Pruebas de Presin.

Son pruebas que se realizan para evaluar una formacin productora de hidrocarburos, determinando ciertos parmetros de la roca, los cuales permiten predecir cualquier anomala del reservorio. Generalmente, se realizan en pozos con problemas en la produccin o en pozos nuevos para lograr definir las propiedades de la formacin y as elaborar un plan de accin para lograr una optima produccin de los yacimientos.

Estas tcnicas consisten en crear una transicin en el pozo por medio de un cambio en las condiciones de produccin o inyeccin, estos cambios provocan una respuesta de la formacin, la cual es registrada a travs de sensores de presin ubicados lo ms cerca posible de la cara de la arena.

Objetivos de las Pruebas de Presin.

Estas pruebas son muy tiles cuando se realiza la etapa de exploracin, ya que permite estimar nuevas reservas y disear la completacin del pozo mas apropiada a las condiciones del mismo.

En algunas ocasiones las pruebas son llevadas a cabo para saber si existe suficiente hidrocarburo que justifique los costos de perforacin de nuevos pozos o desarrollo de nuevos campos. Generalmente, las pruebas ocasionan gastos relevantes, pero siempre y cuando se cumpla con el objetivo de la prueba estarn justificados los costos.

Para lograr una decisin de cmo producir mejor un reservorio dado o si se debe seguir invirtiendo en l, ser necesario conocer la capacidad del yacimiento, a su vez, se tomarn muestras de fluidos para que sus propiedades fsicas puedan ser medidas en el laboratorio, ya que son parmetros fundamentales para dilucidar el estado actual del yacimiento, y si el mismo necesita algn trabajo adicional, ya sea estimulacin o cualquier otra accin que pueda ir en beneficio de la produccin.

Los datos de presin obtenidos de pruebas de pozos son utilizados con el propsito de identificar lo siguiente:

La capacidad de produccin del pozo.

La presin esttica del yacimiento (o del rea drenada por el pozo).

La transmisibilidad del pozo (K*h).

Presin de fondo fluyente.

La existencia d heterogeneidades en la roca y en la estructura.

El factor de dao o estimulacin (S).

Tipos de Pruebas de Presin.

En algunos casos, el tipo de prueba realizada est influenciada por los objetivos que se desean alcanzar. Por ejemplo, si se desea conocer solo la presin inicial del yacimiento, entonces se baja la herramienta y se realiza un cierre del pozo relativamente corto, solo hasta que la presin estabilice al mximo, esta presin corresponde a la presin inicial del reservorio. Generalmente, estos tipos de cierres no son suficientes para determinar los lmites del yacimiento debido a que el radio de investigacin no fue amplio. Dependiendo de los objetivos de las pruebas se pueden realizar; Drawdown, Build up, Prueba de inyectividad, Fall Off, DST, RFT, etc.

Pruebas para pozos de Petrleo.

1. Prueba RFT: el probador de formacin repetitivo (Repeat Formation Test) sistema para medir presiones y tomar muestras de fluidos. Esto es una herramienta que pone en comunicacin un permite investigar las caractersticas estticas y dinmicas del fluido de la formacin a hoyo desnudo. Este tipo de prueba es realizado en el pozo, inmediatamente despus de los registros elctricos. La idea bsica de la prueba es medir puntos de presin a diferentes profundidades del pozo, con el fin de determinar: Gradiente de presin a lo largo de formacin.

Posible comunicacin entre las diferentes zonas o lentes de la formacin.

Determinacin de la presin de formacin.

Contacto de fluidos.

Daos por lodo de perforacin.

2. Prueba DST (Hill Stem Test); es una prueba en el mbito geolgico, destinada a la extraccin de fluidos que puede contener una formacin y a la medicin de presiones tanto estticas como dinmicas y de los caudales que fluyen. Consiste en una completacin temporal del pozo ya que la herramienta utilizada permite aislar la formacin del lodo de perforacin, registrar la presin de fondo y tomar muestra de los fluidos del pozo, esto con la finalidad de determinar las propiedades de la formacin y de los fluidos del yacimiento antes de tomar la decisin de completar el pozo.

Esta prueba tiene el objetivo evaluar los horizontes prospectivos encontrados en el pozo a medida que se realiza la perforacin. Normalmente, se realiza en una zona de indeterminado potencial en un pozo perforado, sea exploratorio o de delineacin, aunque a veces son realizados en pozos productores o de desarrollo con el propsito de estimar la extensin de las reservas.

Una prueba de produccin DST suministra una completacin temporal del intervalo examinado; la columna de sondeo sirve como una tubera de produccin. Un buen DST produce una muestra de los tipos de fluidos presentes en el yacimiento, una indicacin de la tasa de flujo, medidas de presin de fondo esttica y fluyente, y una prueba de presin transitoria a corto plazo.

Ayuda a determinar la posibilidad de produccin comercial debida a los tipos de fluidos recobrados y las tasas de flujo observadas. Anlisis de datos de presin transitorias del DST pueden suministrar un estimado de las propiedades de la formacin y dao al pozo perforado. Estos datos a su vez pueden ser usados en la estimacin del potencial del fluido del pozo con una terminacin normal que emplea tcnicas de simulacin para remover el dao e incremento efectivo del tamao del dao en el pozo perforado.Los objetivos de la prueba DST:

Determinacin de la produccin de fluidos en zonas prospectivas, tasas de flujo y tipos de fluidos presentes.

Determinacin de la presin y temperatura en el fondo del pozo.

Determinacin de la permeabilidad de la formacin, eficiencia de flujo y presencia de dao.

Determinacin de la heterogeneidad del yacimiento.

Determinacin de la extensin del yacimiento.

Determinacin del potencial de produccin.Esta informacin puede ser obtenida del comportamiento de presin del fondo del pozo en funcin del tiempo, cerrando y fluyendo el pozo en forma alternada. Por lo general, la presin de produccin consta de dos periodos de flujo cada uno seguido de un periodo de cierre. La presin es registrada en forma continua. A continuacin se presenta un esquema del comportamiento ideal de la prueba:

El procedimiento operacional de la prueba se muestra a continuacin:

1) La prueba se inicia con la bajada de la herramienta hasta la profundidad programada, en este punto se observa que el sensor registra el incremento de la presin de la columna hidrosttica a medida que es bajada la herramienta en el pozo.

2) En este punto se registra la presin hidroptica y el incremento de presin que se origina por el asentamiento de la empacadura en el fondo del pozo.

3) Posterior al caoneo de la formacin, se realiza el primer periodo de flujo (vlvula abierta, tubera vaca) del pozo con la finalidad de producir la limpieza de la formacin de los restos dejados por los disparos y de la invasin del lodo de perforacin, este periodo es comnmente llamado flujo de limpieza y generalmente muestra un comportamiento de presin inestable. La duracin de este primer periodo esta sujeto a al respuesta de flujo que se obtenga de formacin y de su capacidad de limpieza, ya que lo indicado es esperar la estabilizacin del periodo, sin embargo, por limitaciones prcticas o de costa, el tiempo de duracin del periodo es reducido.

4) La presin del periodo de flujo declina hasta una presin constante que representa la pwf del pozo, en este punto se realiza el cierre.

5) El pozo debe mantenerse cerrado durante suficiente tiempo para determinar la presin de la formacin.

6) Restaurada la presin del pozo se abre nuevamente a produccin y se realiza un segundo periodo de flujo (vlvula abierta), el comportamiento de la presin de este periodo se puede llegar a mostrar mas estable que el inicial, siempre y cuando se halla obtenido una buena respuesta de la formacin es decir, la limpieza del pozo fue xitosa, existe poca presencia de dao. La inestabilidad del periodo suele sugerir la presencia de problemas durante la produccin de la formacin.

7) En este punto se obtiene el valor de la pwf del segundo periodo de flujo una vez que este ha alcanzado las condiciones de estabilizacin, seguidamente se realiza el cierre del pozo para iniciar el segundo periodo de restauracin.

8) Este segundo periodo de restauracin, es utilizado generalmente para obtener la cuantificacin de los parmetros de formacin, el tiempo de duracin del periodo ser definido de acuerdo a los objetivos establecidos, es decir, si se desean obtener mediciones de los lmites del yacimiento o no.

9) Finalizando el periodo de restauracin se procede a medir la presin hidrosttica en el anular en las condiciones estticas del pozo.

10) El pozo es controlado y se inicia la subida de la herramienta de medicin de presin.

La prueba DST puede presentar problemas debido a los siguientes factores:

Empacadura mal colocada.

Empacadura con filtracin.

Instrumentacin daada.

Vlvulas con filtracin.

3. Prueba de declinacin de Presin (Drawdown): se basa en la medicin de la presin inicial de produccin de un pozo, aunque no estn limitadas a dicho perodo inicial productivo.Inicialmente el pozo es cerrado hasta alcanzar la presin esttica del yacimiento antes de la prueba, durante un perodo suficientemente largo. La prueba es corrida para producir el pozo a una tasa de flujo constante mientras se registra continuamente la presin en el fondo del pozo.

Los objetivos de una prueba de flujo incluyen estimaciones de permeabilidad, factor de dao y en ocasiones, el volumen del yacimiento. La prueba de evaluacin de presiones durante el perodo de flujo es particularmente aplicada en pozos nuevos y en aquellos que han sido cerrados un tiempo suficientemente largo, que permite que la presin esttica del yacimiento se estabilice.

La prueba de flujo (Drawdown) puede durar desde unas pocas horas hasta varios das si es necesario, dependiendo de los objetivos de la prueba.

Una prueba de flujo debe ser recomendada en oposicin de una prueba de restauracin de presin en una situacin en la que se puede arrancar el perodo de flujo (Drawdown) con una presin uniforme en el yacimiento, debido a esta razn los pozos nuevos son excelentes candidatos.

Aunque una debida corrida de una prueba Drawdown suministra considerable informacin acerca de un yacimiento, la prueba puede ser difcil de controlar como es el caso de una prueba fluyente. Si una tasa constante no puede ser mantenida dentro de una tolerancia razonable, es recomendado el uso de pruebas mulitaza, las cuales podran ser usadas tambin si el pozo no fuera cerrado por un tiempo suficiente hasta alcanzar la presin esttica del yacimiento.

El propsito de la prueba de declinacin de presin es determinar las siguientes caractersticas del pozo y del yacimiento:

Permeabilidad.

Capacidad de la formacin.

Transmisibilidad del yacimiento.

Eficiencia de flujo.

Dao o estimulacin.

Efecto de almacenamiento del pozo.

Volumen del drenaje.

Geometra del yacimiento.

4. Prueba de interferencia: en una prueba de interferencia un pozo esta produciendo y el comportamiento de la presin es observada en otro pozo vecino.Los cambios de la presin son monitoreados a una distancia del pozo original. Esta prueba puede usarse para caracterizar las propiedades del reservorio en una mayor escala que en un solo pozo. Los cambios de presin a una distancia del pozo productor son ms pequeos que las del pozo que esta produciendo en si, por ello estas pruebas requieren de sensores realmente sensibles, y llevarlas a cabo puede tomarse mucho tiempo. Las pruebas de interferencia pueden ser usadas independientemente del tipo de cambio de presin inducido al pozo activo (ya sea Drawdown, Build up, inyectividad o Fall Off).

Objetivos de la prueba de interferencia:

Determinar si existe comunicacin entre dos o ms pozos en un yacimiento.

Cuando existe comunicacin provee estimados de permeabilidad del factor porosidad-compresibilidad y determinar la posibilidad de anisotropa en el estrato productor.

5. Prueba de Gradiente de presin: esta prueba consiste en realizar paradas a diferentes temperaturas, tomando las medidas de presin y temperatura en cada parada. El gradiente de presin puede ser dinmico (pozo fluyendo) y esttico (pozo cerrado). La presin esttica de un flujo en un yacimiento es la presin que existe cuando no hay alteraciones mecnicas o de flujo. Dicha presin denota la presin que existe al frente de la formacin petrolfera cuando la produccin sea interrumpido por un lapso suficiente de tiempo para permitir la restauracin de la presin en el fondo del pozo resultante de la columna de gas y de lquido. Esta presin restaurada es igual a la presin que existe en la zona petrolfera.

Por consiguiente, la presin de yacimiento es la presin que existe en condiciones de equilibrio antes o despus de que hayan establecido las operaciones de produccin.

Para determinar la presin de fondo se requiere instrumentos de alta precisin si se considera que en ciertos casos los cambios de presin en un periodo de tiempo relativamente largo durante la historia de produccin puede ser por ejemplo, de 1 a 4 lpc. Cuando la presin del yacimiento es de 2000 lpc.

La prueba de presin esttica es una prueba puntual que se realiza con el pozo cerrado para determinar entre otras cosas el gradiente de presin esttico (G).

Aplicacin de la informacin de presin esttica del fondo en estudios geolgicos o de ingeniera de produccin:

Pruebas de productividad y determinacin de las curvas de presin diferencial (Pe-Pw). Determinacin del potencial de un pozo por medio de las curvas de presin diferencial.

Determinacin de la presin mnima de flujo requerida.

Control de eficiencia de los proyectos de restauracin de presin y el control de flujo lateral de gas en la formacin.

Control y determinacin de la migracin de petrleo a travs de los lmites del yacimiento.

Determinacin del rea de drenaje del pozo y la interferencia entre ellos.

Calculo de ndice de productividad del pozo.

Determinacin de la presencia de obstrucciones en la permeabilidad (K) de la formacin.

Determinacin del tipo de mecanismo de empuje en un campo, por medio de mapas isobricos construidos a diferentes intervalos de tiempo durante la historia de produccin del campo.

Determinacin de la tasa optima de produccin.

Prueba de presin fondo fluyente; la prueba de presin fondo fluyente (Pwf), se realiza en pozos que se encuentran produciendo, es decir, en pozos abiertos a la produccin. Esta prueba da buenos resultados cuando el pozo se produce por flujo natural, presentando as, limitaciones en pozos con gas-life y pozos que producen por bombeo mecnico. En el caso de la produccin por bombeo mecnico se utiliza el Eco-miter, que permite hacer mediciones de presin / esttica y fluyente). La presin de fondo fluyente es afectada por el tamao de los reductores, tipo de yacimiento, entre otros. Tomando en cuenta que a su vez que esta es una prueba puntual en la que se determina el gradiente dinmico de presin del pozo.

6. Prueba de restauracin de presin Build-up: las pruebas de presin Build-up, probablemente es la tcnica ms comn de pruebas de pozos transitorios. Este tipo de prueba fue introducida por primera vez por los hidrlogos de aguas subterrneas, pero han sido usados ampliamente en la industria petrolera. Una prueba de restauracin de presin adecuadamente diseada y ejecutada, permitir obtener parmetros para la definicin y caracterizacin de la formacin productora.

Este tipo de prueba requiere cerrar el pozo en produccin. El mas comn y simple anlisis tcnico requiere que el pozo produzca a una tasa de flujo constante, ya sea desde la puesta en marcha del pozo a produccin despus da la perforacin o a lo largo de un periodo de tiempo para establecer una distribucin de presin estabilizada antes del cierre.

La presin es medida antes del cierre y es registrada en funcin del tiempo durante el periodo de cierre. La curva resultante de la presin es analizada para determinar las propiedades del yacimiento y las condiciones del pozo.

En todas las pruebas transitorias del pozo, el conocimiento de las condiciones mecnicas de la superficie y el subsuelo es importante en la interpretacin de los datos de la prueba. Por consiguiente, es recomendable que el tamao de las tuberas y revestidores, profundidad del pozo, localizaciones de las empacaduras, etc., sea determinado al inicio de la interpretacin de los datos. Un tiempo corto de observaciones de presiones usualmente son necesarios para completar la declinacin del pozo perforado.

Estabilizar el pozo a una tasa constante antes de la prueba es parte importante de la prueba Build- up. Si la estabilizacin de la prueba es muy difcil o imposible, las tcnicas de anlisis de datos pueden proporcionar informacin errnea acerca de la formacin. Sin embargo, es importante el grado de adaptacin de la estabilizacin; un camino, es chequear la duracin de un periodo a una tasa constante del pre-cierre dentro del tiempo requerido para la estabilizacin.

Los datos obtenidos permiten frecuentemente obtener mediante un anlisis apropiado lo siguiente:

Permeabilidad de la formacin.

Transmisibilidad del yacimiento.

Eficiencia de flujo.

Efecto de almacenamiento del pozo.

Presin promedio en el rea de drenaje.

Presencia de dao o estimulacin.

Heterogeneidades y contornos presentes en el yacimiento.

Factores que afectan la prueba de presin Build-up.

Frecuentemente, las pruebas de presin Build-up no son tan simples como parecen ser y muchos factores pueden influenciar la forma de la curva de presin Build-up.

Los efectos de almacenamiento en el pozo perforado, fracturas hidrulicas, especialmente en formaciones de baja permeabilidad, puden tener un mayor efecto sobre la forma de la curva su anlisis. Otro problema prctico que puede generar alguna dificultad incluye medidores de presin de fondo en malas condiciones, fuga en las bombas o en los lubricantes, problemas resultantes de la bomba de traccin antes de colocar el medidor, etc.

Adicionalmente, pozos con altas relaciones gas-petrleo pueden presentar saltos durante la pruebe de presin. En tales casos, la presin de fondo se incrementa hasta un mximo, decrece y finalmente en forma normal.

En algunas ocasiones, la segregacin de agua y petrleo en un pozo puede producir un salto en la forma de la curva de presin, tambin puede ser afectada por las interfaces entre las rocas y los fluidos; contactos agua-petrleo, gas-petrleo, estratos, fluidos laterales y rocas heterogneas. Almacenamiento, daos o mejorados y la geometra de rea de drenaje pueden tambin afectar la forma de la curva.

7. Prueba Mulitasa: las pruebas multitasa es realizada mayormente en pozos nuevos donde es ms difcil conseguir tasas de flujos constantes. Los otros tipos de pruebas realizados y otros mtodos de anlisis requieren de una tasa de flujo constante, no obstante, es casi imposible mantener una tasa constante por un largo tiempo hasta completar las pruebas Draw-Down. En tal situacin, pruebas multitasa a tasa variables y anlisis tcnicos son apropiables, para una prueba de presin de fondo con constantes cambios en la tasa de flujo.

La prueba multitasa consiste en producir un pozo a diferentes tasas, se realizan varios precedidos de cierre que alcanzan la presin de estabilizacin.

Otra forma de realizar la prueba multitasa es produciendo el pozo con diferentes reductores sin ocasionar los periodos de cierre antes mencionados, con la excepcin del primer cierre, este tipo de prueba tambin se conoce como prueba de flujo tras flujo.

Tasas de flujo y exactas medidas de presin son esenciales para el anlisis sucesivo de alguna prueba transitoria en el pozo. Las medidas de las tasas son mucho ms crticas en las pruebas multitasa que en las pruebas convencionales de pozos con tasas constantes. Sin buenos datos de tasas de flujo, un anlisis de dicha pruebas es imposible.

Las pruebas multitasa tienen la ventaja de proveer datos de pruebas transitorias aun cuando la produccin contina. Contribuye a minimizar los cambios en los coeficientes de almacenamiento del pozo y los efectos de los de segregacin, de este modo, puede proporcionar buenos resultados donde pruebas Draw-Down y Biuld-up no podran.

Las pruebas multitasa muestran la mas grande ventaja cuando esta cambiando el almacenamiento en pozos perforados donde el anlisis de pruebas transitorias normales es difcil o imposible. Eso es porque tales pruebas eliminan cambios en los coeficientes de almacenamiento del pozo a travs de los efectos de almacenamiento del pozo aun existente. Las pruebas de presin multitasa tambin reducen la cada de la presin comn. No obstante, tales pruebas son difciles de controlar como las pruebas fluyentes. Fluctuaciones de tasas son difciles de medir especialmente sobre una base continua.

8. Prueba de Inyectividad o Prueba de disipacin de Presin (Fall-Off): la prueba de inyectividad consiste en lograr medir la presin transitoria durante la inyeccin de un flujo dentro del pozo. Para realizar la prueba, el pozo es inicialmente cerrado y se estabiliza hasta la presin de yacimiento (q=o), posteriormente se comienza el periodo de inaccin a una tasa constante (q=ctte). Con esto se busca medir la declinacin de presin subsiguiente al cierre de la inyeccin el resto de los parmetros permeabilidad, efecto de dao, efecto de almacenamiento se obtiene de la misma forma, que en las pruebas de restauracin.

Una prueba de inyeccin es conceptualmente idntica a una prueba Draw-Down, excepto por el hecho de que la tasa de inyeccin puede usualmente ser controlada mas fcilmente que en las tasas de produccin, sin embargo, Los anlisis de los resultados de la prueba pueden ser complicados por los efectos multifase, a menos que el fluido inyectado sea el mismo o compatible con los fluidos contenidos en la formacin.

En una prueba Fall-Off se mide la subsiguiente declinacin de presin al terminar la inyeccin. Por lo tanto es conceptualmente idntica a una prueba Build-up. Si el fluido inyectado es diferente al fluido de la formacin entonces hacer el anlisis e interpretacin ser ms difcil.

Prueba para pozos de Gas.

1. Prueba Convencional; la prueba convencional ha sido llamada tambin prueba de potencial absoluto o prueba de contrapresin, consiste en cerrar el pozo a produccin y permitir una restauracin de presin hasta obtener una estabilizacin. Luego, se abre a produccin y se toman medidas de presin a diferentes tasas de flujo las cuales varan despus que las presiones de flujo se han estabilizado. El nmero de tasas de flujo es por lo general de cuatro y una vez obtenidas las mediciones, se cierra el pozo.

El mtodo de anlisis consiste en graficar presin vs. q en el papel Log-Log.

1/n = pendiente de la lnea recta. Adems, el valor indicado en la figura como AOF, es el valor de las tasas de flujo de gas obtenidas cuando Pwf=Pb=14.7psia.Es decir, AOF es el valor terico de la tasa de flujo que se obtendr si la presin de fondo fluyente en la cara de la arena fuese la presin atmosfrica. (AOF=qmxima).

Las pruebas de pozo de gas mediante el mtodo convencional son relativamente simples. Sin embargo, presentan dificultades cuando la permeabilidad del yacimiento es baja dado que el tiempo necesario para obtener el flujo estabilizado puede ser excesivo para propsitos prcticos.

Utilizando la ecuacin:

ts= = tiempo de reajuste o de estabilizacin.

Por ejemplo considere la siguiente situacin:

Datos de la formacin productora de gas:

=0,015 cp

(=0.20

C t=1.000x10-6 psi-1

re= radio efectivo de drenaje= 1.320 ft (160 acres)

(= permeabilidad= 100md=0.1 darcy

ts= 2.09 das ( se puede observar que se necesitan dos das para alcanzar condiciones de flujo estabilizado para cada una de las tasas de flujo lo cual implica un total de 8 das, para realizar una prueba convencional.

Si la permeabilidad de la formacin fuese de 20md= 0.02 darcy, la prueba requiriera de 42 das para lograr las 4 tasas de flujo.

Adems de lo anteriormente expuesto, el mtodo convencional est basado en correlaciones empricas, y existe un alto riesgo de error si se prolonga la curva mucho ms all de la regin de donde fueron obtenidos los puntos. Se requerir de extrapolaciones dado que parar obtener el AOF (potencial de flujo abierto), o sea, la tasa de flujo lo cual el pozo producira si la presin fuese la atmosfrica, es necesario extrapolar la curva mucho ms all del rango donde fueron obtenidos los datos de la prueba.

Por otra parte, tanto c como n son llamados constantes, pero en realidad no los son puesto depende de las propiedades de los fluidos las cuales a su vez depende de la presin y del tiempo ( c y n cambiarn para otra prueba en el ltimo pozo.

Como se mencion los valores de n estarn comprendidos entre 0,5 y 1,0 y si existen condiciones de flujo continuo, para n=1 ( flujo laminar y n= 0,5 ( flujo turbulento. Sin embargo, valores de n(1,0 y n(0,5 pueden ser obtenidos, de prueba de pozo de gas. En esos casos, se supone que la lnea recta ha sido mal trazada o existen problemas de acumulacin de lquido en el pozo, afectando la lectura de la presin de fondo. As resultarn, valores de n(0,5. Si las tasas de flujo son excesivamente altas n(0,5. Si n(1,0 existe produccin de lquido en el pozo (fluidos de perforacin o estimulacin). La pendiente n tambin indica cualitativamente la presencia de dao en la formacin. Un valor de n=1,0 implica que no existe dao. A medida que n se aproxima a 0,5 aumenta el dao. El valor de c o coeficiente de estabilizacin vara con el tiempo.

Las formaciones de baja permeabilidad presentan una variacin ms acentuada.

La prueba convencional es particularmente til en yacimientos de permeabilidad alta. Para yacimientos de baja permeabilidad se requieren tiempos excesivos de estabilizacin con las erogaciones econmicas.

Un buen clculo c y n proporciona que estas puedan ser utilizadas para calcular la curva de comportamiento del pozo, la cual permitir pronosticar la tasa de flujo gas para diferentes valores de Pwf y .

Curva de comportamiento del pozo

2. Prueba Isocronal: a diferencia de las pruebas convencionales en la isocronal no se requiere alcanzar condiciones estabilizadas. Esta consiste en producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de tiempo iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presin promedio del rea en el periodo comprendido entre dos cambios de tasas subsiguientes.

En forma grfica:

De esta figura se tiene:

(t1=(t2=(t3=(t4 de aqu se deriva su nombre (Periodos de tiempos iguales). Durante los periodos de cierre se deja restaurar la presin hasta alcanzar la presin promedio.

Este mtodo fue desarrollado por Cullender y consiste en cerrar el pozo durante un tiempo lo suficientemente largo antes de cada periodo de flujo de tal manera de que cada periodo comience con la misma distribucin de presin en yacimiento. El principio bsico radica en que el radio efectivo del drenaje, el cual es funcin de la duracin del periodo de flujo, es el mismo para cada punto o dato medido. De esta forma, pruebas de flujo realizadas durante el mismo periodo tiempo afectarn el mismo radio de drenaje.

Es decir, cada curva obtenida (lnea recta en el papel Log-Log) ser representativa de un radio de drenaje fijo. Consecuentemente, cada curva tendr la misma pendiente, pero el valor de la constante c depender de la duracin del flujo. Dicho valor ser obtenido de una prueba de flujo que refleje el comportamiento de un radio de drenaje grande.

Las pruebas isocronales son utilizadas para determinar el potencial de flujo abierto (AOF) en pozos perforados o produciendo de medios porosos de baja permeabilidad.

El procedimiento a seguir para realizar una prueba isocronal es el siguiente:

1) Cerrar el pozo y permitir la restauracin de la presin hasta su seudo estabilizacin.

2) Producir el pozo a una tasa de flujo constante y tomar simultneamente medidas de presin es funcin del tiempo. (Los periodos del tiempo a los cuales se toman las medidas de presin deben ser fijos para todas las tasas de flujo).

3) Cerrar el pozo y permitir la restauracin de la presin hasta el mismo valor seudo estabilizado.

4) Producir el pozo a una tasa de flujo diferente y tomar valores de presin en los mismos intervalos del tiempo especificados en 2.

5) Repetir los pasos 3 y 4 para otro valor de esta tasa de flujo.

Ejemplo de datos de una prueba isocronal.

Tiempo

(Horas)Presin a

q1=1,6 MMCF/DPresin a

q2=3,0 MMCF/DPresin a

q3=6,2 MMCF/D

01.798 =

1.798 =

1.798 =

11.768=Pwf1.7531.682

21.7641.7381.662

51.7641.7381.646

71.7641.7381.633

101.7641.7381.625

= presin seudo estabilizada= 1.728 psi. (Presin promedio en el rea de drenaje)

Pwf= presin de fondo

Se calcula (2 Pwf 2) y se grfica de la manera descrita para la prueba convencional.

Figura, prueba isocronal Log (2 Pwf 2) vs. Log

.

En la figura se trazan las lneas rectas por los puntos o intervalos de tiempo similares.

Del comportamiento de la figura se observa que siendo las lneas paralelas, el nico parmetro que cambia es el intercepto.

Por lo tanto el objetivo calcular dicho valor a una tasa estabilizada ( intercepto como eje de la X, puesto que se ha graficado con los ejes invertidos.

Las lneas trazadas a diferentes tiempos constantes tendrn la misma pendiente, n, pero diferentes valores de la constante, c, en la ecuacin:

q=C (Pf 2 Pe2)n

El valor C que debe ser utilizado para calcular el AOF a una tasa de flujo estabilizada. Este valor de C es obtenido de la figura:

En donde;

AOF= C( estabilizado) (Pf 2 -14,72 2) n3. Prueba Isocronal Modificada, una prueba isocronal normal no siempre es aplicable en forma prctica, dado que el tiempo de seudo estabilizacin puede ser excesivamente largo.La modificacin del mtodo sugerida por Katz (Handbook Natural Gas engr.- 1959) consiste en cerrar el pozo y luego producirlo durante periodos iguales de tiempo. La presin de cierre no estabilizada al final de cada periodo debe ser utilizada en los clculos de Log (2 Pwf 2).

Los clculos se realizan de manera similar a la prueba isocronal normal. La caracterstica fundamental de la prueba isocronal modificada es que los periodos de flujo y los periodos de cierre son todo iguales.

Como se observa en la figura siguiente

Se debe graficar (2 Pwf 2) vs. en el papel Log-Log, donde pws es la presin de cierre de cada periodo flujo.

Con el procedimiento presentado el exponente n esto puede ser obtenido de la grafica Log-Log, (pendiente de la lnea recta=1/ n). La curva estabilizada se obtiene dibujando una lnea paralela por 1. (P - Pwf52), q5) = punto estabilizado.

Por la informacin obtenida de las pruebas estudiadas se puede construir la curva de comportamiento del pozo llamada, "curva de capacidad de produccin". Esta se obtiene graficando la presin en el cabezal del pozo en funcin de la tasa de flujo de gas. Las presiones en el cabezal pueden ser medidas o calculadas de las presiones tomadas en el fondo del pozo. Para la construccin de la curva se conoce dos puntos:

a) tasa mxima de flujo de gas (qmax), esta ocurre a un valor de pwf=O.

b) presin en el cabezal del pozo cuando q=O. Este valor de presin ser la presin promedio del rea de drenaje del pozo.INFORMACIN OBTENIDA DE PRUEBAS DE PRESINLa informacin obtenida de las pruebas de presin es utilizada para reducir el riesgo econmico de un amplio rango de decisiones a ser tomadas durante la vida productiva de un pozo y/o yacimiento. En la interpretacin de la prueba se debe considerar:Pozos Exploratorios

Pozos de Desarrollo

Pozos de Avanzada

Una prueba de presin adecuadamente diseada, ejecutada y analizada, genera:Presin promedia del yacimiento o del rea de drenaje de un pozo.

Transmisibilidad de la formacin

Factor de dao total de la formacin

Evaluacin de estimulaciones / fracturamientos

rea de drenaje Volumen de drene

Caracterizacin de los efectos de llene

Modelo geomtrico del rea de drenaje

AnisotropasHeterogeneidades y fronteras

Presencia de flujo no Darcy

Conectividad o interferencia entre pozos.

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