PRUEBAS EN POZOS

1. INTRODUCCION

Una prueba de presión es una herramienta estándar para la caracterización del sistema

pozo-yacimiento, ya que los cambios en la producción ocasionan disturbios de presión en el

pozo y en su área de drenaje. Esta respuesta de presión depende de las características

propias de cada yacimiento.

A través de las pruebas de presión, se puede determinar: conductividad (kh), la presión

inicial (pi) y los límites del yacimiento. La conductividad (kh) gobierna qué tan rápido los

fluidos pueden fluir al pozo. Por lo cual es un parámetro a tener en cuenta para diseñar el

espaciamiento y el número de pozos. La presión nos indica que tanta energía tiene el

yacimiento y permite pronosticar por cuánto tiempo el yacimiento podrá producir. Las

presiones en la vecindad del pozo son afectadas por la perforación y por la producción, y

puede ser bien diferente del valor de la presión del yacimiento. La interpretación de las

pruebas de pozo permite inferir las presiones a distancias considerables del pozo a partir de

las presiones locales que se miden en los pozos. El análisis de los límites permite

determinar cuánto fluido está presente en el yacimiento y si los límites son cerrados o

abiertos.

Las pruebas de presión pueden ser interpretadas para estimar las propiedades globales del

yacimiento, ya que dichas pruebas no son sensitivas a las heterogeneidades de escala local.

2. DESARROLLO

2.1. STEP RATE TEST

Una prueba Step Rate se usa para determinar la presión de extensión de fractura.

Esto es considerado el límite superior típicamente para la tensión horizontal mínima o

presión del cierre.

Después de la fractura, el fluido bombeado a las proporciones de flujo crecientes en

forma de paso escalonado. Idealmente, cada proporción de flujo se mantiene hasta que

se logra una presión estabilizada. En lugar de lograr una presión estabilizada, se ha

1

propuesto un periodo de tiempo igual para cada proporción de flujo. Indiferentemente, la

presión de fondo al final de cada intervalo de la proporción se grafica entonces contra el

gasto para identificar un cambio en la inclinación. Este cambio o “ruptura” indican la

salida de extensión de la fractura que es teóricamente igual a la magnitud de la presión

del cierre más la fricción de la fractura y resistencia de la propagación.

Ilustración 1 Ejemplo de prueba step rate, en la cual se grafica presión de fondo de pozo

contra gasto

2.2. LAYERED RESERVOIR TEST

La mayor parte de los campos de petróleo del mundo comprenden capas de roca

permeable separados por impermeable o lutitas de baja permeabilidad o limolitas. Cada

capa puede tener diferente presión y depósito propiedades (Fig. 43A). Probando todas

las capas a la vez no puede determinar capa individual parámetros, como se explica en

la figura. 43B. Por lo tanto, las técnicas de pruebas especiales deben ser aplicadas a

obtener los parámetros de las capas individuales. Una manera de probar pozos en

yacimientos estratificados es físicamente aislar cada capa antes de realizar las pruebas

convencionales en ella (por ejemplo, puestos de trabajo horcajadas DST).

Se requiere un equipo de perforación, y la prueba puede ser prohibitivamente caro. Una

alternativa rentable, que elimina la necesidad de un equipo de perforación, consiste en

separar las capas "implícitamente" utilizando una producción herramienta de registro.

2

Hay dos técnicas de prueba rigless para yacimientos estratificados. Rendimiento de

entrada selectiva (RES) se realizan pruebas bajo condiciones estabilizadas y son

adecuados para mediano y alta permeablilidad capas que no presentan de flujo

transversal dentro del depósito. Se lleva a cabo La otra prueba en condiciones

transitorias y es conocida como la prueba del depósito en capas.

Figura 43A. Perfil de la presión diferencial que muestra el agotamiento de hasta 800 psi entre las capas.

La capa más permeable tiene el mayor agotamiento, ya que tiene la mayor producción acumulada. En

este depósito, de flujo cruzado desarrollará cuando el pozo se cierra.

3

Figura 43B. Comparación de un perfil de presión lugar con la presión de formación obtuvo utilizando un

pocillo de ensayo. Los valores de la presión de las pruebas de pozos transitorios no representan las de las

capas superiores o inferiores a causa de flujo cruzado. La presión de prueba bien tiende a estar cerca de

la presión de la capa más permeable.

Rendimiento de entrada selectiva

La prueba de RES proporciona una estimación de la relación curva de rendimiento de

flujo de entrada para cada capa.

Las mediciones se realizan con una herramienta de registro de producción, que registra

la presión de fondo y el caudal de forma simultánea. La prueba RES está a cargo de

poner el bien a través de una producción escalonada horario con diversos caudales de

superficie (Fig. 44a). Los cambios de presión de fondo de pozo siguen el patrón

mostrado en la Fig. 44b. La herramienta de registro de producción se utiliza para medir

el fondo de pozo presión y obtener un perfil de flujo en el extremo de cada paso de flujo.

Desde el perfil de producción, las velocidades de flujo de las capas individuales se

pueden determinar. La Figura 45 muestra un ejemplo de un flujo de perfil en un depósito

de capas. Una relación de rendimiento de entrada (DPI) curva se puede construir para

4

cada capa usando los datos de todos los perfiles de flujo: pwf (i, j) y Q (i, j) para i = 1 a L

y para j = 1 a F, donde L es el número de capas y F es el número de pasos de flujo.

Figura 44. Superficie historia de tasas de flujo (a) y los cambios asociados en la presión de fondo de pozo

(b) durante una prueba de RES. qt = caudal total.

Figura 45. Perfil Caudal adquirido en un depósito de capas múltiples.

5

La Figura 46 es un gráfico de RES de un pozo que produce desde un depósito de cuatro

capas. La encuesta RES se llevó a cabo usando seis pasos de flujo. La forma de las

curvas de DPI es característica de los pozos de petróleo que fluir debajo de la presión

de burbujeo o, alternativamente, que tienen caídas de presión dependiente de la

frecuencia.

La presión estática de cada capa puede estimarse a partir del punto en que la curva de

derechos de propiedad intelectual de la capa corta el eje vertical. Esta estimación se

aplica siempre y cuando los pasos de flujo durante la encuesta RES son suficientemente

largo para asegurar que al final de cada paso de la caída de presión estabiliza tanto en

la capa y dentro del área de drenaje bien.

Pruebas RES proporcionan la presión de la formación y de los DPI para cada capa, pero

no dan valores únicos de k y s para una capa individual. Se requiere una prueba

transitoria para determinar esos parámetros.

Figura 46. Curvas de DPI de un depósito de capas múltiples que muestran agotamiento desigual entre las

capas. La presión es mayor en la capa B y la más baja en la capa D.

Pruebas en capas transitoria

6

Pruebas de depósito en capas difieren de las pruebas de RES en que, además de la

adquisición de un perfil de flujo, la presión de fondo de pozo y el caudal se graban

simultáneamente en función del tiempo durante cada período de flujo. Estas mediciones

se obtienen con la herramienta estacionado en locations- seleccionado entre las capas y

sobre la capa superior que separa implícitamente las capas.

El procedimiento LRT utiliza un registro continuo de la presión de fondo, mientras que la

tasa por capa se mide sólo a intervalos de tiempo discretos. Durante el primer

transitorio, sólo el bottomlayer caudal se mide. Cambios en las tasas de flujo en todas

las capas por encima de la parte inferior no puede ser medido directamente porque el

sensor de caudal mide el flujo combinado de todas las capas debajo de la herramienta.

La prueba LRT requiere una planificación cuidadosa y procedimientos rigurosos debido

a la localización del pozo de registro los numerosos eventos que se producen durante la

prueba. La herramienta debe estar equipado con sensores que pueden controlar el

caudal, presión, densidad y temperatura. Además, los cambios en las tasas de flujo son

críticas y debe ser controlada con precisión usando tamaños de estrangulamiento fijos.

Los caudales bajos generalmente ocurren durante el estudio de las capas inferiores,

mientras que el registro de la flujo posterior durante una acumulación y en la

investigación de flujo cruzado durante la preparación final. La encuesta debe llevarse a

cabo usando un equipo de grabación de superficie que permite en tiempo real prueba de

seguimiento y control de calidad de los datos. Este procedimiento es particularmente

crítico en las operaciones de LRT porque a menudo es necesario ajustar el programa de

prueba original de acuerdo con el comportamiento del pozo.

La figura 47 muestra una secuencia de trabajo simplificado. Para una prueba de dos

capas, el caudalímetro está estacionado en sólo dos ubicaciones: Estación 1, por

encima de la capa superior, y la estación 2, entre las dos capas. La línea verde es la

trayectoria de la herramienta de registro de producción. Los gráficos superiores e

inferiores muestran la comportamiento de la tasa de flujo de cabeza de pozo y la presión

de fondo de pozo y la tasa de flujo, respectivamente.

7

Figura 47. simplificado secuencia de prueba del depósito de capas.

Interpretación de las pruebas de reservorio por capas

Interpretación yacimientos estratificados es complejo porque no sólo implica la

identificación del depósito modelo, pero también requiere la estimación de un gran

número de parámetros desconocidos, tales como la valores de k y s y de la geometría

del depósito y la presión para cada capa. Por ejemplo, un simple depósito de tres capas

tiene al menos nueve incógnitas (permeabilidad, efecto de la piel y la presión para cada

capa) además de la tarea de identificación del modelo. Por estas razones, la

interpretación se basa LRT en gran medida de las técnicas que indican el modelo de

yacimiento y los valores iniciales de los parámetros, que son necesaria de entrada para

el proceso de ajuste histórico utilizado para la interpretación.

El primer paso es la preparación de los datos a una forma adecuada para la

interpretación. Los valores de presión se denominan con el mismo dato para eliminar los

8

efectos de la gravedad. Una vez hecho esto, el potencial de presión trama se vuelve a-

una curva característica útil continua para su posterior ajuste histórico.

Interpretación LRT se lleva a cabo mediante la búsqueda de una coincidencia entre el

comportamiento del depósito y la respuesta modelada. El modelo tiene tantas capas

individuales como estaciones de herramientas utilizadas durante

la prueba, y cada modelo de capas pueden ser diferentes. La respuesta total del

depósito se calcula apilar los modelos de una sola capa. Las tres etapas para el análisis

de una identificación de una sola capa prueba de modelo, estimación de parámetros, y

el modelo y el parámetro-se de verificación también siguieron durante la interpretación

LRT.

Análisis secuencial

El método más sencillo para identificar geometría del yacimiento es comenzar

examinando la respuesta de la capa inferior. Cuando la herramienta de registro de

producción está estacionado en la parte superior de la parte inferior capa, que mide sólo

los cambios de caudal inducidas en la capa inferior. Por lo tanto, la interpretación la

respuesta de la capa inferior es un problema de interpretación de una sola capa. Al igual

que con una sola capa pruebas de disposición, el modelo de yacimiento y los regímenes

de caudales dominantes primero deben identificarse.

El primer paso es calcular la presión y el flujo de las variaciones del tipo que se

producen después de que el estabilizado se establece tendencia y para generar una

historia de flujo aproximada de la capa. La Los valores de presión se normalizan

utilizando los correspondientes cambios de caudal. Un gráfico log-log de la tasa de

cambio de presión normalizada y su derivada con respecto a la función SFRCT se utiliza

para identificar el modelo y el régimen de flujo. Los parámetros del yacimiento

relevantes son entonces calculado utilizando parcelas especializadas de interpretación.

Estimación de parámetros inicial para las capas restantes

Una vez que se estableció un modelo satisfactorio de la capa más baja, la interpretación

procede con la siguiente capa por encima de ella. Durante este transitoria, la tasa de

flujo medido es el total acumulado de las dos capas.

Bajo estas circunstancias, el análisis de la presión y velocidad de flujo del pozo

acumulado ofrece aproximándonos a los valores "promedio" de k y s para el sistema de

dos capas. Inicial las estimaciones de los parámetros del yacimiento ki y si para próxima

a la capa más baja puede ser fácilmente computada a partir de las siguientes

relaciones:

9

khave = producto medio-permeabilidad espesor

s ¢ = pseudodaño medido

qt = caudal total

y i varía desde 1 hasta el número de capas.

El análisis secuencial continúa hasta que todas las capas se incluyen en la

interpretación proceso. En un depósito de tres capas, este método utiliza un modelo de

tres capas para estimar los parámetros de la capa superior recién agregado. El analista

asume que los parámetros para los dos capas inferiores son conocidos y busca los

parámetros de sólo la nueva capa, y así sucesivamente.

La desventaja de este método es que los errores se propagan como el análisis bottom-

up progresa, pero estos errores pueden ser corregidos durante el ajuste histórico

simultánea realizado en la etapa final de la interpretación LRT.

Verificación del modelo y sus parámetros-simultáneas ajuste histórico Una vez que el

modelo se identifica y una estimación inicial de los parámetros está disponible, el

siguiente etapa es el proceso de ajuste histórico simultánea. En este procedimiento, la

historia de la presión es utiliza como condición de frontera y la historia a juego se lleva a

cabo mediante la reproducción de los caudales observados.

También es válido utilizar velocidades de flujo de fondo de pozo o de superficie como la

condición de frontera y después coincidir con el historial de la presión. El uso de

mediciones de la presión o del caudal de superficie como el condición de contorno tiene

la ventaja añadida de proporcionar un límite medido continuamente condición durante la

grabación intermitente de las tasas de flujo de fondo de pozo.

El siguiente ejemplo corresponde a un campo severamente criticado, atravesado por

diques volcánicos que crean compartimentos del yacimiento, cuyo alcance es difícil de

evaluar debido a la la mala calidad de los datos sísmicos. Antes de embarcarse en un

10

proyecto de inyección de agua, el operador necesaria percepción de la extensión de los

compartimentos y los parámetros que controlan la embalse respuesta dinámica.

LRT se llevó a cabo en un pozo representante para determinar las presiones y las

propiedades de la capa y definir la geometría del bloque de fallo en el que el pozo está

situado. El depósito tiene cuatro capas, y la prueba estaba compuesta por cinco

transitorios. Como resultado de la prueba, los valores de kh, s y la formación de la

presión se obtuvieron para las cuatro capas. Además, la prueba indicada que el pozo se

encuentra en un canal y estableció la anchura del canal y la ubicación de la frontera más

cercana al pozo.

Historia de tasas de flujo correspondiente se ha realizado mediante la presión medida

como la frontera condición. La Figura 48A es una comparación de los perfiles de flujo

simulados y el flujo de fluido vertical distribución observada con el medidor de flujo de

registros de producción al final de cada transitorio.

La Figura 48B muestra la tasa de flujo frente a tiempo partido. La calidad de ambos

partidos contra- la profundidad y el tiempo indica que el modelo seleccionado y sus

parámetros describen adecuadamente el comportamiento dinámico del compartimiento

de depósito probado.

11

Figura 48A. Distribución del flujo de fluido en el extremo de cada transitorio en un depósito de cuatro

capas.

12

Figura 48B. Flujo partido tasa mediante la presión medida como la condición de frontera interior.

2.3. INTERFERENCE TEST

Medición contínua en un pozo de observación de la respuesta de presión causada por

un cambio del gasto (caudal) en otro pozo (activo).

13

Interpretación

Mètodo :

Ajuste de curva Tipo

Modelos de Flujo:

* Flujo Lineal

* Flujo Radial

* Flujo Esfèrico

14

15

Factores que complican el análisis de una prueba de interferencia:

* Ruido en la información

. Respuesta de presión pequeña

. Efectos de pozo (temperatura, segregación de fluidos, almacenamiento)

* Tendencia de presión

16

* Corta duración de la prueba

Estas se usan para determinar:

a. Conectividad del yacimiento. Transmisibilidad

b. Dirección de los patrones de flujo. Esto se hace mediante apertura selectiva de

pozos alrededor del pozo cerrado o en observación.

c. Capacidad de almacenaje (factor de almacenaje) = st = φ ct h

d. Determinación de la naturaleza y magnitud de la anisotropía. Se halla la

permeabilidad del yacimiento en todas sus direcciones y la dirección, θ, del

ángulo de anisotropía.

En yacimientos con contactos fluido-fluido, por ejemplo capa de gas, en la región de

interferencia, las pruebas múltiples podrían dar resultados erróneos o ilógicos debido a

las diferentes propiedades de los fluidos en las regiones.

2.4. PULSE TEST

17

Está técnica usa una serie de pulsos cortos de la rata de flujo. Los pulsos son periodos

alternantes de producción (o inyección) y cierre con el mismo caudal en cada

producción. La respuesta de presión a los pulsos se mide en el pozo de observación.

18

La principal ventaja de las pruebas de pulso estriba en la corta duración del pulso. Un

pulso puede durar unas horas o unos pocos días, lo cual interrumpe la operación normal

ligeramente comparado con las pruebas de interferencia.

tL (time lag), es el tiempo entre el fin del pulso y el pico de presión causado por el pulso.

ΔP, (amplitud). La distancia vertical entre la tangente a dos puntos picos consecutivos

y la línea paralela a esa tangente en el pico del pulso a medir.

Δtc, Ciclo del pulso. Tiempo desde el arranque hasta el fin del periodo de flujo.

Δtp, Periodo de cierre.

La convención de signos para ΔP es:

1. ΔP > 0 si q > 0 (pozo productor activo) , ΔP/q > 0

2. ΔP < 0 si q < 0 (pozo inyector activo), ΔP/q > 0

3. ΔP < 0 para picos impares

4. ΔP > 0 para picos pares

2.5. INJECTION WELL TESTING

En muchos embalses, el número de la inyección de pozos se acerca al número de

pozos productores, por lo que el tema de la prueba de los pozos es importante. Esto es

particularmente cierto cuando se están considerando o están en marcha proyectos de

recuperación terciaria. Cuando una entrada bien recibe un fluido caro, su capacidad de

aceptar que el fluido de manera uniforme durante un largo tiempo es importante para la

economía del proyecto de recuperación terciaria. En particular, aumentando el daño del

pozo debe ser detectado y corregido con prontitud.

La información disponible acerca de las pruebas y la inyección es mucho menos

abundante que la información sobre la producción de pruebas de pozos. Matthews y

Russell se resumen las pruebas de pozos de inyección, pero hacen hincapié en las

pruebas de caída. Pruebas Inyectividad rara vez se discute en la literatura, pero en

puede ser importante.

Pruebas de caída se trata más bien a fondo, sobre todo para sistemas relación de

movilidad unidad ápice. Gas - pruebas de pozos caída especialmente en asociación con

in - situ de combustión, también se ha discutido.

Inyección - pruebas bien transitoria y análisis son básicamente simple - siempre que la

tasa de movilidad entre el inyectado y los in - situ fluidos es acerca de la unidad.

19

Afortunadamente, esto es una aproximación razonable para muchos de inyección de

agua. También es una aproximación razonable en regadas - inyección de agua que

tenían inicialmente tasas de movilidad significativamente diferentes de la unidad, y

temprano en la vida de los proyectos de recuperación terciaria cuando tan poco fluido ha

sido inyectado que aparece sólo como un efecto de piel. Cuando la unidad - movilidad -

se satisface condición de relación, la inyección de pruebas de pozos para líquidos -

sistemas de llenado es análogo a la producción de pruebas de pozos.

La inyección es análoga a la de producción (pero la tasa, q, utilizado en las ecuaciones

es negativo para la inyección mientras que es positiva para la producción), por lo que

una prueba de inyectividad es paralela a una prueba de caída de presión.

El cierre de un dispositivo cause así la inyección en una caída de presión que es

análogo a una acumulación de presión. Las ecuaciones para la producción de pruebas

de pozos se aplica a pruebas de pozos de inyección, siempre y cuando se respeten las

convenciones de signos. La analogía se pondrá de manifiesto en las siguientes dos

secciones.

Cuando la unidad - movilidad - relación suposición no se cumple, la analogía entre la

producción de pruebas de pozos y pruebas de pozo de inyección no es tan disputado.

En esa situación, el análisis depende de los tamaños relativos de la Ribera agua y el

banco de petróleo; en general, el análisis sólo es posible cuando r ob> 10 r ub , efectos,

que pueden tener un efecto significativo en el análisis de la fractura, se discuten en la.

Embalses con inyección pozos pueden alcanzar verdaderas constantes - condiciones de

estado cuando la tasa total de inyección iguala la tasa de producción total. En esa

situación, o cuando se aborda la situación, las constantes - técnicas de análisis del

estado pueden ser útiles.

Análisis de la prueba de inyectividad en líquido - rellenas, unidad - embalses de relación

- de movilidad

Pruebas de inyectividad es la prueba de presión transitoria durante la inyección en un

pozo. Es análogo al drawdown pruebas, tanto para las tasas de inyección constante y

variable. Aunque a veces se llama `` buildup`` presión de inyección o simplemente ``

presión buildup`` preferimos utilizar el término `` testing`` inyectividad para evitar la

20

confusión con la producción - así prueba la acumulación de presión. Esta sección se

aplica a líquidos - embalses llenos de movilidad del fluido inyectado esencialmente igual

a la movilidad de la in - situ fluido. Si la unidad - movilidad - condición de relación no se

cumple, los resultados de los análisis mediante técnicas de esta sección pueden no ser

válidos.

Incluso en esa situación, si el radio de Investigación no es más allá del agua (inyectada -

fluido) banco, análisis válido se puede hacer para la permeabilidad y la piel, pero no

necesariamente para la presión estática del yacimiento.

Ilustración A muestra un horario y presiones sobre el tipo de respuesta ideal para las

pruebas de inyectividad. El pozo se cierra inicialmente en la presión y se estabiliza a la

presión inicial del yacimiento, pi. En el tiempo cero, la inyección comienza a tasa

constante, q. Ilustración A enseña la convención de que q <0 para inyección. Es

aconsejable controlar la velocidad de inyección cuidadosamente (variable - análisis de la

velocidad) se pueden aplicar si la tasa varía significativamente.

Desde la unidad - mobiblity - pruebas de pozos de inyección relación es análoga a la

producción de pruebas de pozos, los métodos de análisis de reducción y múltiples - la

prueba de frecuencia se pueden aplicar directamente a la inyección de pruebas de

pozos. Por supuesto, mientras que la presión en un pozo de producción disminuye

durante la reducción, la presión en un pozo de inyección aumenta durante la inyección.

Esa diferencia se contabiliza en los métodos de análisis mediante el uso de q <0 para

inyección y q> 0 para la producción.

Para la constante - test inyectivity tasa, la parte inferior - la presión de inyección de

huecos está dada por la ec. :

pwf = p1hr + mlogt

La anterior ecuación indica que a una presión de fondo - la presión de inyección de

orificios vs el logaritmo del tiempo de inyección debe tener una recta - sección de la

línea, p1hr; la pendiente es m y está dada por la ec.:

m = (- 162.6qBμ) / kh

21

Como en las pruebas de caída de presión, el almacenamiento del pozo puede ser un

factor importante en las pruebas de pozos de inyección. A menudo, la presión del

depósito es lo suficientemente baja, de modo que existe una superficie libre del líquido

en el cierre - en el pozo. En ese caso, el coeficiente de almacenaje del pozo puede

esperar que sea relativamente grande.

Por lo tanto, se recomienda que todos los análisis de la prueba de inyectividad se inicia

con el registro (pwf - pi) vs log t tramo donde la duración de los efectos de almacenaje

del pozo puede estimarse, los efectos del pozo pueden aparecer como una línea recta

semilog en el pwf vs log t parcela; si se analiza dicha línea, se obtendrán valores bajos

de permeabilidad y factor de daño calculado se desplazarán en la dirección negativa.

Ecuación se puede utilizar para estimar el principio de la línea recta:

t> (200.000 + 12,000s) C / ((ku / μ))

Una vez determinada la línea recta semilogarítmica, la permeabilidad del yacimiento se

estima a partir ec.:

Ilustración A

k = (- 162.6qBμ) / mh

Factor de daño se estima con eq.:

s = 1.1513 [(p1hr-pi) / m-log (k / (∅μct rw ^ 2)) + 3.2275]

22

2.6. DRILL STEM TEST

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.Propósito1. Tomar una muestra del fluido del yacimiento.2. Establecer la probabilidad de comercialidad. Normalmente se corre en pozos exploratorios y algunas veces en pozos de avanzada si la formación es muy heterogénea.3. Determinar las propiedades de la formación y el daño. Estos podrían usarse para estimar el potencial de flujo del pozo.Además de proporcionar una muestra del tipo de fluido en el yacimiento, un buen DST da una indicación de la rata de flujo, una medida de las presiones estáticas y de flujo y una prueba transitoria corta. Un DST puede en ciertos casos detectar barreras, si éstas son cercanas al pozo: fallas, discontinuidades, frentes de inyección, etc. Y servir para la determinación de la presión inicial o la presión promedia.Usos de los datos DST1) Descripción del yacimiento2) Un volumen recuperado. Cartas de tiempos de flujo y cierre y presiones de fondo vs. TiempoInformación calculada de un DSTk, s y radio de investigación, distancia a fallas y presión promedia (si el tiempo de prueba lo permite).Componentes de la herramientaLos principales componentes de una herramienta DST (ver Fig. 4.1), junto con sus respectivas funciones, son mostradas a continuación:Ancla: Sostiene el empaque en el lugar correcto y saca cortes o basuras que pueden taponar el equipo.Registradores de Presión: Normalmente son dos. Proporcionan un registro completo de lo que pasa en el pozo.Empaque: Puentea o separa el pozo en el punto inmediatamente sobre a la zona a probar.Válvula Igualadora de Presión (By-Pass): Permite al lodo fluir hacia abajo a través del empaque al final de la prueba. Iguala las presiones arriba y abajo de la herramienta haciendo fácil la sacada de la herramienta.Válvula Retenedora (Probadora): Previene la entrada del lodo a la sarta de perforación mientras se baja la herramienta. Retiene la muestra de fluido cuando se saca el equipo.

23

Proceso de pruebaDST ConvencionalA) Mientras se baja la herramienta el empaque se colapso permitiendo elevar el

nivel del lodoB) Una vez llegado al objetivo se fija el empaque (compresión y expansión) para

aislar la zona inferior del resto del pozoC) Se opera la válvula revendedora de modo que la zona aislada se expone a la

baja presión dentro de la sarta vacía. Causa que los fluidos de la formación entren a la sarta

D) Al final de la prueba la válvula retenedora se cierra atrapando cualquier fluido sobre ella. Se abre la válvula igualadora para equilibrar presiones

E) Se reduce el peso y se libera el empaqueF) Se retira la sarta. Se invierte la prueba mediante el cierre de las preventoras e

inyección de lodo por el anular.

Prueba Straddle Packer. Aislar completamente una zona.

24

Cartas de presión dst

DST Convencional

1) Captura de agua dentro de la sarta. Razones : reducir la presión de colapso de la sarta y reducir la presión diferencial en la formación y a través de los empaques cuando se para la herramienta

2) Bajando la herramienta. La curva es ocasionada por el incremento del peso de lodo

3) Máxima presión hidrostática

4) Se crea extra presión para fijar el empaque

5) Se abre la válvula de prueba. Se libera presión debajo de los empaques

6) Periodo de flujo de la formación a la sarta. Al entrar más fluido se incrementa la presión hidrostática

7) Se cierra la válvula de prueba y da lugar a una prueba de restauración de presión.

8) Se abre la válvula igualadora para equilibrar presiones debajo del empaque.

9) Se libera el empaque.

10) Se saca la herramienta.

25

DST Seco. Formación completamente impermeable (Lutitas). No hay flujo.

Ver línea discontinua en la Fig. 4.4.

Condiciones Pobres en el Pozo. Ver Fig. 4.4.

1) Raspado de la torta

2) Taponamiento de la ancla perforada o la válvula de prueba

3) Arrastre o sacadas debido a condiciones pobre del pozo

Pruebas de Flujo Múltiple. Ver Fig. 4.5.

Fig. 4.3. Esquema DST Seco

Metodo de horner

1) Obtenga los puntos de presión de las cartas DST

2) Grafique P-vs-(tp+Δt)/Δt (gráfico Horner); Calcule k

26

2.7. FALL OFF TEST

Estas pruebas se efectúan con el fin de obtener:

27

Permeabilidad promedia en el área de drene del pozo

Volumen poral del yacimiento

Determinar heterogeneidades (en el área de drenaje)

Lo que directamente se obtiene es:

Transmisibilidad

Volumen poroso por compresibilidad total

Como se hace una prueba de declinación de presión

a. Se cierra el pozo por un periodo de tiempo suficiente para alcanzar la

estabilización en todo el yacimiento (sino hay estabilización probablemente se

requiera una prueba multitasa).

b. Se baja la herramienta a un nivel inmediatamente encima de las perforaciones

(Mínimo la herramienta debe tener dos sensores para efectos de control de

calidad de los datos).

c. Abrir el pozo para producir a rata constante y registrar continuamente la Pwf.

La duración de una prueba de declinación puede ser unas pocas horas o varios días,

dependiendo de los objetivos de la prueba y las características de la formación.

Pruebas de declinación extensas o pruebas límite (reservoir limit tests, RLT) se corren

para delimitar el yacimiento o estimar el volumen de drene del pozo. Otros objetivos son:

Hallar k, s, WBS, φ, forma del yacimiento y tamaño del yacimiento.

Idealmente, el pozo se cierra hasta que alcance la presión estática del yacimiento antes

de la prueba. Este requisito se consigue en yacimientos nuevos, pero a menudo es

difícil o impráctico de lograr en yacimientos viejos o desarrollados. Este tipo de pruebas

se analizan mediante pruebas multitasa.

3. BIBLIOGRAFIA

Meyer & Associates, Inc. (2008). Meyer Fracturing Simulators. Sixth Edition.

Printed in the United States of America.

John Lee. “Well Testing”. SPE textbook series Vol. 1. 1982

28

Horne, R.N. Modern Well Test Analysis. Petroway Inc., Palo Alto, CA., 1990.

Tiab, D, and Kumar, A. “Application of the PD’ function to Interference Analysis”,

JPT, Agst. 1980, p. 1465-1470.

Sabet, M. A.: Well Test Analysis, Gulf Publishing Company, Houston, TX, 1991.

Streltsova, Tatiana D.: Well Testing in Heterogeneous Formations. John Wiley &

Sons, Houston, TX, U.S.A.1989, 413 pp.

Well Test Interpretation SCHLUMBERGER 2002

Analisis Moderno de Presiones de Pozos

Chaudhri_-_Oil_Well_Testing_Handbook

29