PRUEBA DST

GENERALIDADES

Una prueba DST (Drillstem Test) es una prueba de presión corta que se efectúa durante la perforación utilizando la tubería de perforación. Está formada por pruebas de declinación y caída de presión consecutivas. Para correr un DST, una herramienta especial se coloca en la sarta de perforación y se baja a la zona a probar. La herramienta aísla la formación de la columna de lodo en el anular y permite que los fluidos de la formación fluyan a la sarta de perforación mientras se registra continuamente la presión.

TIPOS DE PRUEBAS DST

Las pruebas DST pueden ser llevadas a cabo ya sea en agujero descubierto o después de que la TR ha sido cementada. En agujero descubierto, las pruebas pueden realizarse cerca del fondo del pozo o en alguna zona aislada arriba del fondo del pozo (intervalo de interés).La elección de dónde llevar a cabo la prueba se realiza después de un análisis de la información disponible sobre la formación ,generalmente registros geofísicos. La elección de cuándo realizar la prueba dependerá de las condiciones del agujero. Existen tres tipos de pruebas DST en agujero descubierto y dos en agujero revestido. La diferencia entre ellas consiste en la distribución y uso de los componentes de la sarta utilizada. Esta clasificación es la siguiente:

En agujero descubierto:

1. Convencional de fondo

2. Convencional para intervalos

3. Con sistemas inflables

En agujero revestido:

4. Convencional

5. Herramientas activadas por presión

1. Prueba convencional de fondo

La prueba convencional por definición es aquella que usa empacadores convencional es ;esto es, empacadores de hule (goma) sólido que se expanden y mantienen un buen sello cuando se aplica y sostiene peso a través de la tubería de perforación. La prueba es realizada cuando el intervalo de interés se encuentra muy próximo al fondo del pozo en agujero descubierto. Los componentes de la sarta son espaciados para aislar la zona de interés y ésta se corre hasta el fondo. Con las herramientas en el fondo, se aplica peso del orden de 10 a15 toneladas (soltando el peso de la sarta).Esto genera una compresión en el empacador para anclarlo arriba de la zona de interés y, en seguida, se abre la válvula hidráulica. La válvula de control se cierra para generar un cierre inicial y se abre

para permitir un período de flujo. Dependiendo del tipo de herramienta utilizada, la válvula de control se puede operar reciprocando la sarta, rotando o, en caso de agujero revestido, aplicando presión al fluido en el espacio anular. Se puede utilizar un arreglo en serie de dos empacadores para incrementar la longitud de sello y garantizar el éxito de la prueba. Este tipo de prueba debe ser corrida cuando las condiciones del agujero son favorables y exista un mínimo de recortes en el fondo.

La Figura muestra una sarta típica para realizar una prueba convencional de fondo.

2. Prueba convencional para intervalos

Es una prueba DST realizada cuando la zona de interés se encuentra por encima del fondo del pozo o cuando se aísla el intervalo de otra zona potencial, la cual queda por debajo del empacador. Este tipo de prueba se realiza generalmente cuando el pozo alcanzó su profundidad total, el agujero está en buenas condiciones y hay varias zonas de interés para probarse. La zona de interés se aísla con empacadores straddles, los cuales no sólo aíslan la carga hidrostática de la columna de lodo, sino también la otra zona de interés. Si la zona de interés no se encuentra a una gran distancia del fondo del pozo, se utilizan lastra barrenas por debajo del empacador, de tal forma que las herramientas de la sarta estén en contacto con el fondo del pozo y los empacadores se localicen en zonas opuestas a la de interés .Los lastra barrenas se utilizan para soportar las cargas compresivas requeridas para realizar la prueba. Los empacadores se anclan bajando la sarta y aplicándoles peso (carga de compresión). La aplicación de peso a la sarta también abre una válvula hidráulica. expuestos a diferentes presiones del fluido de perforación. El superior experimentará una carga de fuerza axial proporcional al peso del fluido, mientras que el inferior experimentará una carga axial ascendente proporcional al peso original del fluido de perforación más los subsecuentes efectos de compresión sobre el empacador, fuga de fluidos, etc. Entre los empacadores, la fuerza ejercida es igual, pero de sentido opuesto.

3. Prueba con sistemas inflables

Cuando se requiere una prueba por arriba del fondo del pozo y las condiciones cercanas a la zona de interés son irregulares, un sistema de empacadores inflables es utilizado en lugar del sólido como parte de la sarta de la prueba. En este caso, no se requiere aplicar peso a la sarta para anclar el empacador. La sarta de prueba es armada y corrida en el pozo. Cuando los empacadores alcanzan la profundidad de interés, se rota la sarta para activar una bomba de fondo, la cual utiliza al lodo para inflar el empacador. La bomba es operada rotando la sarta de 30 a 90 rpm por un lapso de 15 minutos, hasta que la presión dentro del empacador sea considerablemente mayor que la carga hidrostática. Un dispositivo de arrastre localizado en el fondo de la sarta previene que la parte inferior de ésta también rote durante el bombeo hacia el empacador .No se requiere de un dispositivo mecánico de anclaje debido a que no se proporciona peso a la sarta para anclar el empacador. Una vez activados, los empacadores sirven de ancla para proporcionar peso y abrir la válvula hidráulica. Cuando termina la prueba, el empacador se desinfla y la sarta se recupera .La

4. Prueba convencional en agujero revestido

La prueba DST en agujero revestido se corre cuando el pozo se ha cementado la tubería de revestimiento. Los disparos de terminación se efectúan frente al intervalo de interés antes de que las herramientas de la prueba sean corridas en el pozo, o bien éstas se integran como parte de la sarta de la prueba. En este caso, los disparos deben ser efectuados bajo condiciones de sobre balance. Por regla general, las pruebas en pozo revestido son seguras y más fáciles de controlar. Estas pruebas generalmente se realizan en pozos con alta presión, desviados o profundos y, por lo general, se utiliza la tubería de producción en lugar de la tubería de perforación .El empacador es armado y bajado a la profundidad de interés, donde es anclado. La forma de anclar varía, dependiendo del tipo de empacadores utilizados. Lo anterior incluye aplicar torque a la derecha y peso para anclar, o bien, levantando para desenganchar una ranura en forma de “J” que trae el ensamble del empacador, y aplicando torque a la derecha mientras que se suelta peso. Esta acción hace que las cuñas mecánicas se enganchen a las paredes de la tubería de revestimiento. Estas cuñas soportan el peso de la sarta requerido para comprimir los elementos del empacador, sellarlo en la TR, abrir la válvula hidráulica y aislar la zona debajo del empacador. El peso debe mantenerse durante toda la prueba

5. Prueba en agujero revestido con herramientas activadas por presión.

Cuando el pozo está revestido, se puede llevara cabo una prueba DST con un ensamble de fondo, cuyas herramientas pueden ser activadas mediante presión, en lugar de rotar o reciprocar. Esta forma de realizar la prueba generalmente es la mejor en equipos flotantes en pozos marinos o en pozos altamente desviados, en los cuales se dificulta precisar el movimiento de la sarta. En la sarta con herramientas operadas con presión, el empacador se ancla convencionalmente. La válvula de prueba está equipada con un ensamble, la cual neutraliza las presiones de la hidrostática del fluido de perforación. Una cámara cargada con N2 conserva la válvula cerrada. Después de anclar los empacadores, se

represiona el anular a una presión establecida para abrir la válvula y permitir el flujo. Para cerrar la válvula se libera la presión en el espacio anular .Las herramientas operadas con presión están disponibles con diseños internos, los cuales permiten operaciones con la tubería de producción y las herramientas con cable.

COMPONENTES DE UNA SARTA DST

Las sartas utilizadas para realizar una prueba DST están compuestas básicamente de herramientas de medición, de control y de muestreo que son colocadas dentro de la sarta de perforación o de un aparejo de producción de prueba. Están constituidas generalmente de uno o dos empacadores, que permiten aislar la zona de interés, válvulas de control de flujo, dispositivos de medición continua de presión y temperatura, una cámara de muestreo de fluidos y una tubería ancla que permite la entrada de fluidos a la sarta .

Componentes de fondo

El equipo o componentes de fondo requeridos para realizar una prueba DST deben ser “diseñados” para aislar la zona de interés ,controlar los períodos de flujo y cierre de la prueba, registrar la presión en el interior y exterior de las herramientas, colectar los fluidos en condiciones fluyentes y permitir la recuperación de las herramientas cuando se presenten problemas de pegaduras. Algunos componentes adicionales se agregan, en casos de pozos marinos, para permitir la compensación de movimientos y para sacar la sarta en casos de emergencia. A continuación se describen los principales componentes de fondo utilizados para realizar una prueba:

Tubería de perforación (tubing)

Es la sarta de tuberías de perforación o deproducción utilizadas como medio deconducción de los fluidos a producir y el mediopor el cual se bajan las herramientas paraactivar la prueba del intervalo de interés.

Lastrabarrenas

Son los elementos tubulares auxiliares paraaplicar peso a la sarta.

Substituto de circulación inversa

Es el componente de la sarta para activar lacirculación inversa proporcionando el mediopara desplazar, mediante el lodo deperforación, los fluidos producidos a lasuperficie durante la prueba. Puede conteneruno o más puertos de circulación. Se corre enel pozo con los puertos en la posición cerrada,y permanece así hasta que se colectan todolos datos requeridos de la prueba. Cuando seabren los puertos, proporciona comunicaciónentre el espacio anular y la tubería deperforación (o tubing). Esta comunicación,durante la recuperación de las herramientas dela prueba, es importante para:

•Circular y acondicionar el sistema de lodo

•Prevenir reventones

•Servir de lubricación cuando se presente una pegadura por presión diferencial. Los puertos se pueden operar mediante la aplicación de presión en el espacio anular en pruebas DST en agujero revestido.

Válvula de control de flujo

Este componente se utiliza para regular los períodos de flujo y de cierre durante la prueba. Se opera ya sea por aplicación de peso a la sarta, rotando la tubería o bien, aplicando presión en el espacio anular. Los períodos de cierre y apertura se limitan a dos o tres, en el caso de activar la válvula mediante el movimiento de la tubería.

Válvula hidráulica

Esta válvula es un componente de la sarta, que se mantiene cerrada al momento de correrla en el pozo con el propósito de mantener la tubería “seca”, es decir, sin fluido por el interior, o mantener cualquier fluido utilizado como colchón dentro de la tubería. Cuando el ensamble es colocado en la posición de interés, la sarta se baja para aplicar peso para asentar el empacador y abrir la válvula hidráulica. La herramienta contiene un dispositivo de retraso entre tres y cinco minutos para activar la apertura de la válvula.

Martillo hidráulico

Esta herramienta es utilizada para proporcionar una fuerza de impacto ascendente a la sarta en el caso de que ésta llegue a pegarse en el pozo durante el desarrollo de la prueba.

Junta de seguridad

Este componente de la sarta se utiliza para recuperar todas las herramientas arriba de ella, en el caso de que la parte inferior quede atrapada o pegada en el pozo. Existen diferentes mecanismos para accionar las juntas de seguridad. Algunas se utilizan mediante una conexión a la izquierda, mientras que otras tienen una conexión normal a la derecha.

Empacador

El empacador utilizado generalmente para una prueba en agujero descubierto es un empacador sólido de goma. El tipo de goma depende de la aplicación específica. Cuando se aplica peso a la sarta, el ensamble del empacador se mueve descendentemente, comprimiendo la pared externa del mismo contra las paredes del agujero. Mientras se mantiene el peso, se obtiene el sello requerido .Algunas compañías de servicio recomiendan usar dos empacadores para garantizar el sello ,sobre todo en el caso de pozos con problemas en su calibre.

Tubo ancla

La tubería ancla consiste generalmente de un conjunto de lastra barrenas perforados, los cuales permiten la entrada del fluido de la formación hacia la sarta de prueba. Además, desempeña la función de absorber las cargas compresivas cuando se anclan los empacadores.

Registrador de presión/temperatura

Son los dispositivos mediante los cuales se miden y registran los datos de presión y temperatura. Se localizan generalmente por debajo del empacador, cerca del intervalo aprobar. Los registradores de presión pueden ser internos y externos. Estos últimos se colocan por debajo de la tubería ancla, mientras que los internos se pueden colocar por encima del empacador.

Substituto igualador de presión

Este dispositivo permite la comunicación entre el espacio anular arriba del empacador y la zona aislada entre dos empacadores, uno superior y otro inferior. Un tubo de diámetro pequeño se coloca desde este substituto hasta el fondo del empacador inferior, pasando por las herramientas de prueba. Tal comunicación proporciona un paso de fluidos, conforme se corre la sarta en el pozo, igualando la presión arriba del empacador y la presente en el empacador inferior, permitiendo incluso detectar si el empacador de fondo se ancla apropiadamente. Este dispositivo se utiliza en pruebas para intervalos.

Válvula maestra submarina

La válvula maestra submarina es una combinación de válvula y un sistema hidráulico ,la cual es ensamblada y colocada en la sarta de prueba para anclarse en el sistema de preventores. La válvula actúa como una válvula de seguridad y el sistema hidráulico la activa o desactiva para permitir la desconexión de la sarta en caso de emergencia en pozos marinos.

Juntas de expansión

Las juntas de expansión se agregan a la sarta para compensar los movimientos de las plataformas y mantener un peso constante sobre la sarta mientras ésta se corre en el pozo. Actúa también como un medio mecánico para absorber la contracción y dilatación de la sarta por efectos de la temperatura y presión presente durante y después de la prueba. Generalmente se colocan por arriba de las herramientas de prueba y de los lastra barrenas y por debajo de la tubería de la sarta. Al menos dos juntas de expansión se corren normalmente.

Equipo superficial

El equipo superficial requerido durante la Pruebas DST

Subgerencia de Terminación de Pozos 11 ejecución de una prueba DST está previsto para controlar y dar seguridad a la prueba ,para medir los gastos de flujo y disponer de los fluidos en superficie durante la prueba. A continuación se describen brevemente sus componentes principales.

Cabeza de control

La cabeza de control es una combinación de swivel y válvula de control que se localiza en la parte superior de la sarta. La válvula permite el control superficial del flujo; mientras que el swivel permite la rotación de la sarta en caso necesario para asentar los empacadores o para operar alguna herramienta en particular. Una cabeza de control dual es generalmente utilizada en los casos de tener altas presiones en los intervalos a probar o en el caso de los pozos marinos La válvula se activa mediante la presión con líneas de nitrógeno. Contiene un receptáculo para incorporar y soltar barras para activar los puertos de los substitutos de circulación inversa

CURVAS TIPO DE GRINGARTEN

Las curvas tipo de Gringarten se presentan en la figura 2. Como se puede observar la presión adimensional pD ha sido graficada en función de tDCD, con el parámetro CDe2S caracterizando las diferentes curvas.

En esta gráfica se señalan los límites de los comportamientos de los diferentes regímenes de flujo, indicando la etapa de llene o almacenamiento y el comienzo aproximado de la línea recta semilogaritmica.

Los valores obtenidos de la prueba de restauración de presión o de declinación de presión son graficados en forma similar a lo expuesto para el caso de las curvas tipo de Ramey. Es decir, graficando ∆p vs ∆t en un papel con los ejes de las mismas dimensionales a los de la curva tipo, se debe desplazar la curva real tanto horizontal como verticalmente manteniendo los ejes paralelos hasta conseguir el mejor ajuste para un valor determinado de CDe2S. Conocido el valor de CD, se puede obtener cuantitativamente el valor del factor de daño S.

El valor de permeabilidad o el producto permeabilidad-espesor pueden ser calculados tanto del ajuste de presión como del ajuste del tiempo (conociendo el valor de la constante de llene adimensional). Las curvas tipo de Gringarten fueron desarrolladas para pruebas de declinación de presión, sin embargo son utilizadas para analizar pruebas de restauración de presión cuando el tiempo de producción antes de realizar la prueba es mucho mayor que el tiempo de cierre, (tp≥10 x ∆t).

Para valores de ∆t muy grandes en comparación con el tiempo de producción se debe constatar la validez del cotejo utilizando la escala ∆t/tp, la cual aparece en el extremo

derecho de la curva tipo en estudio. Esto se realiza, tomando el valor ∆ttp=YA del ajuste obtenido, con este valor y el último punto de cierre de la prueba de restauración utilizando en el ajuste (∆tA), se obtiene tpA: tpA=∆tA/YA, el cual es definido como el mínimo tiempo de producción necesario para que el ajuste sea válido. Se compara el tiempo de producción con tpA.

tpA≤tp. El ajuste es correcto

tpA>tp. El ajuste es incorrecto.

Y el verdadero cotejo corresponde a un valor más bajo de CDe2S, en el cual el punto ∆tA estará por debajo de la nueva curva cotejada. El último punto de restauración de presión que puede ser ajustado a la curva tipo se calcula de: ∆tultimo=tp*YA

Como se puede observar todos los puntos mayores a un ∆t último quedaran por debajo de la nueva curva tipo ajustada para el nuevo valor de CDe2S escogido.

Los valores kh, S y C calculados con los puntos del ajuste deben concordar con los cálculos de los análisis convencionales.

El procedimiento a seguir es el siguiente:

1. Representar los valores de ∆p, lpc, (eje vertical) y ∆t, horas (eje horizontal) en papel log-log transparente del mismo tipo (escalas iguales) a las curvas de Gringarten a ser utilizadas.

2. Suponer el grafico de puntos reales sobre las curvas tipo y desplazarlo horizontal y verticalmente hasta encontrar el mejor ajuste. (Se deben mantener los ejes paralelos durante el ajuste).

3. Se determina la validez del cotejo calculando el tiempo de flujo o de producción mínimo requerido para utilizar la curva de Gringarten. El valor de ∆ttp=YA, se lee del extremo derecho de la curva para el valor de CDe2S ajustado.

4. Una vez obtenido el valor correcto del CDe2S, se escoge un punto de ajuste (pD/∆p) ajuste y (tDCD)(∆t)ajuste.

5. Se calculan los valores de transmisibilidad:

kh=141.2 q μ B (pD)∆pajuste, (md-pie) 2.1

Y permeabilidad:

K = k h/h ; (md) 2.2

6. Se determinan los valores de las constantes de almacenamiento del pozo:

C=k h3389 μtDCD∆tajuste ; (BY/lpc) 2.3

C=0.8936 C∅Cth rw2 2.4

7. Se determinan el factor de daño y aquellas propiedades derivadas de su concepto:

S=12ln∅Cth rw20.8936 CCDe2Sajuste 2.5a

S=12lnCDe2SajusteCD 3.2b

8. Se comparan los valores obtenidos por Gringarten con otras curvas tipo y con los métodos convencionales de análisis. La confiabilidad de la interpretación obtenida se basa en la iteración de los diferentes métodos de análisis, por lo que se hace imprescindible su aplicación tanto para identificar la naturaleza del comportamiento como para calcular los parámetros que describen al pozo y al yacimiento

CURVA TIPO DE LA DERIVADA O METODO DE BOURDET

Una de las técnicas más importantes del análisis de las pruebas de presiones fue introducida por Bourdet et al., el método de la derivada, (1983). Este método toma particularmente ventaja de la gran sensibilidad de la derivada para detectar características y comportamiento característico del sistema pozo-yacimiento, la obtención de la derivada con respecto al lntD o ln(tD + ΔtD)/ ΔtD representa la pendiente del método semilog. La mayoría de las técnicas de diagnóstico actuales están basadas en el método de la derivada. Esto permite hacer un ajuste de presión más preciso y efectuar con más confiabilidad el análisis y la interpretación de la prueba de presión.

Una de las debilidades del Método de la Curva Tipo que incluyen al efecto de llene, es que consideran a este constante. Mediciones experimentales soportan la conclusión de que el coeficiente de efecto de llene no es constante en general. Sin embargo, no ha aparecido en la literatura una forma directa para reconocer cuando una prueba en un sistema pozo-yacimiento específico produce a efecto de llene constante o no. Muchas soluciones para problemas con valor en el contorno (“boundary value problem”) diferentes al problema clásico de pozo con efecto de daño y llene han aparecido en la literatura.

Durante la década pasada se desarrollaron los modelos de doble porosidad, doble permeabilidad, yacimiento de fractura de conductividad infinita, fracturas de conductividad finita, penetración parcial, pozos horizontales. Además, se introdujeron las mediciones simultáneas de tasa de flujo y presión que permitió el uso de los métodos de Convolución y de Deconvolución. Este tratamiento permite hacer el análisis de pruebas de pozos afectados con efecto de llene, removiendo la suposición de efecto de llene constante. En la actualidad el analista dispone de una biblioteca de Curvas Tipos con características específicas para numerosos problemas con valor en el Contorno.

El método de la Derivada de Bourdet ha sido desarrollado como respuesta a las nuevas tecnologías de medición de presión con instrumentos electrónicos, las cuales permiten

obtener medidas continúas (intervalos de 1 segundo y hasta 64 k) de presión en tiempo real con lectores de superficie para la lectura, almacenamiento y procesamiento de datos. La precisión y versatilidad de las nuevas herramientas de elementos de cuarzo han incentivado la investigación de nuevos métodos para el análisis de pruebas de pozos basados en la derivada de la presión.

Como se ha mencionado anteriormente la ecuación general para pruebas de restauración de presión, en términos adimensionales:

k h141.2 q μ Bpws-pwf=PDtDCD-PDtDCD+∆tDCD+PD∆tDCD 3.1

Y para pruebas de declinación de presión:

k h141.2 q μ Bpws-pwf= PDtDCD 3.2

Y ademas debe cumplir:

i) PDtDCD-PDtDCD+∆tDCD≈0

ii) tp= ≫∆t ; tp≥10 x ∆t

De esta manera se podrán utilizar las aproximaciones:

∆Pdeclinacion=Pi-Pwf=∆Prestauracion

∆Prestauracion=Pws-Pwf

∆trestauracion= ∆tdeclinacion

Y las curvas tipo como las de Gringarten o Ramey podran ser utilizadas en el caso de analisis de restauración de presión. En estas curvas se pueden diferenciar los dos regímenes de flujo predominantes.

La curva tipo de Gringarten, muestra un periodo de flujo a cortos tiempos, donde se considera que los efectos de llene o almacenamiento dominan 100% el flujo:

PD= PDCD 3.3

Línea recta de 45º en papel log-log.

Tomando la derivada:

∂pD∂(tDCD)=1= PD 3.4

A altos tiempos de flujo durante el periodo de flujo radial bajo condiciones de contorno exterior de yacimiento infinito se puede aplicar la ecuacion de la integral exponencial (E1) o su aproximación logaritmica:

PD=12(lntD+0.81+2S) 3.5

Sumando y restando ln CD a la ecuacion 3.5.

PD= 12lntDCD+lnCD+2S+0.81 3.6

Aplicando x=lnex

PD= 12lntDCD+0.81+lnCD+e2S 3.7

Tomando la derivada:

∂∂zlnx=1x∂x∂z

∂PD∂tDCD=PD=12x1tDCD 3.8

Como se puede observar de la ecuación 3.4 para cortos tiempos de flujo la ecuación 3.8 para altos tiempos de flujo los valores de la derivada son independientes de CDe2S. Bourdet y colaboradores graficaron los valores de PD' vs tDCD. (figura 8) como se puede observar a cortos tiempos de flujo las curvas convergen una línea recta con un valor de PD'=1.

Para valores de tiempos grandes las curvas correspondientes a los diferentes valores de CDe2S convergen a una línea recta de la pendiente -1.

La curva tipo fue modificada por Bourdet multiplicando las ecuaciones 3.4 y 3.8 por la relacion tDCD:

A tiempos cortos:

PD'* tDCD=tDCD 3.9

A tiempos grandes:

PD'* tDCD=12 3.10

La figura 4 muestra la curva tipo obtenida donde se presentan los valores de:

PD'* tDCD vs tDCD

Para los diferentes valores de CDe2S, donde:

PD'* tDCD=∆t ∆p'K h(141.2 q μ B) 3.11

De esta manera se tiene una curva tipo de grupos adimensionales consistente a los de la curva tipo de Gringarten, de manera que puedan ser graficadas en la misma escala para obtener en un solo grafico dos curvas tipo basadas en diferentes metodos de análisis, las cuales al ser utilizadas en forma simultanea permiten obtener un ajuste mas confiable. Esta dos curvas tipo se muestran en la figura 5.

Figura 3. Grafico de la Derivada de Presión Adimensional.

(Marcelo Laprea Bigott, Ph.D. Ecuaciones que describen el Flujo de Fluidos en Medios Porosos, Pag. 36)

Figura 4. Grafico de la Derivada de Presión Adimensional Modificado

(Ecuaciones que describen el Flujo de Fluidos en Medios Porosos Marcelo, Laprea Bigott, Ph.D., Pág. 38)

Figura 5. Curva Tipo Bourdet.

Análisis Moderno de Presiones de Pozos – Freddy H. Escobar, Ph.D. Neiva, Huila, Noviembre de 2003

El uso de la curva de Bordet requiere graficar en papel log-log, ∆t*∆P'vs t (declinacion de presión). A cortos tiempos de flujo la curva de datos reales será una línea de pendiente unitaria y a altos tiempos de flujo la curva real tendrá a horizontalizarse a un valor de PD'*(tDCD)=0.5.

Al ajustar estas dos lineas rectas se encontrará un único valor de CDe2S el cual será corroborado simultaneamente con la curva tipo de Gringarten y la curva de datos reales ∆p vs ∆t graficada en el mismo papel transparente log-log.

En el caso de una prueba de restauracion de presion de datos reales se deben graficar en forma similar a lo anterior descrito, en la escala vertical utilizando papel transparente log-log con escalas similares a las curvas tipo. Se grafica la funcion :

∆p'x ∆t x tp + ∆ttp vs ∆t

Y se mueve horizontal y verticalmente conservando los ejes paralelos hasta encontrar el ajuste con las dos lineas asintotas a bajos tiempos de flujo y a altos tiempos.

El procedimiento a seguir al utilizar la curva tipo derivada:

1. Graficar ∆p y ∆tx ×∆p' x tp+ ∆ttpvs ∆t, en el mismo papel transparente log-log, con escalas similares a la curva tipo a utilizar.

2. Los datos de la funcion diferencial correspondiente a altos tiempos de cierre son ajustados sobre la línea recta horizontal correspondiente al periodo de flujo radial infinito. De aquí se obtiene el punto de ajuste de presión de donde se obtiene k.h de la relacion

tDCDx PD'= k h 141.2 q μ B∆t ∆p', 3.12

k.h= (md . pie)

3. La curva real log-log se desplaza horizontalmente hasta encontrar el ajuste de los puntos afectados por el llene los cuales coincidiran con una linea recta de pendiente initaria. El punto de ajuste del tiempo permite calcular un valor de la constante de llene o de almacenamiento, de la ecuación:

tDCD=0.000295 k hμ∆tC 3.13

4. El valor de CDe2S de la curva de Gringarten y el obtenido de la derivada debe coincidir al haber ajustado la curva en la manera descrita anteriormente. Con este valor se calcula S y los parámetros relacionados y derivados del concepto de daño.

Las curvas tipo son utilizadas para identificar o diagnosticar el modelo de yacimiento estudiado ( homogeneo, doble porosidad, presencia de límites), mediante la prueba de presion diseñada y ejecutada adecuadamente.

Si los datos reales cotejan adecuadamente una curva tipo, se supone que el modelo del yacimiento es similar al utilizado para desarrollar la curva tipo. Sin embargo, este principio no es infalible, dado a que varios tipos de yacimiento pueden desarrollar una respuesta de presión con caracteristicas similares. Por esta razon, es necesario que el analista se familiarize con el area estudiada y maneje toda la informacion disponible. (geología, registro, núcleos, pruebas en pozos vecinos, etc), para poder emitir una opinion conclusiva con respecto al modelo de yacimiento analizado. La curva tipo de la derivada es la mas representativa para identificar el modelo del yacimiento. La ventaja de utilizar esta curva tipo, radica en que puede detectar cambios bruscos de pendiente (dp/dt).

Es conviente, sin embargo, utilizar los tres tipos de tecnicas graficas: la curva de derivada, la curva tipo ordinaria, y la del grafico semi-log, cartesiano o especial (presion vs t12 o presion vs t14, para obtener un diagnostico mas fidedigno.

De estudios realizados aplicando las ecuaciones de flujo a yacimientos de distintos tipos se pueden generalizar las siguientes caracteristicas de la curva tipo de la derivada:

1. Maximo en la curva tipo a cortos tiempos de cierre o de flujo. Este maximo indica la presencia de almacenamiento y daño en la formacion alrededor del pozo. El daño incrementa con el valor del maximo observado. La ausencia de un maximo indica que la formacion se encuentra estimulada.

2. Minimo en la curva a tiempos intermedios. Este minimo indica heterogeneidad en el yacimiento, doble porosidad ( naturalmente fracturados). Yacimiento estratificado.

3. Estabilización. Este periodo corresponde a flujo radial-yacimiento infinito, se debe aplicar el metodo de la linea recta semilog en el grafico de Horner.

4. Tendencias ascendentes o descendentes a periodos de tiempo grandes durante la prueba. La tendencia ascendente indica la presencia de una barrera de flujo pero existe flujo en alguna otra dirección. La tendencia descendente indica yacimiento cerrado volumétrico o límite de presión constante.