Interpretacin de pruebas de presin

Profa. Varinia Marcano

Tipos de Pruebas de Presiones

Restauracin de Presin (Build-Up)

Pruebas de Arrastre (Draw-down)

Pruebas de Produccin (DST)

Disipacin de Presin (Fall-Off Test)

Interferencia (Interference Test)

Pulso (Pulse Test)

Pruebas de Formacin (RFT, MDT)

IDENTIFICACIN DE REGMENES DE FLUJO USANDO

LA CURVA DERIVADA

Un DST provee un medio para la estimacin de la formacin y las propiedades de los

fluidos antes de la completacin del pozo. Bsicamente, la DST es una completacin

temporal de un pozo. La herramienta del DST es un arreglo de paquetes y vlvulas

localizados al final de la tubera de perforacin. Este arreglo puede ser usado para aislar

una zona de inters y dejar que produzca dentro de la tubera. Una muestra de fluido es

obtenida en la prueba, de este modo, la prueba nos puede decir los tipos de fluidos que el

pozo producir si es completado en la formacin probada.

Con las vlvulas 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 presin 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 estimacin de las caractersticas de la formacin as como el producto

permeabilidad/espesor y factor de dao. Esta data tambin puede usarse para determinar

la posible presin de agotamiento durante la prueba

Pruebas de Produccin (DST)

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

fondo del pozo en funcin del tiempo. La teora supone una tasa de inyeccin 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 inyeccin de agua y recuperacin

mejorada.

- estimar la presin promedio del yacimiento,

-medir la presin de ruptura del yacimiento,

-determinar fracturas,

-determinar si existe dao en la formacin, causado por taponamiento, hinchamiento de

arcillas, precipitados, entre otras,

- determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado, utilizada para

pronsticos de inyeccin

Disipacin de Presin (Fall-Off Test)

INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE

RESTAURACIN DE PRESIN

Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presin de fondo

durante un periodo de tiempo, luego de cerrar el pozo despus de haber

estado fluyendo a una tasa constante estabilizada.

Se utiliza para hallar:

-Presin esttica promedio en el rea de drenaje o yacimiento (Pi).

-Permeabilidad promedio en el area de drenaje (k).

-Efecto Skin (s).

-Presencia de Lmites o heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras

estratigraficas).

- Interferencia o comunicacin entre pozos / fallas

ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS

DE RESTAURACIN DE PRESIN

La presin promedio de un yacimiento, P es utilizada para caracterizar al

yacimiento y se define como la presin que tendra ste si se cierran todos los

pozos por un perodo de tiempo largo.

Horner present un mtodo para estimar la presin promedio o inicial en un

yacimiento, el cual provee estimados reales de presiones promedios para

pruebas con perodo de produccin pequeo, tales como pruebas de

produccin con tubera de perforacin (drill stem test).

Horner estableci, sin embargo, que la tcnica de extrapolacin (p*) no es

aplicable para sistemas cerrados.

Presin promedio

Estimacin de Horner

Recta semilogaritmica de Horner

Pws

o

P*

La prueba requiere que el pozo

produzca con una tasa estabilizada

durante un cierto tiempo de flujo

(Tp), para lograr una distribucin

homogenea en la presin antes del

cierre.

Al cerrar el pozo se mide la presin

de fondo (Pwf @ t=0) y seempieza a medir en funcin del

tiempo de cierre (t).

INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE

RESTARURACIN DE PRESIN

El tiempo de flujo (Tp) se define asi:

Tp = Np / Qo

Donde.

Np: Petroleo acumulado por el pozo antes del cierre, Bn

Qo: Tasa de flujo estabilizada antes del cierre, Bn/dia

En una forma similar que para el caso de drawdown, se establece que para el flujo

de estado no estable (Trasiente) se cumple la siguiente ecuacin (Ecuacin de

Horner, 1951):

Donde:_

Pws: presin de fondo durante la restauracin o cierre, Lpc

t: tiempo de cierre, horas

INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE

RESTARURACIN DE PRESIN

La ecuacin de Horner sugiere que la relacin entre Pws y (Tp+ t )/ t es una lnea recta en escala semi-log

Donde:

INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE

RESTARURACIN DE PRESIN

La presin inicial se puede estimar al extrapolar el tiempo de cierre t para valoresmuy grandes (t Infinito) para un t muy grande , la relacin [(Tp + t)/ t]tiende a 1. esta suposicin solo es valida si el pozo es cerrado cuando el

yacimiento posse poco tiempo de produccin.

El efecto Skin puede ser estimado mediante una formula similar a la de

Drawdown:

Donde:

Pwf @ t=0: Presin de fondo inmediatamente antes del cierre, LpcP1h: Presin leda de la recta en grafico de Horner @ t=1 hr, LpcM: Pendiente de la recta en grafico de Horner, lpc/ciclo

INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE

RESTARURACIN DE PRESIN

La caida de presin relacionada con el efecto skin (tskin) se estima con lasiguiente formula:

La eficiencia de flujo (EF) se define similarmente que para Drawdown:

Donde la Pwf es la presin de fondo fluyente registrada inmediatamente antes del

cierre y P* es la presin leida de la tendencia lineal (periodo transiente) para un

t=infinito [(Tp + t)/ t] =1.

INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE

RESTARURACIN DE PRESIN

En 1954, Matthews, Brons y Hazebroeck presentaron una tcnica (MBH) para

estimar la presin promedio de un yacimiento a partir de pruebas de

restauracin de presin en regiones de drenaje cerradas.

La tcnica MBH provee una manera de estimar P para un pozo en cualquier

posicin dentro de una gran variedad de formas de reas de drenaje.

Para usar este mtodo, se divide el yacimiento objeto de estudio en reas de

drenaje para cada pozo.

Una vez conocida el rea y la forma del rea de drenaje de un pozo, la

estimacin de la presin volumtrica promedio por el mtodo de MBH deber

hacerse a partir de la presin p* de Horner.

Mtodo MBH

ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS

DE RESTAURACIN DE PRESIN

ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS

DE RESTAURACIN DE PRESIN

Procedimiento:

1.- Conocida el rea de drenaje del pozo y la forma de esta se calcula el tiempo

adimensional de produccin (TpDA)

2.- Con el valor de TpDA y utilizando la grafica del mtodo obtenemos

.

3.- Con el valor de obtenemos la presin promedio a travs de la siguiente ecuacin:

Donde:

Pi= Extrapolando en la grafica semilog

= Gfica del mtodo

m = Grafica semilog

Mtodo MBH

ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS

DE RESTAURACIN DE PRESIN

1. Requiere informacin slo de la zona intermedia.

2. Aplica a una gran variedad de reas de drenaje.

Ventajas

1. Requiere conocer la forma y el tamao del rea de drenaje.

2. Estima parmetros del yacimiento (roca y fluido) que no

siempre son conocidos ( , Ct) con exactitud.3. La figura apropiada debe seleccionarse de acuerdo con la forma del

yacimiento y la localizacin del pozo en el yacimiento.

Desventajas

Ventajas y Desventajas del Mtodo MBH

ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS

DE RESTAURACIN DE PRESIN

b) MDH (Miller - Dyes - Hutchimsou)

Consiste en una tcnica para rea de drenaje circular o cuadrada a partir de datos de un

grafico Pws vs t, conocido como grafico MDH.

Procedimiento:

1.- Conocida el rea de drenaje, se construye el grafico MDH. Escoger cualquier punto

sobre la recta y lea sus coordenadas Pws(supuesto) y t(supuesto).

2.- Se calcula el tiempo adimensional en funcin t(supuesto).

3.- En la figura del modelo, determine correspondiente a

.

4.- Se calcula la presin promedio del yacimiento a partir de la siguiente expresin:

ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS

DE RESTAURACIN DE PRESIN

(P - Pw)

ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS

DE RESTAURACIN DE PRESIN

t Pws P-Pws P-Pws P-Pws

- - 3000- Pwsi 2800- Pwsi 3200- Pwsi

- - - - -

- - - - -

- - - - -

c) Muskat: consiste en construir un grafico log (P-Pws) vs t. Es un mtodo deensayo y error.

Las curvas tipo se obtienen a partir de soluciones a las ecuaciones

de flujo en el medio poroso bajo condiciones de borde e iniciales

especficas.

Generalmente se expresan en trminos de una presin adimensional

vs. un tiempo adimensional.

Dependiendo de la complejidad del modelo de interpretacin, se

pueden generar una o ms familias de curvas.

Las curvas tipo describen el comportamiento completo del modelo

de interpretacin correspondiente al pozo y al yacimiento e incluye

los distintos regmenes de flujo que dominan sucesivamente durante

la prueba, lo cual permite corroborar que con las curvas tipo se

obtienen los parmetros del pozo y del yacimiento en una prueba de

presin.

Curvas Tipo

CURVAS TIPO DE GRINGARTEN

Esta curva es la base del anlisis moderno de pruebas de

presin.

La presin adimensional PD se grafica en funcin de TD / CD

con el parmetro CDe2s, el cual identifica cada una de las

curvas.

Estas curvas sirven para identificar la duracin de los efectos

de almacenamiento y dao, permite el clculo del tiempo de

inicio del rgimen radial de flujo lnea recta semilogartmica.

Tambin permiten determinar la condicin del pozo (daado,

estimulado, fracturado).

Grfico de las curvas tipo Gringarten

Curvas Tipo de Bourdet o Derivadas

CDe2s

Curvas Tipo Combinadas

Efectos de Almacenamiento

Respuesta ideal del pozo

Respuesta actual del pozo

Respuesta actual de un pozo

sin efectos de almaacenamiento,

pero con factor de dano

Respuesta actual de un pozo

con efectos de almaacenamiento,

pero sin factor de dano

Curvas Tipo Combinadas

Comportamiento de las curvas tipo y la derivada

Ajuste con tres modelos

Caractersticas de la curva derivada

IDENTIFICACIN DE REGMENES DE FLUJO

USANDO LA CURVA DERIVADA

El procedimiento ms eficiente de anlisis es comenzar por

identificar un modelo de interpretacin para evaluar los

parmetros del pozo y del yacimiento mediante un anlisis de

curva tipo y luego, validar los resultados con los anlisis de

lnea recta, cuando los mismos sean aplicable.

Suponiendo que la prueba ha sido bien diseada de manera

que el alcance de los datos de esta es adecuado, el modelo de

interpretacin se puede determinar con una exactitud

razonable.

Esto significa en trminos de descripcin de yacimientos que

puede no ser nico.

Procedimiento de anlisis

IDENTIFICACIN DE REGMENES DE FLUJO USANDO

LA CURVA DERIVADA

Se debe encontrar el modelo de interpretacin, que presente mejor el

comportamiento dinmico del pozo y del yacimiento durante la

prueba. Este debe identificarse, pues es difcil predecirlo a partir de

informacin esttica.

La manera ms fcil de identificar un modelo de interpretacin es usar

la derivada de la presin con respecto al logaritmo natural de alguna

de tiempo de la prueba.

El grfico de la curva derivada posee caractersticas particulares para

el modelo de interpretacin que son fciles de reconocer.

Las posibilidades son:

- Un mximo

- Un mnimo

- Un perodo de estabilizacin

- Una tendencia hacia arriba o hacia abajo

Recomendaciones

IDENTIFICACIN DE REGMENES DE FLUJO USANDO

LA CURVA DERIVADA

Respuesta de presin de yacimientos que exhiben un

comportamiento homogneo

Grficos tpicos

Pozo en yacimiento

con frontera externa

cerrada

Pozo cercano a

una falla

impermeable

Pozo cercano a

una frontera de

presin constante

Respuesta de presin de yacimientos que exhiben un

comportamiento de doble porosidad