Interpretacin de pruebas de presin
Profa. Varinia Marcano
Tipos de Pruebas de Presiones
Restauracin de Presin (Build-Up)
Pruebas de Arrastre (Draw-down)
Pruebas de Produccin (DST)
Disipacin de Presin (Fall-Off Test)
Interferencia (Interference Test)
Pulso (Pulse Test)
Pruebas de Formacin (RFT, MDT)
IDENTIFICACIN DE REGMENES DE FLUJO USANDO
LA CURVA DERIVADA
Un DST provee un medio para la estimacin de la formacin y las propiedades de los
fluidos antes de la completacin del pozo. Bsicamente, la DST es una completacin
temporal de un pozo. La herramienta del DST es un arreglo de paquetes y vlvulas
localizados al final de la tubera de perforacin. Este arreglo puede ser usado para aislar
una zona de inters y dejar que produzca dentro de la tubera. Una muestra de fluido es
obtenida en la prueba, de este modo, la prueba nos puede decir los tipos de fluidos que el
pozo producir si es completado en la formacin probada.
Con las vlvulas de superficie en el dispositivo del DST, es posible tener una secuencia de
los periodos de flujo seguidos por los periodos de cierre. Un medidor de presin en el
dispositivo DST puede medir presiones durante los periodos de flujo y de cierre. Las
presiones medidas durante los periodos de cierre pueden ser particularmente importantes
para la estimacin de las caractersticas de la formacin as como el producto
permeabilidad/espesor y factor de dao. Esta data tambin puede usarse para determinar
la posible presin de agotamiento durante la prueba
Pruebas de Produccin (DST)
Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presin en el
fondo del pozo en funcin del tiempo. La teora supone una tasa de inyeccin constante
antes de cerrar al pozo.
Con esta prueba es posible determinar :
- Las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector,
- Permite dar un seguimiento de las operaciones de inyeccin de agua y recuperacin
mejorada.
- estimar la presin promedio del yacimiento,
-medir la presin de ruptura del yacimiento,
-determinar fracturas,
-determinar si existe dao en la formacin, causado por taponamiento, hinchamiento de
arcillas, precipitados, entre otras,
- determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado, utilizada para
pronsticos de inyeccin
Disipacin de Presin (Fall-Off Test)
INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE
RESTAURACIN DE PRESIN
Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presin de fondo
durante un periodo de tiempo, luego de cerrar el pozo despus de haber
estado fluyendo a una tasa constante estabilizada.
Se utiliza para hallar:
-Presin esttica promedio en el rea de drenaje o yacimiento (Pi).
-Permeabilidad promedio en el area de drenaje (k).
-Efecto Skin (s).
-Presencia de Lmites o heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras
estratigraficas).
- Interferencia o comunicacin entre pozos / fallas
ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS
DE RESTAURACIN DE PRESIN
La presin promedio de un yacimiento, P es utilizada para caracterizar al
yacimiento y se define como la presin que tendra ste si se cierran todos los
pozos por un perodo de tiempo largo.
Horner present un mtodo para estimar la presin promedio o inicial en un
yacimiento, el cual provee estimados reales de presiones promedios para
pruebas con perodo de produccin pequeo, tales como pruebas de
produccin con tubera de perforacin (drill stem test).
Horner estableci, sin embargo, que la tcnica de extrapolacin (p*) no es
aplicable para sistemas cerrados.
Presin promedio
Estimacin de Horner
Recta semilogaritmica de Horner
Pws
o
P*
La prueba requiere que el pozo
produzca con una tasa estabilizada
durante un cierto tiempo de flujo
(Tp), para lograr una distribucin
homogenea en la presin antes del
cierre.
Al cerrar el pozo se mide la presin
de fondo (Pwf @ t=0) y seempieza a medir en funcin del
tiempo de cierre (t).
INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE
RESTARURACIN DE PRESIN
El tiempo de flujo (Tp) se define asi:
Tp = Np / Qo
Donde.
Np: Petroleo acumulado por el pozo antes del cierre, Bn
Qo: Tasa de flujo estabilizada antes del cierre, Bn/dia
En una forma similar que para el caso de drawdown, se establece que para el flujo
de estado no estable (Trasiente) se cumple la siguiente ecuacin (Ecuacin de
Horner, 1951):
Donde:_
Pws: presin de fondo durante la restauracin o cierre, Lpc
t: tiempo de cierre, horas
INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE
RESTARURACIN DE PRESIN
La ecuacin de Horner sugiere que la relacin entre Pws y (Tp+ t )/ t es una lnea recta en escala semi-log
Donde:
INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE
RESTARURACIN DE PRESIN
La presin inicial se puede estimar al extrapolar el tiempo de cierre t para valoresmuy grandes (t Infinito) para un t muy grande , la relacin [(Tp + t)/ t]tiende a 1. esta suposicin solo es valida si el pozo es cerrado cuando el
yacimiento posse poco tiempo de produccin.
El efecto Skin puede ser estimado mediante una formula similar a la de
Drawdown:
Donde:
Pwf @ t=0: Presin de fondo inmediatamente antes del cierre, LpcP1h: Presin leda de la recta en grafico de Horner @ t=1 hr, LpcM: Pendiente de la recta en grafico de Horner, lpc/ciclo
INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE
RESTARURACIN DE PRESIN
La caida de presin relacionada con el efecto skin (tskin) se estima con lasiguiente formula:
La eficiencia de flujo (EF) se define similarmente que para Drawdown:
Donde la Pwf es la presin de fondo fluyente registrada inmediatamente antes del
cierre y P* es la presin leida de la tendencia lineal (periodo transiente) para un
t=infinito [(Tp + t)/ t] =1.
INTERPRETACIN DE PRUEBAS DE
RESTARURACIN DE PRESIN
En 1954, Matthews, Brons y Hazebroeck presentaron una tcnica (MBH) para
estimar la presin promedio de un yacimiento a partir de pruebas de
restauracin de presin en regiones de drenaje cerradas.
La tcnica MBH provee una manera de estimar P para un pozo en cualquier
posicin dentro de una gran variedad de formas de reas de drenaje.
Para usar este mtodo, se divide el yacimiento objeto de estudio en reas de
drenaje para cada pozo.
Una vez conocida el rea y la forma del rea de drenaje de un pozo, la
estimacin de la presin volumtrica promedio por el mtodo de MBH deber
hacerse a partir de la presin p* de Horner.
Mtodo MBH
ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS
DE RESTAURACIN DE PRESIN
ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS
DE RESTAURACIN DE PRESIN
Procedimiento:
1.- Conocida el rea de drenaje del pozo y la forma de esta se calcula el tiempo
adimensional de produccin (TpDA)
2.- Con el valor de TpDA y utilizando la grafica del mtodo obtenemos
.
3.- Con el valor de obtenemos la presin promedio a travs de la siguiente ecuacin:
Donde:
Pi= Extrapolando en la grafica semilog
= Gfica del mtodo
m = Grafica semilog
Mtodo MBH
ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS
DE RESTAURACIN DE PRESIN
1. Requiere informacin slo de la zona intermedia.
2. Aplica a una gran variedad de reas de drenaje.
Ventajas
1. Requiere conocer la forma y el tamao del rea de drenaje.
2. Estima parmetros del yacimiento (roca y fluido) que no
siempre son conocidos ( , Ct) con exactitud.3. La figura apropiada debe seleccionarse de acuerdo con la forma del
yacimiento y la localizacin del pozo en el yacimiento.
Desventajas
Ventajas y Desventajas del Mtodo MBH
ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS
DE RESTAURACIN DE PRESIN
b) MDH (Miller - Dyes - Hutchimsou)
Consiste en una tcnica para rea de drenaje circular o cuadrada a partir de datos de un
grafico Pws vs t, conocido como grafico MDH.
Procedimiento:
1.- Conocida el rea de drenaje, se construye el grafico MDH. Escoger cualquier punto
sobre la recta y lea sus coordenadas Pws(supuesto) y t(supuesto).
2.- Se calcula el tiempo adimensional en funcin t(supuesto).
3.- En la figura del modelo, determine correspondiente a
.
4.- Se calcula la presin promedio del yacimiento a partir de la siguiente expresin:
ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS
DE RESTAURACIN DE PRESIN
(P - Pw)
ESTIMACIN DE LA PRESIN PROMEDIO EN PRUEBAS
DE RESTAURACIN DE PRESIN
t Pws P-Pws P-Pws P-Pws
- - 3000- Pwsi 2800- Pwsi 3200- Pwsi
- - - - -
- - - - -
- - - - -
c) Muskat: consiste en construir un grafico log (P-Pws) vs t. Es un mtodo deensayo y error.
Las curvas tipo se obtienen a partir de soluciones a las ecuaciones
de flujo en el medio poroso bajo condiciones de borde e iniciales
especficas.
Generalmente se expresan en trminos de una presin adimensional
vs. un tiempo adimensional.
Dependiendo de la complejidad del modelo de interpretacin, se
pueden generar una o ms familias de curvas.
Las curvas tipo describen el comportamiento completo del modelo
de interpretacin correspondiente al pozo y al yacimiento e incluye
los distintos regmenes de flujo que dominan sucesivamente durante
la prueba, lo cual permite corroborar que con las curvas tipo se
obtienen los parmetros del pozo y del yacimiento en una prueba de
presin.
Curvas Tipo
CURVAS TIPO DE GRINGARTEN
Esta curva es la base del anlisis moderno de pruebas de
presin.
La presin adimensional PD se grafica en funcin de TD / CD
con el parmetro CDe2s, el cual identifica cada una de las
curvas.
Estas curvas sirven para identificar la duracin de los efectos
de almacenamiento y dao, permite el clculo del tiempo de
inicio del rgimen radial de flujo lnea recta semilogartmica.
Tambin permiten determinar la condicin del pozo (daado,
estimulado, fracturado).
Grfico de las curvas tipo Gringarten
Curvas Tipo de Bourdet o Derivadas
CDe2s
Curvas Tipo Combinadas
Efectos de Almacenamiento
Respuesta ideal del pozo
Respuesta actual del pozo
Respuesta actual de un pozo
sin efectos de almaacenamiento,
pero con factor de dano
Respuesta actual de un pozo
con efectos de almaacenamiento,
pero sin factor de dano
Curvas Tipo Combinadas
Comportamiento de las curvas tipo y la derivada
Ajuste con tres modelos
Caractersticas de la curva derivada
IDENTIFICACIN DE REGMENES DE FLUJO
USANDO LA CURVA DERIVADA
El procedimiento ms eficiente de anlisis es comenzar por
identificar un modelo de interpretacin para evaluar los
parmetros del pozo y del yacimiento mediante un anlisis de
curva tipo y luego, validar los resultados con los anlisis de
lnea recta, cuando los mismos sean aplicable.
Suponiendo que la prueba ha sido bien diseada de manera
que el alcance de los datos de esta es adecuado, el modelo de
interpretacin se puede determinar con una exactitud
razonable.
Esto significa en trminos de descripcin de yacimientos que
puede no ser nico.
Procedimiento de anlisis
IDENTIFICACIN DE REGMENES DE FLUJO USANDO
LA CURVA DERIVADA
Se debe encontrar el modelo de interpretacin, que presente mejor el
comportamiento dinmico del pozo y del yacimiento durante la
prueba. Este debe identificarse, pues es difcil predecirlo a partir de
informacin esttica.
La manera ms fcil de identificar un modelo de interpretacin es usar
la derivada de la presin con respecto al logaritmo natural de alguna
de tiempo de la prueba.
El grfico de la curva derivada posee caractersticas particulares para
el modelo de interpretacin que son fciles de reconocer.
Las posibilidades son:
- Un mximo
- Un mnimo
- Un perodo de estabilizacin
- Una tendencia hacia arriba o hacia abajo
Recomendaciones
IDENTIFICACIN DE REGMENES DE FLUJO USANDO
LA CURVA DERIVADA
Respuesta de presin de yacimientos que exhiben un
comportamiento homogneo
Grficos tpicos
Pozo en yacimiento
con frontera externa
cerrada
Pozo cercano a
una falla
impermeable
Pozo cercano a
una frontera de
presin constante
Respuesta de presin de yacimientos que exhiben un
comportamiento de doble porosidad