0. ??2 Utilizando la ecuación de Vogel se despeja ??2 . 26 . Tiempo 1 Tiempo 2 2 ??? ??? 2 ??1 = ?? ?á?1 1 − 0.1 1000 504 1500 608 1000 191.2 − 0.8 2000 2000 Qo (bl/día) Pwf (lb/pg2) Qo (bl/día) Pwf (lb/pg2) 0 3000 0 2000 200 2500 85.8 ??? ??? 3000 3000 ??2 = ?? ?á?2 1 − 0.7 500 680 500 213 0 720 0 27 .Curva IPR para tiempo 1 y tiempo 2 (Futuro).2 1500 368 2000 149.2 − 0. Curvas de IPR presente y Futura 3500 3000 2500 2000 Pwf (lb/pg2) IPR 1 1500 IPR 2 1000 500 0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 qo (bl/día) 28 . MÉTODO DE STANDING 29 . concernientes a los índices de productividad presentes y futuros.3 30 . El procedimiento requiere que se empleen cálculos de balance de materia para determinar saturaciones futuras apartir de las cuales se pueden obtener valores de kro Las siguientes relaciones se utilizaron para desarrollar el método: Relación de Muskat Ecuación de Vogel Índice de Productividad Ec. MÉTODO DE STANDING Standing (1970) utilizó la ecuación de Vogel (1968) en combinación con la relación de Muskat (1937).1 Ec. 2 Ec. Standing extendió las curvas de IPR de Vogel para poderlas aplicar a pozos con daño o estimulados.Hay que considerar que el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del factor skin y por lo tanto este es aplicado únicamente a pozos que no tienen daño. 31 . Jose Luis Rivero S.NOMOGRAMA DE EFICIENCIA DE FLUJO Análisis nodal y explotación del petróleo Ing. 32 . ECUACIONES 33 . 34 . EJEMPLO Calcular el gasto para Pwf=1500 psia y 1000 psia cuando la presión del yacimiento se abate hasta 2000 psia. Utilizando la ecuación 3 ?? 2024 2.70bpd ?= = = (??? − ???) (2500 − 1750) psia UNIDADES Qo [bpd] Pws [psia] Pwf [psia] 35 .Paso 1. 2 ??? −0. ?? Q???? = ??? ??? 1−0. Despejamos el caudal máximo de la ecuación de Vogel.8( ??? )2 2024??? Q???? = 1750 1750 = 4325 BPD 1−0.8(2000)2 36 2000 .2 −0.Paso 2. 8 ∗ 4235??? 3. Utilizando la ecuación 4 ∗ 1.8 ∗ ????? 1.11BPD ?∗ ? = = = ??? 2500???? PSIA UNIDADES Qo [bpd] Pws [psia] Pwf [psia] 37 .8 ∗ ????? ? ?= ??? 1.Paso 3. Despejando J*F de la ecuación 1 ??? ?? ?? ? ?? = ?? ??? ? ?? ?? 38 .Paso 4. 8 39 . Cálculo del gasto ????? ?∗??? Considerando ???? = = y sustituyendo en la ecuación 1.8 de Vogel: ??? ??? ? ∗ ??? ?? = (1 − 0.8 1.Paso 5.2 − 0.8 )∗ ??? ??? 1. 8 = 2075 BPD 1.2 − 0.8 = 1186 BPD 1.Paso 6.67 ∗ 2000 1500 1500 ?? = ∗ 1 − 0. Gasto para diferentes Pwf y Pws Para Pwf= 1500 psia y Pws= 2000 psia 2.8 2000 2000 Para Pwf= 1000 psia y Pws= 2000 psia 2.67 ∗ 2000 1000 1000 ?? = ∗ 1 − 0.2 − 0.8 2000 2000 40 . 71 ??? 3000 Posteriormente se entra a la curva de Voguel para obtener qo/qomax 41 .6 Primero calculamos la relación entre las presiones ??? 2130 = = 0.STANDING CONSIDERANDO EF≠1 Datos: Pws= 3000 psi Pwf= 2130psi Qo= 130 BPD EF= 0. 29 ????? = 448.27??? 42 .STANDING CONSIDERANDO EF≠1 ?? = 0.29 ????? ?? = qomax 0.29 130??? ????? = 0. 6/Qomax Para lo cual entramos al nomograma donde la relación de las presiones es =0 ya que Pwf= 0 y obtenemos una relación de caudales de 0.6 0.13??? 43 .Para una Pwf= 0 obtener Qomax.79 Q?????? = 0.79 ∗ ????? = 354. EF=0. TABULANDO VALORES 44 . GRAFICANDO 45 . OTROS MÉTODOS 46 . 282 ? ℎ ??? ?? = ? J ( 1 − R) 1 − . y pueden escribirse de la siguiente forma para un área de drene circular: 6.444 J (1 − R) .MÉTODO DE COUTO-GOLAN Couto y Golan (1982) propusieron una relación general de comportamiento de afluencia. Su ecuación general de IPR está basada en una extensión de los trabajos de Vogel (1968) y Standing (1970).47 ?? ?? ln ?? 47 . el cual puede ser significante para altos abatimientos de presión. 48 .FUNCIÓN Determinar la presión media del área de drene y la eficiencia de flujo cuando sólo se tienen disponibles datos de presión de fondo fluyendo y gastos. Permite distinguir entre la eficiencia de flujo actual y el efecto de abatimiento de presión. Se puede aplicar para determinar los parámetros del yacimiento sin tener que recurrir a las pruebas de incremento de presión o pruebas de decremento de presión. la aproximación de Couto y Golan (1982) se puede extender para determinar la presión media y la eficiencia de flujo. 49 . Empleando una prueba de flujo de tres gastos. así como también la transmisibilidad del yacimiento.Couto y Golan (1982) presentaron un procedimiento para determinar la eficiencia de flujo a partir de los datos de una prueba de flujo de 2 gastos. ECUACIONES DE COUTO-GOLAN 2.25 ??2 1 − ?1 − ??1 1 − ?2 J1−2 = ??2 1 − ?1 2 − ??1 1 − ?2 2 2.25 ??3 1 − ?2 − ??2 1 − ?3 J2−3 = ??3 1 − ?2 2 − ??2 1 − ?3 2 ??? ?= ?? 50 . 51 .MÉTODO DE COUTO Couto manipuló la ecuación de Standing (1970) para pozos dañados y lo aplicó para producir el Índice de Productividad propuesto por el mismo. Con este procedimiento Couto logró predecir curvas IPR presentes y futuros para un área de drene circular y no circular. MÉTODO PUNTO PIVOTE Uhri y Blount (1982) derivaron el método de punto pivote para predecir la curva de IPR futura a partir de 2 curvas de IPR de un pozo. el cual representa las diferentes etapas vida de un yacimiento con empuje de gas disuelto. 52 . Este método puede ser aplicado gráficamente o numéricamente mediante el cálculo de la relación de el índice de productividad y la presión del yacimiento. 53 .1 BPD y una presión de fondo fluyendo de 1300 psia. Una prueba de flujo previa mostró una producción de 120 BPD con una Pws = 2346 psia y una Pwf = 1800 psia. A patir de la relación general de Vogel se determinó que qo máx para los dos casos es 254.6 BPD y 319.3 BPD respectivamente.MÉTODO DE KELKAR Un pozo productor de aceite ubicado en un yacimiento con empuje de gas disuelto tiene una producción de 158. mientras que la presión media del yacimiento es 2263 psia. J2∗ = =.6 bpd Pm= 2263 psia. producción= 120 BPD 2 ∗ J1 − J 2 Pws = 2346 psia A∗ = 2 2 Pws 1 − Pws 2 = 6. 319.6 bpd 54 . 254.3 bpd J1∗ = = .1361 2346 psia Pwf= 1300 psia.2034 ???1 − ???2 Evaluar con una Pmf=2139 psia q omax = A∗ ??? 3 + B∗ P ws = 186. 1125 2263 psia Prueba.6 BPD.169x10−8 Pwf = 1800 ? Qo max= 254.3 BPD B∗ = −2 −2 = −. EJEMPLO P= 158.1 BPD 319. Se requiere al menos 3 pruebas en un pozo y una medida de la presión estática del fondo del pozo. Gilbert (1954) determinó que el gráfico de un gasto de producción contra un abatimiento de presión en papel log-log.MÉTODO SHELL Este método fue discutido por Brown (1974). Con esto. 55 . Registro de IP promedio vs Rec. La producción acumulada deberá estar disponible para este tiempo. generaría una línea recta. se puede predecir un IP a futuro a diferentes recuperaciones acumuladas. Acumulada. (Predicción de comportamiento de afluencia. 151). 3. (Brown-1974). 56 . Cap.Cambio de IP vs R. pág.A. MÉTODO EICKEMER (1968) Este método se basa en el método que propuso Fetkovich (1973) y considera que si n=1 y pwf=0. el coeficiente de las ecuaciones ∗ 2 2 ? q o = ??1 (???1 − ??? ) A un tiempo t 1 y la ecuación ∗ ???2 2 2 ? qo = ??2 (???1 − ??? ) ???1 A un tiempo t1 permitirá obtener Qomáx a un tempo t2: 3 q oma?1 ???2 = q oma?2 ???1 57 . tanto en el presente como en el futuro. En general todos los métodos requieren conocer el término Kro/MoBo. El método de Standing no necesita los datos de prueba de flujo para predecir el IPR si se conoce la geometría del yacimiento. parece que el mejor es el presentado por Couto y Golán sin embargo es el que más información requiere. 58 .En resumen… De todos los métodos presentados para obtener la IPR. 2.3 PRUEBAS DE POZOS 59 . PRUEBAS DE POZOS Las Pruebas de Presión 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. 60 . comunicación entre pozos. etc. OBJETIVO Básicamente los objetivos del análisis de las pruebas de presión son: • Evaluación del yacimiento. • Manejo del yacimiento. • Descripción del yacimiento. 61 . Presión del yacimiento (P). Daño o estimulación en la formación (s).PARÁMETROS Los parámetros que se calculan con las pruebas de pozo son los siguientes: Área de drenaje. Límites del yacimiento y volumen del yacimiento. 62 . Permeabilidad de la formación (K). 63 .CONSIDERACIONES Estimar el tiempo de duración de la prueba. Presencia o no de un sistema de levantamiento. Tipo de prueba (pozo sencillo o pozos múltiples). Contar con un buen equipo calibrado para medir presiones. restauración. Declinación. Estimar la respuesta de presión esperada. Estado del pozo (activo o cerrado). Se deben determinar las condiciones operacionales las cuales dependen de: Tipo de pozo (productor o inyector). el uso de los valores obtenidos para los parámetros. 64 . mejoramiento de la productividad. 3. Y por último. La estimación de parámetros mediante la identificación del modelo de interpretación. 4. y en la caracterización y gerencia de yacimientos. La verificación de la validez que tiene el modelo de interpretación usado. La identificación de los regímenes de flujo presentes a lo largo de la prueba de presión. 2. en los procesos de integración.ETAPAS DE PRUEBAS DE PRESIÓN 1. El cálculo de los parámetros del yacimiento y del pozo. 5. establece mapas de presiones y de capacidad de flujo. 65 . En Geomecánica. permite la estimación de los esfuerzos efectivos. y la tasa crítica para el control de arena. la ventana de lodo para mantener la estabilidad del hoyo.APLICACIONES DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN En Geoestadística. diseño de fracturamiento (hidráulico/ácido). En la creación del Modelo Estructural. 66 . permite la validación del modelo geológico mediante un cotejo histórico. detecta fallas y la distancia a ellas.APLICACIONES DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN En Simulación de Yacimientos. además determina si éstas son sellantes o no sellantes. ayuda a detectar canales preferenciales de flujo y la continuidad de las arenas. 67 . En Petrofísica y Estratigrafía. define las unidades de flujo y los cambios de litología.APLICACIONES DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN En Sedimentología. ayuda al diseño de la ventana de lodo.APLICACIONES DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN En la Perforación y Completación. procesos de fracturamiento o estimulación. ayuda al diseño del levantamiento artificial. 68 . y el diseño de instalaciones de subsuelo y superficie. así como determinar el efecto superficial. En el área de Producción. y permite el cañoneo selectivo. y el tipo de fluidos.APLICACIONES DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN Por último. permite conocer el índice de productividad (IP). en el área de Yacimientos. 69 . extensión del yacimiento. así como la vida del yacimiento. la eficiencia de flujo. estado de agotamiento. 5. 6. Conservación de la Energía. Ecuaciones de Estado y propiedades de los fluidos y de las rocas. 3. 7.BASES MATEMÁTICAS PARA EL ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIONES Ecuaciones Básicas o Leyes Físicas: 1. 2. 70 . Conservación de la Masa. Ley de Darcy. Conservación del Momento. Ecuaciones de Transporte. Condiciones de Equilibrio. 4. PRUEBAS PARA POZOS DE ACEITE 71 . “consiste en la medición y análisis de datos de presión del fondo del pozo (usualmente). ???. ?: ??????????. ∆?: ?????? ?? ??????. ?: ????????????. semanas o meses para que la presión del ??: ?????? ?????é????? ??? ?????? ? ? : ?????? ?? ????? ????? ??? ?????? yacimiento se estabilice.” (Schlumberger 2017). adquiridos después de que se cierra un pozo de producción. del yacimiento sin necesidad de esperar ?? : ????? ?? ??????.PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN La prueba Build up. ? ?? ? ?? (?? + ∆?) Uno de los principales objetivos de este ??? = ?? − ?? ??? ∆? análisis es determinar la presión estática ??? : ?????ó? ???á???? ??????? ?? ??????????ó? ?? ?????ó? ?? : ?????ó? ??????? ??? ??????????. ?: ??????? 72 . Presencia de fallas. donde no hay un fuerte empuje por agua o donde el acuífero no es de gran tamaño comparado con el tamaño del yacimiento. Límites del yacimiento. Algunas interferencias de la producción del pozo. Efectos de daño alrededor del Pozo. 73 .¿QUÉ PARÁMETROS PERMITE CONOCER? Permeabilidad efectiva del yacimiento. DESVENTAJAS Posible dificultad para mantener la tasa de producción constante. La duración del cierre puede excederse por largo tiempo perdiendo producción. 74 . • Volumen poroso del yacimiento. Volumen poroso por compresibilidad total. 75 .PRUEBA DE DECLINACIÓN DE PRESIÓN Estas pruebas se efectúan con el fin de obtener: • Permeabilidad promedio en el área de drene del pozo. • Determinar heterogeneidades (en el área de drenaje). Lo que directamente se obtiene es: Transmisibilidad. ¿CÓMO SE HACE? • Se cierra el pozo por un periodo de tiempo suficiente para alcanzar la estabilización en todo el yacimiento. • Abrir el pozo para producir a tasa constante y registrar continuamente la Pwf. • Se baja la herramienta a un nivel inmediatamente encima de las perforaciones. 76 . OBJETIVOS Hallar: • Permeabilidad • Daño o estimulación • Porosidad • Forma y tamaño del yacimiento 77 . dependiendo de los objetivos de la prueba y las características de la formación. 78 . La duración de una prueba de declinación puede ser de pocas horas o varios días. DESVENTAJAS No mantiene una tasa de producción constante. 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. un pozo está en producción y la presión es observada en otro pozo (o pozos).PRUEBA DE INTERFERENCIA Es una prueba en la cual. 79 . proveen una estimación de la permeabilidad y el producto porosidad/compresibilidad. 80 . en las inmediaciones de los pozos probados. OBJETIVOS • Determinar si dos o más pozos están comunicados mediante la presión. • Cuando la comunicación existe. Las pruebas de interferencia son realizadas por al menos un pozo productor o inyector (pozo activo) y por la observación de la presión en respuesta en al menos otro pozo cualquiera (pozo de observación). siendo esta la distancia entre el pozo observador y el pozo activo. La finalidad del análisis es medir la presión a una distancia “r” del pozo. 81 . DESVENTAJA Esta prueba puede durar mucho tiempo y además requiere la colocación de herramientas muy sensibles. 82 PRUEBA DE INYECCIÓN 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. Las pruebas se llevan a cabo cuando se bombean fluidos de recuperación secundaria, como el agua, nitrógeno, bióxido de carbono, gas natural y vapor. 83 DESVENTAJA Se deben hacer complicados análisis multifásicos, a menos que se inyecten fluidos de la misma formación. 84 PRUEBA DE FALL OFF Considera una declinación de presión inmediatamente después de la inyección. Esta prueba se realiza cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo. 85 . 86 . precipitados. Dar un seguimiento de las operaciones de inyección de agua y recuperación mejorada. hinchamiento de arcillas. Determinar fracturas y si existe daño en la formación. causado por taponamiento. ¿QUÉ PERMITE? Determinar las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector. etc. Medir la presión de ruptura del yacimiento. Estimar la presión promedio del yacimiento. Una muestra de fluido es obtenida en la prueba. PRUEBA 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. la prueba nos puede decir los tipos de fluidos que el pozo producirá si es completado en la formación probada. de este modo. 87 . • Detecta fallas. Tiempo. VENTAJAS • Proporciona una muestra del tipo de fluido en el yacimiento. discontinuidades. • Calcula permeabilidad. etc. • Determina la presiones de Fondo vs. • Determina las propiedades de la formación y el daño. 88 . distancia a fallas y presión promedio (si el tiempo de prueba lo permite). Estos podrían usarse para estimar el potencial de flujo del pozo. frentes de inyección. HERRAMIENTA DST 89 . COMPONENTES DE LA DST • 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. • 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. Proporcionan un registro completo de lo que pasa en el pozo. 90 . • El empaque puentea o separa el pozo en el punto inmediatamente sobre a la zona a probar. Retiene la muestra de fluido cuando se saca el equipo. 91 . Volumen del yacimiento. Permite conocer: Permeabilidad del yacimiento.PRUEBA DE ARRASTRE (DRAWDOWN) Consiste en la medición de presiones en el fondo del pozo. durante un determinado periodo de tiempo a una tasa de producción constante. Factor de daño. PRUEBAS PARA POZOS DE GAS 92 . PRUEBAS PARA POZOS DE GAS Las principales pruebas convencionales empleadas en el análisis de comportamiento de afluencia en pozos de gas son: • Pruebas de Potencial. Si un pozo se estabiliza medianamente rápido • Pruebas Isocronales. Para pozos con diámetro reducido o estrecho • Pruebas Isocronales Modificadas. Para pozos con tiempos muy grandes de estabilización 93 . y a continuación se cambia el gasto (usualmente se incrementa). Así.PRUEBA DE POTENCIAL Las pruebas de potencial en los pozos de gas se realizan para determinar la capacidad productiva teórica de los mismos. el pozo está fluyendo a un nuevo gasto hasta alcanzar nuevamente el estado pseudo estacionario. un pozo se pone a producción a un gasto constante seleccionado hasta que la presión de fondo fluyendo se estabiliza. 94 . bajo condiciones de flujo abierto. En este método. El gasto estabilizado y la presión de fondo son registrados. si una serie de pruebas de flujo se realizan en un pozo. Consecuentemente. la misma porción del yacimiento será drenada en cada gasto. El principio o fundamento es que el radio de investigación alcanzado en un tiempo dado. es independiente del gasto de flujo. en una prueba de flujo. el radio de investigación será el mismo al final de cada prueba. propuesto por Cullender (1955).PRUEBA ISOCRONAL El objetivo 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. cada una para el mismo período de tiempo (isocronal). Por lo tanto. 95 . Diagrama de gasto y presión para una prueba isocronal de un pozo de gas. 96 . por ejemplo uno de 6/64 pg. 8/64 pg y dejar fluir al pozo durante ocho horas.PROCEDIMIENTO DE CAMPO 1. Al final del período de flujo de ocho horas. registrar la presión de fondo fluyendo y gasto de flujo. registrar (anotar) la presión de fondo fluyendo y el gasto de flujo. y dejar fluir al pozo durante ocho horas. 5. 97 . Abrir el pozo (poner a producción) con un estrangulador pequeño. 2. 4. por ejemplo. Abrir el pozo con un estrangulador ligeramente mayor. Cerrar el pozo y dejar que la presión de fondo fluyendo se incremente a partir de la presión estática. Al final del período de flujo de ocho horas. 3. 6. Cerrar el pozo para obtener una presión de fondo de cierre estabilizada. 10.PROCEDIMIENTO DE CAMPO 7. 8. 12. La curva de productividad estabilizada pasa a través de este punto estabilizado y es paralelo a la línea de los cuatro puntos estabilizados. 9. Repetir los pasos cinco. Registrar este gasto y presión de fondo estabilizados. Además. Estos cuatro puntos transitorios deberán ser graficados tal y como se describió en la prueba convencional de contrapresión (ya sea el método clásico o el método teórico). 11. si el gasto está variando en una prueba de flujo. 98 . o bien. Cerrar el pozo y dejar que la presión de fondo fluyendo se incremente hasta que la presión de fondo de cierre se estabilice. seis. Graficar este punto estabilizado. empleando uno nuevo) y dejarlo fluir hasta que ocurra la estabilización. Abrir el pozo para un quinto período de flujo (utilizando un diámetro de estrangulador previo. registrar el gasto justo antes del cierre. Asegurarse que los registros de presiones de flujo sean tomadas justo antes del cierre. y siete utilizando progresivamente diámetros de estrangulador mayores. 99 . se propuso desarrollar las pruebas isocronales modificadas.PRUEBA ISOCRONAL MODIFICADA Con el propósito de acortar los tiempos de prueba. las cuales se realizan empleando períodos de cierre igual a los períodos de flujo. lo cual proporcionó resultados satisfactorios. En este tipo de pruebas se emplean las presiones de cierre desestabilizadas para calcular la diferencia de la relación de presiones para el próximo gasto. 3. Esta presión de cierre se utilizará en el análisis como una estimación de la presión estática para el segundo período de flujo. registrar la presión. 5. A final del período de cierre.PROCEDIMIENTO DE CAMPO 1. 2. 6. Cerrar el pozo para estabilizar la presión de cierre (lo suficiente para obtener una buena estimación de la presión estática del yacimiento). tanto de 6/64 pg y dejar fluir al pozo durante doce horas. registrar (anotar) el gasto y la presión de fondo fluyendo. 100 . Cerrar el pozo durante 12 horas. 4. Al final de éste período de flujo. tanto como 8/64 pg y dejar fluir al pozo durante doce horas. Abrir el pozo con un estrangulador con un diámetro ligeramente mayor. Abrir el pozo con un estrangulador pequeño. registrar el gasto y la presión de fondo fluyendo. y dibujar una línea a través de este punto paralela a la línea trazada a través de los cuatro puntos anteriores. Esto es. aunque la estabilización no haya ocurrido. Estos cuatro puntos son graficados en la misma forma descrita para pruebas convencionales de contrapresión. registrar la presión de fondo del pozo (para ser usada como una aproximación de la presión estática para el próximo período de flujo). 12. Repetir los pasos seis. 10. Se puede utilizar un nuevo diámetro de estrangulador o uno de los previamente utilizados. siete y ocho utilizando progresivamente diámetros de estrangulador mayores. 11. La presión de fondo fluyendo es la que se encuentra al final de cada período de flujo. Para cada periodo de flujo. Esto permitirá obtener un punto a condiciones estabilizadas. PROCEDIMIENTO DE CAMPO 7. 8. se utiliza la presión de fondo fluyendo estabilizada así como también el gasto al final del período de flujo. 9. Cerrar el pozo durante doce horas. Para el análisis. la presión estática aproximada se utilizará en el análisis. la presión de cierre existente justo antes de iniciar el período de flujo. Realizar un quinto período de flujo hasta que la estabilización ocurra. 101 . Esta línea a lo largo del punto estabilizado es la curva de capacidad estabilizada para este pozo. Graficar el punto estabilizado. Al final de éste período de flujo. (1996). Douglas Ph. Nota técnica: Conceptos de Well Performance (http://oilproduction. Prueba de Pozos de Gas. Caracas 03 al 06 de Diciembre de 1984. 8. Instalaciones del Hotel Maruma. Caracas. “Analisis De Pruebas De Presion”. 12. 2. 2008. “Análisis Moderno De Pruebas De Presión”. 7. E. Prueba de Restauración de Presión. Octubre de 2003. Ph. Raúl. Comportamiento de Afluencia Futura. Tesis de Grado. Pérez Ojeda. (2004). Valencia T. Carla. Naranjo Agudelo. “Análisis de Pruebas de Presión”. The Technology of Artificial Lift Methods 4. Walter Poquioma. Douglas. Tutor Académico: Msc. (2012).net/files/conceptos_well_performance. Nohani. “Importancia de la Anisotropía. Maracaibo – Venezuela. UNAM. en la Caracterización de Yacimientos de Hidrocarburos y en la Optimización del Recobro Final”.Cied. “Un método para determinar Presión promedio de pruebas de Restauración de Presión”. 5. 2003. trabajo presentado en las VII Jornadas técnicas del SVIP. UNC: Comportamiento de formaciones productoras (Índice de Productividad y Curvas de Comportamiento de Afluencia). 10. Giron. D. (2011). REFERENCIAS 1. Ronald A. Alvarado. Laino. Brown. 102 . Pdvsa . Kermit.D. 6. Universidad Central de Venezuela.pdf 9. 3. Abel. 11. Alvarado. Freddy Humberto Escobar Macuelo. “Análisis moderno de presiones de pozo”. Febrero. Productividad de Pozos: Capitulo 3.
Report "Eq. 7 - Comportamiento de Afluenca Futura y Pruebas de Pozos"