VI INGEPET 2008 (EXPL-6-JR-194) EVALUACION DE PRESIONES EN EL NOROESTE PERUANO Julio Rodrguez Camargo (Unipetro ABC), Javier portugus (InterOil), Persi LLamocca (Unipetro ABC). 1.0 Resumen

Para tomar datos de presiones en pozos a hueco abierto se efectan DST y para hueco entubado build up, draw down, fall off etc, para las evaluaciones se empleaban los mtodos clsicos Horner, Muskat, y bsicamente el trabajo estaba concentrado en medir la presin del reservorio, permeabilidad y el dao. A medida que los campos de Talara en tierra, se hacan marginales no se di mucha importancia a las pruebas de presin, la gran cantidad de reservorios y los altos costos hacan mas difciles que estas pruebas se tomasen.. Actualmente se disean pruebas basadas en la condicin del pozo: pruebas de presin con cierre en cabeza tanto en pozos de petrleo y gas y se registra presiones a partir de dejar registradores de presin en tapones recuperables. Se presenta una metodologa para la toma de presiones, para varias condiciones del pozo. A partir de datos de campo (mini frac) se propone procedimientos alternativos de evaluacin con el uso de software especializado en la evaluacin de presiones, adems se analiza las pruebas de presin en pozos de gas.

2.0 Tipo de Pruebas DST (Drill Stem Test)

- a) Este tipo de trabajos se efectuaba en pozos a hueco abierto, se bajaba el registrador mecnico con tubera de perforacin, el propsito de la prueba era obtener la presin y la permeabilidad de la formacin para asegurar la completacin del pozo. Estas pruebas se efectuaron en Talara hasta la dcada del 70, actualmente no se hacen este tipo de pruebas en el noroeste (tierra). Los DST siempre estn asociadas a pruebas de formacin (RFT o MDT).

BHP (Bottom Hole Pressure). Cierre en fondo. El objetivo que se buscaba al correr estas pruebas era estimar la presin del reservorio, la permeabilidad y el dao, a continuacin se detallan las diferentes pruebas: - b) Se bajaba el registrador de presin (primero mecnico, y luego electrnico) con tubera y el cierre se efectuaba en el fondo, era posible efectuar hasta dos cierres y dos aperturas, se recuperaba los registradores y luego se obtena los datos de presin y temperatura para el anlisis respectivo. Este es el tipo de prueba ideal, su costo alto hacia que estas pruebas se tomaran en forma espordica. - c) Una variante era el uso de cable elctrico para tener lecturas en superficie (SRO), de este modo se poda controlar el tiempo de cierre con exactitud, eran pruebas de mayor costo que el anterior, se tenia la facilidad de ir validando la prueba y evalundolo continuamente, antes de decidir sacar la herramienta. - d) En la dcada del 90 se comenzaron a usar registradores que se bajaban con cable elctrico con la diferencia que la vlvula se sentaba en el niple de asiento (DHST) de la tubera (y mediante tensin en el cable se poda abrir y cerrar el pozo, se tenia la opcin de lecturas de presin simultanea en superficie (SRO)

e) En la opcin anterior tambin era posible en vez de usar el cable elctrico usar alambre. Se bajaron los costos, pero surgi un problema, falla en la herramienta al no tener control del cierre y la apertura , su uso era muy restringido. La mayora de pozos analizados con este sistema no se podan analizar por los problemas mencionados.

BHP (Bottom Hole Pressure). Cierre en superficie.

Cuando la toma de presin era ms difcil de efectuarse por costos y por problema de produccin diferida se comenz a disear pruebas en donde se efectuaba el cierre en cabeza, en este caso el objetivo de las prueba tambin era determinar la presin, permeabilidad y dao. - f) Se bajaba el registrador al fondo del pozo y se efectuaba el cierre en superficie, despus de un periodo determinado se recuperaba el registrador. Cuando eran pozos fluyentes de petrleo se podan usar este mtodo, en pozos que no fluan no se tomaban, excepto en pozos cerrados por mucho tiempo para ver la presin del reservorio. - g) Cuando el pozo no era fluyente se suabeaba el pozo para lograr una mejor restitucin de presin, a estas pruebas se le conoca como BHP-M Es muy difcil de controlar los caudales, y si el pozo recupera el nivel rpido la presin fluyente inicial antes del build up no puede definirse adecuadamente, en este caso se habra efectuado mucho esfuerzo solo para obtener la presin del reservorio. - h) Pruebas de presin en pozos de gas. Adems de conocer las propiedades del reservorio se efectuaban pruebas de flujo para estimar el potencial de pozo. - i) Cuando se tenian pozos con bombeo mecnico, se comenzaron a usar a partir del ao 1993 las ondas acsticas para determinar niveles continuos en el pozo y a partir de ello determinar la presin del reservorio mediante correlaciones, se obtuvieron resultados satisfactorios en muchos de los pozos.

Otras pruebas.

Estas pruebas eran bsicamente para comprobar la presin del reservorio j) Dejar el registrador de presin en un RBP Se aprovechaba los trabajos de fracturamiento por etapas para dejar algn registrador junto al tapn recuperable. De la mayora de pozos evaluados bajo estas condiciones se han encontrado una comunicacin del pozo con las otras formaciones invalidando de este modo la prueba. k) Tomar gradientes estticas en pozos abandonados por largos periodos de tiempo. Esta prctica debera de efectuarse con ms frecuencia en los pozos, para ir monitoreando la energa del reservorio, siempre hay que tener cuidado de que el valor sea representativo solo debe de probarse una formacin. l) Pruebas de cmara cerrada Esta prueba se efectuaba con poca frecuencia, una de las razones de no efectuar esta prueba fue el costo de la prueba. En esta prueba el problema de almacenamiento estaba minimizado.

3.0 Comentarios de los Mtodos

La utilizacin de cada mtodo en el Noroeste Peruano estuvo enfocado fundamentalmente al costo de la prueba, a partir de ello y de acuerdo al objetivo de la prueba se comenz a disear pruebas, una de las limitaciones que se encontr fue la produccin por multicapas. A partir de la dcada del 80 la toma de presiones estuvo concentrada en uno de los siguientes objetivos:

-Determinacin de presin de reservorio, permeabilidad y dao. - Determinacin de Presin del reservorio y/o la Determinacin del Potencial de

pozo. 4.0 Consideraciones que debemos de tomar en cuenta en pruebas de presin.

Objetivo de la prueba Antes de iniciar una prueba de presin el objetivo de la prueba debe de estar bien claro; caracterizar el reservorio.

Descripcin del reservorio. Kh, Kz. Presin inicial y promedia. Heterogeneidad del Reservorio (fracturas, estratos, cambio de propiedades, etc.). Limites (distancia, tamao, forma, etc.).

Descripcin del Pozo. Potencial: Petrleo (PI), Gas (AOF). Factor de dao (s). Geometra del pozo.

-Cuando un pozo es fluyente es un buen candidato para efectuar varios tipos de prueba: Un build up con cierre en superficie seria suficiente para ver la permeabilidad, la presin y el ao, Un Drawdown es ideal debido a que solo se requiere de un pequeo periodo de tiempo para el cierre, y puede obtenerse adicionalmente las heterogeneidades y limites del reservorio. - Cuando el pozo no es fluyente como la mayora de casos, estamos en proceso de encontrar, disear y divulgar nuevas metodologas. Tiempo de prueba Una de las principales dificultades que se encontr en el Noroeste peruano era encontrar el tiempo requerido que se necesitaba para efectuar el cierre del pozo, necesario para alcanzar el flujo radial. En la tabla siguiente se presentan estos tiempos que se requieren para alcanzar el l flujo radial para cada una de las principales formaciones del noroeste, este tiempo es necesario debido a que en esta regin es donde puede calcularse la permeabilidad.

kAt

t dapss 000264.0= (1-1)

A continuacin se presenta los tiempos mnimos requeridos para alcanzar llegar al flujo radial para cada uno de los reservorios del Noroeste Peruano.

Para pozos de petrleo

Verd. Ech. Ost. Mog. Verd. Ech. Ost. Mog.

Tipo drenaje circular circular circular circular

rectangular centrado rectangular centrado

rectangular centrado

rectangular centrado

Porosidad 0.1 0.12 0.08 0.03 0.1 0.12 0.08 0.03Viscosidad (cp) 4.3 2.5 2.3 1.2 4.3 2.5 2.3 1.2

ct psi-1 1.6E-05 1.76E-

052.11E-

053.55E-

05 1.602E-

051.765E-

05 2.106E-

053.549E-

05rea (acre) 12 15 20 40 12 15 20 40 Tda 0.1 0.1 0.1 0.1 0.3 0.3 0.3 0.3Permeabilidad (k) 10 8 6 3 10 8 6 3

tpss (hrs) 136.43 163.79 213.17 281.12 409.28 491.37 639.52 843.36

tpss (dias) 6.00 7.00 9.00 12.00 18.00 21.00 27.00 36.00 Tabla 1. Para pozos de gas.

Verd. Ech. Ost. Mog. Verd. Ech. Ost. Mog.

Tipo drenaje circular circular circular circular

rectangular centrado

rectangular centrado

rectangular centrado

rectangular centrado

Por 0.1 0.12 0.08 0.03 0.1 0.12 0.08 0.03sp-gr gas 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6Viscosidad (cp) 0.0119 0.0129 0.0143 0.018 0.0119 0.0129 0.0143 0.018

ct psi-1 1.6E-05 1.76E-

052.11E-

053.55E-

05 1.602E-

051.765E-

05 2.106E-

053.549E-

05rea 8acre) 12 15 20 40 12 15 20 40 Tda 0.1 0.1 0.1 0.1 0.3 0.3 0.3 0.3Permeabilidad (acre) 10 8 6 3 10 8 6 3tpss (hrs) 0.38 0.85 1.33 4.22 1.13 2.54 3.98 12.65 tpss (das) 0.02 0.04 0.06 0.18 0.05 0.11 0.17 0.53

Tabla 2.

Los valores presentados son valores promedios de las formaciones. Antes de cada clculo, es mejor calcular el tiempo, antes de proponer la prueba con la formula 1-1. En general para un pozo que produce de la Fm Verdn, Talara, Echino y Ostrea podemos considerar un cierre de 5 a 27 das (aproximadamente 4 horas para pozos de gas), para la Fm. Mogolln se requiere de 12 a 35 das (aproximadamente 12 horas para pozos de gas), para poder llegar a la zona radial. Efecto de almacenamiento En el caso de pozos en donde el cierre se efecta en superficie se debe de tener en cuenta el efecto de almacenamiento Cw, debido a este efecto los tiempos de la prueba (almacenamiento mas cierre) van a ser mayores. Costos Al ser la cuenca Talara un campo marginal, la toma de presiones en los pozos no era/es prioritario en las empresas operadoras, los altos costos de pruebas de

presin con cierre en el fondo solo permitieron tomar algunas pruebas por ao, debido a este problema se intentaron disear pruebas alternativas como las pruebas con cierre en superficie sin buenos resultados (se efectuaron cierres cortos de pocos das), al final solo se estima las presiones de reservorio en pozos abandonados (pruebas de de gradiente esttica) o al colocar registradores en los tapones recuperables durante las etapas de fracturamiento. Multicapas La mayora de pozos producen de ms de dos formaciones, para hacer una prueba valida tendramos que aislar cada formacin, resultando pruebas de cierres largos y costosos. Anlisis de las pruebas La evaluacin de las pruebas puede efectuarse en una planilla de clculo como lo efectan la mayora de las empresas operadoras de la zona, se han empleado los siguientes mtodos: Horner.- En este caso se grafica Pws vs log ((tp+t)/ t), se determina la presin del reservorio, la pendiente m para calcular la permeabilidad y el grado de estimulacin (s). Muskat extendido.- Este mtodo ha sido bastante usado para calcular la presin promedia del reservorio, es un mtodo de errores y tanteos, se grafica Log (Pavg-Pws) vs t, en donde la Pavg es una presin asumida, hasta encontrar una presin que linealize la grfica. Grficos de log-log.- Un mtodo bastante usado para definir la zona radial es Se grafica:

tptlog vs log (t) (1-2)

donde ( )

( )( )( )( )( )

( )( )( )

++=

++

++

+++

111

11

11

11

111

11 2logiiii

iii

iiii

iiii

iiii

iiii

i ttttptt

ttttpttt

ttttptt

ttpt (1-3)

El grfico de la curva de derivada obtenidos a partir de esta ecuacin se presenta distorsionada por lo que se requiere de un proceso de suavizado, que puede lograrse derivando la Eq 1-2 por ln(t) y no por (t). Estos grficos ayudan a definir con claridad la zona radial.. Simuladores de presin. Los simuladores comerciales de presin han comenzado a ser usados por las Empresas Operadoras en el noroeste en el ao 1993, se inicio con el Edimburgs Pansysten versin 2.0, este simulador permiti disear y evaluar los trabajos de presiones. ltimamente se viene usando el Kappas Saphire versin 4.02.05, software de muy fcil acceso, bastante interactivo, potente simulador, trabaja con varios modelos de almacenamiento, de pozo de reservorio y de limites, adems puede simultneamente comparar varios anlisis de la misma prueba. Estos software de evaluacin de presiones han permitido ampliar los objetivos de las pruebas sobre todo a la caracterizacin de la formacin, y la estimacin de los lmites del reservorio.

5.0 Metodologa propuesta para la toma de presiones

Para el caso de la cuenca Talara podemos dividir la pruebas en funcin de la tipo de pozo y/o la produccin del pozo, en todos los casos se considera que se va a producir de una sola formacin. Se esbozan los procedimientos de un modo general. Pozos exploratorios. Para pozos a hueco abierto, dependiendo del potencial de pozo se puede tomar DST y alguna prueba de formacin con muestras laterales - Armar en superficie herramientas con registrador en tubera de perforar. - Estimar el tiempo de prueba de acuerdo a la Eq (1-1) - Bajar herramientas con vlvulas cerradas, sentar packer, abrir vlvula. - Registrar caudales en superficie. - Efectuar un cierre, un flujo y un cierre largo. - Desanclar packer, recuperar herramienta. - Evaluar datos obtenidos.

Pozos fluyentes Si el objetivo es obtener presin, caudal y dao, un build up ser suficiente, si no hay problemas con la produccin diferida, un mayor tiempo al cierre nos permitir ver los lmites del reservorio; en caso contrario una prueba de drawdown ser lo ms aconsejable, debido a que la prueba es mas verstil y puede controlarse los tiempo de produccin adecuadamente Build up - Armar herramienta con registrador de presin en superficie. - Bajar herramienta con tubera hasta la profundidad deseada con la vlvula

cerrada (sentar packer de ser necesario). Si se baja con cable sentar la vlvula en el niple de asiento, dejar vlvula abierta.

- Abrir vlvula y registrar caudales - Dejar pozo cerrado de acuerdo a la Eq (1-1). - Desanclar packer, recuperar herramienta y analizar prueba. Draw down - Armar herramienta con registrador de presin en superficie. - Bajar herramienta con tubera hasta la profundidad deseada con la vlvula

cerrada (sentar packer de ser necesario). Si se baja con cable sentar la vlvula en el niple de asiento, dejar vlvula cerrada.

- Cerrar el pozo por 4 horas. - Abrir vlvula y registrar caudales. (Llevar un registro exhaustivo de caudales

cada hora), Dejar el registrador el tiempo necesario para ver los limites del reservorio.

- Desanclar packer, recuperar herramienta, registrador y analizar prueba. - Pozos no fluyentes Cuando los pozos no fluyen es decir trabajan con un sistema artificial va a ser muy difcil obtener algn dato representativo de prueba siempre va a ser necesario sacar el equipo de subsuelo. Una prueba de cmara cerrada es recomendable, en este caso es necesario comparar costos antes efectuar la prueba. Si no se efecta la prueba mencionada, podemos bajar un registrador de presin en pozos abandonados y colocar registradores de presin en tapones recuperables para obtener la presin promedia del reservorio.

Para pozos con bombeo mecnico es posible efectuar la prueba de presin con una prueba de registro snico sin sacar el equipo del subsuelo, debemos asegurarnos que el pozo produzca de una sola formacin, que cabeza del pozo sea hermtico y eliminar las variaciones de la temperatura en la cabeza del pozo. Para este tipo de pozos y tambin para los pozos fluyentes es posible obtener un registro de presiones a partir de los datos de produccin aplicando el mtodo propuesto por el Dr. Blasingame o el mtodo de Caracterizacin dinmica propuesto por el Dr. Cinco Ley. Pozos de gas La toma de presin en pozos de gas es mas prctico, no es necesario efectuar un cierre en el fondo, el cierre se efecta en superficie, solo se requiere que el cabezal del pozo sea hermtico, cuando se toma la presin tambin se estima el potencial del pozo, mediante una prueba isocronal. - Acondicionar herramientas, lubricador separador de gas (rolo) y registradores

de presin. - Tomar nivel de fluido con equipo acstico (opcional) - Bajar registrador a la profundidad deseada. - Estabilizar las condiciones de produccin del pozo abriendo y cerrando en

superficie y observando el comportamiento del registrador de presin en cabeza.

- Cerrar el pozo por 3 a 5 horas. - Sincronizar los estranguladores (beanes) y los platos de orificio del separador

de gas para obtener una buena medida del caudal. - Efectuar 3 flujos (medir caudal de gas) y 3 cierres de 5 a l0 horas (estimar

estos tiempos) - Efectuar un flujo largo de 10 a 20 horas. - Cerrar pozo por un periodo de tiempo acuerdo a la Eq. (1-1). - Recuperar herramienta, lubricador, analizar datos. Pozos en estimulacin Cuando los pozos se fracturan, se efecta un minifrac par encontrar parmetros que nos permita simular la fractura de un modo adecuado. - Definir los objetivos de la prueba y hacerle participe a la compaa de

fracturamiento sobre los cuidados que se deben de tener al efectuar el minifrac, para efectuar una sincronizacin en el cierre luego de la ruptura de la formacin.

- Tomar los datos del fluido (gravedad especfica, viscosidad) que se va a usar para el minifrac.

- Asegurase que el cierre despus del frac sea inmediato, no debe de cerrarse el pozo gradualmente.

- Analizar datos. ( No todos las pruebas de minifrac podrn analizarse) .

6.0 Ejemplos prcticos Pozos fluyentes Caso1.Pozo productor de petrleo Objetivo: Estimar la presin de reservorio y el grado de estimulacin. Resultados. Fig 1. Informacin de campo.

El grafico de amarillo es el caudal de produccin y el grfico de verde los datos de presin, primero un build up y luego un draw down. Fig 2. Resultados de la evaluacin

Los resultados obtenidos fueron: Reservorio: Homogneo Presin: 1630 psi @ 3010 pies Permeabilidad 1.82 mD Limite del reservorio: Fallas paralelas a 240 y 100 fts. Figura 3. Descritizacion del caudal.

Comentarios - Pozo fluyente, el cierre se efectu en superficie y se tuvo el cabezal hermtico. - Los softwares de evaluacin de presiones han resuelto el problema de tener un caudal constante en el drawdown, es posible discretizar los caudales para una mejor evaluacin. Fig 3. - Se encontraron unas fallas de lmites de reservorio (no incluido en el objetivo inicial) que estuvo de acuerdo con la evaluacin geolgica. Pozos de gas Caso 2 Objetivo: Conocer las propiedades del reservorio y el potencial del pozo. Fig 4. Informacin de campo.

El grafico de amarillo es el caudal de produccin y el grfico de verde los datos de presin, isocronal y un build up. Fig 5. Resultados de la Evaluacin.

Resultados de la prueba. El pozo se modelo con una falla y un resevorio homogneo, Se encontr una presin de 3131 psi. a 7350 pies. Permeabilidad de 0.02 mD, una nueva evaluacin nos ha mostrado que este valor puede llegar a ser hasta de 2 mD, con un ajuste mejor del modelo. Observe en la Fig 4. El primer flujo no se ha tomado bien, durante el proceso de simulacin (curva roja) se encontr incongruencia en la prueba.

Fig. 6 Simulacin de las Pruebas de Flujo

Despus de un proceso de tanteo y error (en la Fig. 4), se simul la prueba, para obtener la prueba ideal, el cual se presenta en la Figura 6. Fig. 7. AOF errado

No se encontr concordancia entre los caudales y las presiones, debido a que durante las pruebas de flujo estos parmetros no se haban estabilizado Fig. 8 Potencial corregido

Luego de la correccin se obtuvo un potencial adecuado, nuevamente el software de simulacin nos ayudo a recuperar una prueba.

Pozo en estimulacin Caso 3. Objetivo: Conocer las propiedades del reservorio y la energa del pozo. Fig. 9. Datos del minifrac.

Los datos presentados corresponde a un minifrac, en esta caso la prueba es un Falloff. Se evaluaron 5 pozos de los cuales ste es el ms representativo, los otros estuvieron afectados por las condiciones del reservorio y del pozo. Fig. 10 Resultados de la prueba.

Resultados La respuesta entre el caudal y la presin no se encontr sincronizada Se trabajaron con altos caudales (bpm), en pequeos periodos de prueba cuando estos de llevan a datos diarios. Presin: No se puede obtener Permeabilidad: 112 mD Limites: No hay una definicin clara, por el tiempo. Pozo quedo fluyente despus del fracturamiento.

.

7.0 Conclusiones - Se presentaron los diferentes tipos de prueba empleados en el noroeste

peruano y se hacen comentarios sobre la utilidad y validez del mtodo. - En la actualidad la toma de presiones en el noroeste no es prioritario para las

empresas operadoras. - Se presentan consideraciones que debemos de tener en cuenta antes de

tomar una prueba de presin. - Se present una metodologa de trabajo para varias condiciones de prueba. - Se presentaron 3 casos evaluados: Build up con Drawdown en pozo de

petrleo, Isocronal-Build up en pozo de gas, Falloff en prueba de minifrac. - El procesamiento de informacin es fundamental por lo que la seleccin de

un software de anlisis de presin juega un rol importante en la interpretacin.

8.0 -Recomendaciones

- Priorizar la toma de presiones para un mejor conocimiento del pozo e iniciar la caracterizacin de la formacin con este tipo de herramientas.

- Hacer conocer al personal de las empresas operadoras la importancia de tomar informacin de presin para contar con proyectos de desarrollo ms consistentes.

- Estimar el tiempo de cierre de las pruebas de acuerdo a la ecuacin 1-1 antes de efectuar la prueba.

- Tomar en cuenta la metodologa planteada para proponer pruebas de presin. En algunos casos estas pueden tener otras. variantes.

- En pozos fluyentes y en pozos de gas considerar que una prueba con cierre en cabeza con las herramientas en fondo son pruebas efectivas.

- Efectuar el uso de la ecuacin 3-1 para efectuar grficos de log-log en una planilla de clculo.

- Hacer uso de los software de evaluacin de presiones, ya que nos permiten: o Hacer una evaluacin clsicas con los resultados o Validar datos de presiones o Simular las pruebas en forma rpida o Comparar diferentes escenarios de pozo- reservorio. o Rescatar pruebas no analizables o Caracterizar un reservorio. o Analizar pruebas en 3 dimensiones.

8.0 Bibliografa.

- -Pressure Transient Testing: Textbook Vol 9. W. J. Lee, J. B. Rollins, and J.P. Spivey.

- - Well Test Analysis: The Use of Advanced Interpretation Models. Dominique Bourdet.

- - Modern Well Test Analysis. A Computer-Aided Approach. Roland Horne.