ANALISIS DE PRESIONES

FACULTAD DE CIENCIAS EXACTAS Y TECNOLOGÍA Unidad de postgrado – U.A.G.R.M.

PRUEBAS DE FORMACION GRUPO Nro 4 Integrantes:

Alejandro Escobar Velarde Jose Clemente Ortega Salaza Ayrton Rodriguez Soto Valentino Tapia Quintanilla Roy Alberto Guerrero Suarez

Docente:

Ing. Celestino Arenas Martínez

Ingeniería Petrolera PRUEBAS DE PRODUCCION

GRUPO # 4

Fecha:

2 de Marzo del 2016

INDICE

1. Introducción 1.1 Análisis de presión……………………………………………………………….4 1.2 Pruebas de presión………………………………………………………………4 2. Objetivos……………………………………………………………………………..6 2.1 Objetivo general………………………………………………………………....6 2.2 Objetivos específicos.…………………………………………………….…….6 2.3 Objetivos según el tipo de pozo………………………………………….……6 3. Información obtenida de las pruebas de presión…………………………….6 4. Finalidad de una prueba de presión…………………………………………….7 5. Funciones de una prueba de presión………………………………………..….8 6. Planificación de pruebas de presión…………………………………………....8 7. Aspectos importantes de las pruebas de presión (método de Horner).....9 8. Tipos de pruebas de presión…………………………………………………...13 9. Restauración de presión (Build Up Test)…………………………………..…14 10. Declinación de presión (Draw Down Test)………………………………..….19 11. Pruebas de formación (Drill Stem Test)……………………………………....21 12. Pruebas de interferencia de pozos………………………………………….....30 13. Pruebas multitasa……………………………………………………………....…32 14. Pruebas de pulso…………………………………………………………….…....36 15. Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (Fall off test)…..39 16. Información obtenidas de las pruebas de presión……………………….…49 17. Aplicaciones prácticas…………………………………………………….……..49 18. Conclusiones………………………………………………………………….…...50 19. Bibliografía……………………………………………………………………....….51

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RESEÑA HISTÓRICA DE LAS PRUEBAS DE POZOS La idea original de analizar los datos de presión versus tiempo de un pozo produciendo o cerrado para obtener información de los estratos productores apareció primero en la hidrología. Los hidrologistas estaban interesados principalmente en el comportamiento del flujo de agua subterráneo a través de grandes acuíferos.

1937, Muskat estudió el problema más enfocado hacia los yacimientos de hidrocarburos; el comportamiento eventual de la presión estática de un pozo cerrado de un yacimiento. Cuando se comparó a la presión inicial del yacimiento, la presión estática estimada podía ser usada para calcular el petróleo producido al tiempo de la prueba. Horner, en 1951 identifica fallas geológicas y presenta el primer método para determinar presión estática del yacimiento. En 1953 Van Everdingen y Hurst, introducen el efecto de daño (s). En 1955 Perrine, presentó una revisión de los trabajos de Horner y MDH, y propuso un nuevo método para análisis de pruebas de presión para flujo multifásico. La determinación de la presión inicial y el área de drenaje del yacimiento proporcionan la información necesaria para determinar el petróleo original en sitio (P.O.E.S.).

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1.- INTRODUCCIÓN Las pruebas de presión, son una herramienta técnica clave en la industria hidrocarburífera y es uno de los métodos más importantes disponibles para los ingenieros de yacimientos. Utilizadas para monitorear y proveer la información que nos proporcionen las características del reservorio, tales como permeabilidad, compresibilidad, tamaño del yacimiento, comunicación entre pozos y fallas. Prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. A menudo se usa una prueba de pozo como la tecnología principal para monitorear el desempeño de tales inversiones o para diagnosticar comportamientos no esperados de pozo o reservorio. Estos resultados son usados para tomar decisiones de inversiones, por ejemplo para proyectos de mantenimiento de presión o de recuperación secundaria en un campo. 1.1.- Análisis de pruebas de presión Es indispensable para la predicción de su comportamiento de producción. En la producción del yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de las condiciones de los pozos productores. Las pruebas hechas en pozos deben ser diseñadas, realizadas y evaluadas de acuerdo con la información que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones existentes. 1.2.- Las pruebas de presión: Es el proceso en el cual se somete el pozo a un impulso el cual produce un cambio en la tasa de flujo y se mide su respuesta, es decir un cambio de presión. La respuesta del yacimiento está determinada por parámetros tales como: la permeabilidad, factor de daño, coeficiente de acumulación en el pozo, distancia a los bordes, entre otros. Es una herramienta utilizada para caracterizar al sistema pozo – yacimiento, ya que los cambios presentes en la producción generan disturbios de presión en el pozo, en su área de drenaje y esta respuesta de presión depende de las características del yacimiento. Las propiedades del yacimiento son determinadas a través de pruebas de pozos, utilizando mediciones de dos variables tasa de producción o presión.

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Basados en el entendimiento de la física de yacimientos, se desarrolló un modelo matemático que relaciona los parámetros de yacimiento con la respuesta del pozo. Para ello se introduce un disturbio o perturbación en el yacimiento, cambiando una de las dos variables en la mayoría de los casos la (tasa de flujo) y se registran sus consecuencias sobre la otra variable que es la (presión). La característica del comportamiento de la presión en función del tiempo obtenida como resultado, muestra las propiedades del yacimiento. En consecuencia, cuando cotejamos la respuesta del modelo a la respuesta medida del yacimiento podemos inferir que los parámetros del modelo son iguales a los parámetros del yacimiento. Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.

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2.- OBVETIJOS 2.1.- Objetivo General. La identificación de los factores afectantes de la interpretación de las pruebas de presión y la aplicación de la información obtenida para la caracterización de yacimientos. 2.2.- Objetivos Específicos de Las Pruebas De Pozos:  Definir pruebas de Presión  Identificar los diferentes tipos de pruebas de pozos  Describir los diferentes tipos de pruebas de presión  Discriminar factores que afectan la interpretación de  Aplicar la información obtenida de pruebas de presión para la caracterización de yacimientos 2.3.- Objetivos según el tipo de pozo Pozo exploratorio: son para confirmar la existencia de hidrocarburos, el tipo de fluidos, las propiedades del yacimiento y para establecer un primer pronóstico de producción. Pozo delimitador: confirman la productividad del pozo, sus fronteras y los mecanismos de empuje del mismo. Pozo de desarrollo: a fin de ajustar la descripción del yacimiento y para evaluar la necesidad de la aplicación de un tratamiento en él. Estas pruebas son más beneficiosas cuando se realizan en la etapa de exploración. Descubrir nuevas reservas o prevenir la completación de pozos secos es de los principales objetivos de una prueba.

3.- INFORMACIÓN OBTENIDA DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN. Pueden ser usadas para obtener: 1. La presión promedio del yacimiento del área de drenaje. 2. Permeabilidad de la formación.

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3. Determinar el grado de daño a la formación durante la perforación y completación del pozo. 4. Cuan efectivo o eficiente ha sido una estimulación o tratamiento del pozo. 5. El grado de conectividad entre pozos. 6. Estructura geológicas. Los datos de presión, cuando se combinan con datos de producción de petróleo y agua con datos de laboratorio, de propiedades de las rocas y de los fluidos, constituyen un medio para estimar el petróleo original in situ y el petróleo que puede ser esperado del yacimiento bajo diversas formas de producción. 4.- Finalidad de una prueba de presión La finalidad de la prueba de presión, consiste en un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas características del yacimiento de manera indirecta. Se causa una perturbación en el yacimiento, se miden las respuestas y se analizan los datos que constituyen el período de flujo transitorio. Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.

Algunas veces la prueba se lleva a cabo para saber si hay suficiente hidrocarburo que justifique los costos de desarrollos de nuevos campos. Aunque las pruebas de pozos puedan ocasionar gasto de tiempo, bien vale el esfuerzo por la información que de las mismas se obtienen.

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5.- Funciones de una prueba de presión 1. Obtener propiedades y características del yacimiento como: Permeabilidad Presión estática del yacimiento. 2. Predecir parámetros de flujo como: Límites del yacimiento (fallas, fracturas). Daño de formación. Comunicación entre pozos. Durante la vida productiva del yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de las condiciones de los pozos productores.

6.- Planificación de pruebas de presión El diseño de una prueba es el primer paso en su planificación. Muy frecuentemente, planificaciones inadecuadas traen como consecuencia problemas y errores costosos. Para que la planificación sea diseñada en función de captar la mayor cantidad de información posible en la prueba. Entre la información preliminar que se debe reunir, se tiene:  Historia de producción  Data sísmica, mapas estructurales (geología)  Información sobre operaciones de perforación  Registro de toma de núcleos Si se conoce la historia de un sistema pozo-yacimiento, los planes futuros para las pruebas pueden permitir que se logren todos los objetivos planteados. Durante la planificación se deben definir los parámetros y procedimientos para obtener los datos ya que estos garantizan un resultado satisfactorio al analizarlos. Es importante tomar en consideración los siguientes aspectos: 

Estimar el tiempo de duración de la prueba.



Estimar la respuesta de presión esperada.



Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones. 8

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

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Tener claras las condiciones del pozo.

Se deben determinar las condiciones operacionales las cuales dependen de: 

Tipo de pozo (productor o inyector).



Estado del pozo (activo o cerrado).



Tipo de prueba (pozo sencillo o pozos múltiples).



Declinación, restauración, tasas múltiples.



Presencia o no de un sistema de levantamiento (requerimientos de Completación)

7.- ASPECTOS IMPORTANTES DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN Método grafico de Horner.

Los datos de incremento de presión de una prueba DST son estudiados como cualquier otro dato de presión, en este tipo de pruebas, el periodo de flujo tiene la misma duración que el periodo de cierre, y por esto, los datos del incremento de presión deben analizarse mediante el análisis del comportamiento gráfico de la presión de fondo fluyente (Pwf) contra el logaritmo del periodo de tiempo [(𝑡𝑝+𝛥𝑡)/𝛥𝑡]. El símbolo tp indica la duración del periodo de flujo; sin embargo, si el periodo inicial de flujo es muy largo, es más acertado de usar la suma de la duración total del periodo de flujo para considerar tp, para el periodo final de incremento de presión. Si el periodo final de cierre es lo suficientemente largo y si el efecto de almacenamiento del pozo no es dominante, el comportamiento de la gráfica de Horner de incremento de presión debe tener una sección de una línea recta con pendiente (m), el valor de m puede ser utilizado para estimar la permeabilidad.

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Primeramente calculamos la pendiente m 𝑚=

𝑃2 − 𝑃1 #𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠

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El espesor de la formación (h) debe considerar el espesor total de la zona productiva el cual debe ser determinado por un análisis logarítmico. Si el espesor neto (h) no está disponible, el término kh o la capacidad de flujo de la formación es determinado mediante:

Si todos los parámetros del yacimiento son desconocidos, la transmisibilidad (𝑘�/𝜇𝑜𝛽𝑜) es calculada por la expresión:

El gasto normalmente utilizado es el promedio sobre tp. En muchas ocasiones los datos de una prueba DST resultan afectados por el factor de daño a la formación, por lo tanto el efecto de la restricción del flujo causada por la zona dañada debe ser tomado en cuenta para un análisis específico de la prueba. Hay varias formas de cuantificar daño o estimulación en un pozo en operación (productor o inyector). El método más popular es el de representar una condición del pozo mediante una caída de presión en estado estable que ocurre en la cara del pozo, adicional a la caída de presión transitoria en el yacimiento que ocurre normalmente.

El factor de daño es estimado por la siguiente ecuación empírica para obtener un valor a dimensional (s) el cual denota al factor de daño:

El factor de daño es muy útil para comparar el grado de daño entre pozos dañados; este factor puede ser utilizado para decidir sobre las acciones necesarias para corregir o disminuir el daño. La caída de presión adicional, se llama “efecto de daño” y toma lugar en una zona Infinitesimalmente delgada: “zona de daño”.

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Algunos factores causantes de daño son: 1. Invasión de los fluidos de perforación 2. Penetración parcial del pozo 1. Completamiento parcial 2. Taponamiento de las perforaciones 3. Precipitación orgánico/Inorgánica 4. Densidad de perforación inadecuada o perforación limitada 5. Crecimiento bacteriano 6. Dispersión de arcillas 7. Presencia de torta y cemento 8. Presencia de alta saturación de gas alrededor del pozo

Donde la caída de presión a través del área de daño es calculada como:

Con esta prueba también se puede determinar la relación de la productividad del pozo con o sin presencia del efecto skin Se definen los índices de Productividad Ideal y Real:

Donde:

Se define la Eficiencia de Flujo (EF):

La Eficiencia de Flujo es una medida de cuanto ha afectado el efecto skin la productividad del pozo. Este efecto puede ser tanto para estimular o “dañar” el pozo. Si EF >1 se tiene un Δps 0 (pozo dañado) 12

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En el caso en que EF=1, no existe efecto skin (S=0)

La presión promedio o inicial pueden ser estimados mediante el cálculo de P*

Sin embargo, no son requeridas correcciones debido a la forma del yacimiento puesto que un DST tiene corta duración. Así, generalmente para un DST: 

*P ≅ Pi Para una frontera con presión constante o;



P ≅ P* para un yacimiento finito

Almacenamiento (wbs=wellbore storage) Es el flujo continuado de la formación hacia el pozo después de que el pozo ha sido cerrado para estabilización. Se le denomina también postflujo, postproducción, postinyección, carga o descarga. En pruebas de declinación ocurre descarga (unloading). El flujo ocurre por la expansión de fluidos en el pozo. En pruebas de restauración de presión ocurre postflujo. El almacenamiento no es muy significante en la porción de restauración de un DST puesto que el pozo se cierra cerca a la cara de la formación.

8.- TIPOS DE PRUEBAS DE PRESIÓN. o Restauración de presión (Build Up Test) o Declinación de presión (Draw Down Test) o Pruebas de formación (Drill Stem Test) o Pruebas de interferencia de pozos o Pruebas multitazas o Pruebas de pulso o Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (Fall off test)

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9.- PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP TEST) La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la presión en el estado transitorio. Básicamente, la prueba es realizada por un pozo productor a tasa constante por cierto tiempo, cerrando el pozo (usualmente en la superficie) permitiendo que la presión se restaure en el pozo, y recordando que la presión (usualmente hoyo a bajo) en el pozo es una función del tiempo. A partir de esta data, es frecuentemente posible estimar: a) Presión estática promedio en el área de drenaje o yacimiento (Pi) b) La permeabilidad de la formación y la presión del área de drenaje actual. c) Caracterizar la condición del pozo (el daño o estimulación) d) Detectar las heterogeneidades y los límites del yacimiento e) Interferencia o comunicación entre pozos / fallas Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre Δt, la presión registrada de fondo alcanza el valor estático Pe (presión estática) El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático de Pe. PΔt ≤ Pe Dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el tiempo de cierre se incrementa PΔt se aproximara a Pe.

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Pruebas de restauración de presión “Build up test”.

Veámoslo de forma gráfica. Lo primero estabilizamos nuestro pozo a una tasa de producción constante, el tiempo que se colocara la producción constante del pozo dependerá de la prueba generalmente el pozo produce a una tasa constante en un periodo que va de 12 a 24 horas o hasta que se alcance una presión estable de fondo fluyente.

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Una vez alcanzado el tiempo estimado cerramos el pozo y llevamos la tasa a cero, una vez en cero el pozo se mantendrá cerrado hasta que la presión de fondo iguale a la presión estática del yacimiento.

Observemos el comportamiento de la gráfica de presión con respecto al tiempo, una vez que colocamos a producir nuestro pozo a una tasa constante la presión ira cayendo paulatinamente hasta alcanzar una presión estabilizada.

Cuando lleguemos a esta presión procedemos a cerrar nuestro pozo una vez cerrados se partirá de la presión de fondo fluyente (Pwf) y esta ira aumentando progresivamente hasta alcanzar la presión estática del yacimiento.

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Veamos el comportamiento de las gráficas en conjunto. La tasa constante y la presión caen, cerramos nuestro pozo parte de la presión de fondo fluyente y alcanza la presión estática del yacimiento o muy cerca de la Presión inicial (Pi).

El modelo teórico idealizando un yacimiento, en el cual se basan las ecuaciones utilizadas para realizar los cálculos durante un proceso de restauración de presión, asume lo siguiente: 

Fluido de compresibilidad pequeña y constante.



Permeabilidad constante e isotrópica.



Viscosidad independiente de la presión.



Porosidad constante y medio poroso homogéneo.

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La prueba de pozos Build Up también tiene desventajas: a) Es muy dificultoso lograr la producción a flujo constante antes del cierre. En particular será necesario cerrar el pozo brevemente al bajar la herramienta de presión dentro del hueco b) Hay pérdida de producción durante el cierre.

La prueba requiere que el pozo produzca con una tasa estabilizada durante un cierto tiempo, denominado tiempo de flujo (tp), para lograr una distribución homogénea en la presión antes del cierre. Al cerrar el pozo se mide la presión de fondo (Pwf @Dt=0) y se empieza a medir en función del tiempo de cierre (Dt). Cuadro informativo de la Prueba de restauración (Build Up)

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10.- PRUEBA DE DECLINACIÓN O ARRASTRE DE PRESIÓN (DRAW DOWN) Se basa en la medición de la presión inicial de producción de un pozo, aunque no están limitadas a dicho período inicial productivo. Se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante y registrando la presión como función del tiempo. Inicialmente el pozo es cerrado hasta alcanzar la presión estática del yacimiento antes de la prueba, durante un período suficientemente largo. La prueba es corrida para producir el pozo a una tasa de flujo constante mientras se registra continuamente la presión en el fondo del pozo. La prueba de flujo (Draw down) puede durar desde unas pocas horas hasta varios días si es necesario, dependiendo de los objetivos de la prueba.

Aplicaciones 

Pozos nuevos.



Pozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para permitir que la presión se estabilice.



Pozos en los que la pérdida de ingresos incurridos en una prueba de restauración de presión sería difícil de aceptar.

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

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Debe ser recomendada en oposición de una prueba de restauración de presión en una situación en la que se puede arrancar el período de flujo (Draw down) con una presión uniforme en el yacimiento.

Desventajas Aunque una debida corrida de una prueba Draw down suministra considerable información acerca de un yacimiento, la prueba puede ser difícil 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 Multitasa, las cuales podrían ser usadas también si el pozo no fuera cerrado por un tiempo suficiente hasta alcanzar la presión estática del yacimiento.

Determina: El propósito de la prueba de declinación de presión es determinar las siguientes características del pozo y del yacimiento: 

Permeabilidad.



Capacidad de la formación.



Transmisibilidad del yacimiento.



Eficiencia de flujo.



Daño o estimulación.



Efecto de almacenamiento del pozo.



Volumen del drenaje.



Geometría del yacimiento.

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11.- PRUEBAS DE FORMACIÓN (DRILL STEAM TEST). Es un método para probar la presión y los fluidos contenidos en una formación mediante una terminación parcial al pozo, a fin de determinar la capacidad productiva de un intervalo específico de interés comercial. En pozos exploratorios, esta prueba se realiza para confirmar la existencia de hidrocarburos, para establecer un primer pronóstico de producción, el tipo y la cantidad de fluidos producidos, la presión inicial y las propiedades del yacimiento. Esta herramienta esta ensamblada a la tubería de perforación, la cual es corrida en el pozo equipada con varios dispositivos cuya función es registrar la presión en el fondo del pozo mientras periodos secuenciales de flujo y cierre son realizadas en un intervalo identificado durante la perforación o cuando ya se ha alcanzado la profundidad de la formación objetivo; normalmente la herramienta DST es utilizada en agujeros descubiertos, aunque está bien adaptada para ser usada en agujeros entubados.

Ensamble de una herramienta para una prueba DST corrida en el pozo (1) y Equipo de prueba de Superficie (2) Tipos de DST Existe dos principales categorías de las pruebas DST:

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

Prueba DST en agujero descubierto.



Prueba DST en agujero entubado.

Prueba DST en agujero descubierto. Cuando han sido detectados hidrocarburos mediante núcleos, en los recortes o por indicaciones de los registros, una prueba DST en agujero descubierto provee un medio rápido y económico para determinar el potencial productor de la formación. Es importante mencionar que esta técnica requiere que el pozo se encuentre en buenas condiciones, bien consolidado para que el empacador realice un sello efectivo en la pared de la formación. Los intervalos descubiertos, también limitan la aplicación de la presión en el espacio anular, sin embargo, se han diseñado herramientas especiales capaces de operar mediante la rotación de la tubería, a fin de mantener una buena presión en el espacio anular. Las pruebas DST en agujero descubierto reúnen información importante en poco tiempo, pero se quiere de mayor tiempo de duración de la prueba para poder determinar datos del yacimiento. El factor primordial que decide el tiempo de duración de una prueba en agujero descubierto es la estabilidad del pozo; puede presentarse durante la prueba que la parte superior del pozo se derrumbe debido a la poca estabilidad de la formación, ocasionando que la herramienta que sepultada, haciendo necesario desviar el pozo, lo que representa una operación muy costosa. Pruebas DST en agujero entubado. Este tipo de pruebas son realizadas principalmente en operaciones costa afuera donde los riegos de problemas durante la operación de la herramienta deben ser eliminados tanto como sea posible, por esto, en avances recientes se ha logrado que la herramienta no se mueva después que los empacadores hayan sido instalados, lo que se ha convertido en la práctica más común en costa afuera para realizar una prueba DST. Las funciones primarias del DST ya sea en Hueco abierto o hueco entubado son: 

Aislar la zona objetivo



Controlar el flujo del pozo 22

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

Conducir los fluidos a superficie



Adquirir información de fondo



Evaluar el potencial productivo del yacimiento

Determina.  La producción de zonas prospectivas, tasas de flujo y tipos de fluidos.  Presión y temperatura en el fondo del pozo.  Permeabilidad de la formación, eficiencia de flujo y presencia de daño.  Heterogeneidades del yacimiento.  Extensión del yacimiento  Potencial de producción.

La prueba DST permite evaluar los siguientes aspectos del yacimiento: Productividad: permite evaluar el potencial de la arena productora, con distintos reductores, evaluar efectos de turbulencia (daño), presión de fondo fluyentes, y otros efectos en la cara de la arena. Propiedades de Yacimiento: con el cierre para restauración de presión, permite evaluar la presión promedio de la formación, permeabilidad, capacidad de la formación, skin, efectos de barrera o límites de yacimiento. Muestreo de fluidos: con las muestras de fluido en fondo permite caracterizar en fluido original de yacimiento, la cual juega un papel importante en la estimación de fluidos originales en sitio, monitoreo y estudios de yacimiento, diseño de las facilidades de superficie, etc. Generalmente la prueba DST inicia con la bajada de la herramienta hasta su posicionamiento en fondo (ya desde el comienzo de la bajada se va haciendo registros de presión y temperatura). Posteriormente se realiza el cañoneo (dependiendo) si se tiene acoplado los cañones en la sección final de la sarta, que generalmente pueden contener soltadores para enviarlos al fondo del pozo o pueden ser recuperadores posterior a la operación. Luego de la ejecución del cañoneo, y teniendo el pozo alineado

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en superficie con unidad de well testing (separador portátil), se alinea el pozo a producción con reductor de mínimo diámetro. Es aquí cuando empieza los períodos de flujo y cierre la cual podemos detallar a continuación: 1. Primer período de flujo y primer cierre (opcional): generalmente queda a consideración de la compañía operadora, y se hace a las pocas horas de haber realizado el cañoneo del pozo. En este período el pozo solo desplazará lodo de perforación, pero permitirá verificar la conexión yacimiento-pozo. Debido al poco período de cierre, el BU realizado no permitirá una interpretación. 2. Segundo período de flujo y cierre (período de limpieza): este período de flujo y cierre puede realizarse con varios reductores dependiendo de las respuestas energéticas que tenga el pozo, con el equipo de well testing se monitorean los parámetros de corte de agua y API hasta desplazar totalmente el lodo de perforación. Generalmente el período de cierre ulterior es el doble del período tiempo de flujo. La BU realizada permitirá analizar la condición de daño que pueda tener la arena productora. 3. Tercer período de flujo (prueba multitasa): Este en un periodo de producción más larga que tiene como principal objetivo evaluar las características de flujo del pozo. Durante este periodo se toman muestras de fluidos, se analizan el contenido de agua en las muestras, señales de gas natural, temperatura, etc. El tiempo de duración de este periodo está determinado generalmente al tipo y cantidad de información que se desea obtener con la prueba DST o procedimientos rutinarios de la compañía para este tipo de pruebas. En general un periodo de una a dos horas es suficiente para que se tomen las mediciones respectivas y se extraigan muestras adecuadas de fluidos. Se debe tomar en cuenta que mientras más largo es el periodo de flujo el radio de investigación será mayor. 4. Cuarto período (Periodo final de cierre): Durante este periodo principalmente se toman mediciones de los cambios de presión de la formación. La forma que tome la curva de presión versus tiempo permite tener una medidad de la permeabilidad de la formación. De esta curva se obtiene el grado de daño causados durante la perforación.

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También , se puede determinar si el reservorio es de dimensiones pequeñas, pero no existe modo de determinar si el reservorio es grande, para esto es necesario seguir con trabajos de perforaciones más pozos. Por la información obtenidad de este periodo, esta es la parte mas importante de la prueba DS. Las reaciones de la formación y fluidos que sufren durante el periodo principal de flujo serán reflejados durante el periodo0 final de cierre y sde mostraran en la curva de incremento de presión. Generalizando el tiempo necesario para obtener información correcta de flujo requi9ere que el tiempo de recolección de datos dure como minimo la mitad del tiempo de duración del periode de flujo.

En la gráfica se observa una Carta de Presión Esquemática para una prueba DST. Representándose lo siguiente: A: Bajando herramienta al hoyo B: Herramienta en posición C: Empacaduras en zona a evaluar D: Apertura de válvula E: Cierre de pozo (restauración) F: Final del cierre G: Se abre pozo, último período de flujo, hasta llegar al punto H Entre H e I: último cierre Entre J y K: retiro de equipos de prueba.

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Graficas tipo: 1. Ausencia de Permeabilidad. La falta de acumulación de presión durante el cierre en los períodos (líneas DE y GH) y la consecuente baja presión de flujo durante el último período de afluencia (línea FG) muestra prácticamente la falta de permeabilidad en el intervalo de la prueba.

2. Excelente permeabilidad. La primera y última curvas corresponden al periodo de cierre (líneas DE y GH) se estabilizan casi inmediatamente después de que la herramienta ha sido cerrada, y los dos períodos de flujo (líneas CD y FG) indican altas presiones de flujo y un alto gasto de entrada de fluido a la herramienta de la prueba.

3. Daño profundo a la formación. La gran diferencia las curvas correspondientes al periodo de cierre entre el primer (línea DE) y el periodo final de cierre, indica que el daño no se ha limitado únicamente al pozo, sino que se extiende al interior de la formación. La formación ha sido limpiada durante al periodo final de cierre (línea FG), de tal forma que la respuesta correspondiente a la restauración de presión es más rápida y es más evidente en periodo final de cierre que en el inicial.

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4. Permeabilidad media. La permeabilidad media es sugerida por la forma de las dos curvas correspondientes al periodo de cierre (líneas DE y GH) y el flujo del fluido indicado durante el periodo final de flujo.

5. Daño en el pozo El daño al pozo puede ser identificado por la forma de la curvas en el periodo de cierre (líneas DE y GH), específicamente por una fuerte subida tras el período de flujo (1), un pequeño radio de curvatura (2), una evidente parte horizontal (3) y una alta diferencia entre la presión de flujo y la presión de cierre (4).

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6. Decremento de presión. Una disminución del tres por ciento o más entre la presión inicial (E) y la última presión de cierre (H), combinado con la rápida declinación de la presión final del flujo (F, G) indica un importante agotamiento del yacimiento y garantiza una evaluación cuidadosa. Esta gráfica es el resultado de una prueba de gas. Si se recuperó líquido, la presión de flujo en el fondo del pozo aumentara.

Los pasos generales para realizar una prueba de DST son las siguientes: 1. El equipo de prueba de DST, es bajada al pozo junto con la tubería de perforación. 2. Los obturadores de goma son presionados contra las paredes del pozo para separar y aislar la zona de pruebas del resto del pozo. Se posiciona un obturador de empaque en la parte superior de la zona de prueba y otra por debajo. Si las pruebas de Logging muestran más de una formación productora, los obturadores de empaque se posicionan en cada zona. 3. Se abre la válvula de medición, permitiendo la entrada de fluidos de la formación en el DST y en la tubería de perforación. 4. Se permite el flujo de fluidos de la formación hacia el pozo durante un periodo de tiempo que dura varias horas. 5. La válvula de desvío (derivación) se abre para nivelar las presiones por encima y debajo del obturador de goma. 6. Se retrae la empaquetadura y se quita el equipo de pruebas DST del pozo. 7. Después de que se extrae el colector de muestras del pozo, se realizan otras pruebas en la superficie para determinar, caudal, tipo de fluidos presentes y presiones de reservorio.

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Limitaciones de las pruebas DST Las pruebas DST pueden aplicarse en generala sobre la mayoría de las configuraciones de pozo y tipos de yacimiento, sin embargo, es importante mencionar que se debe poner mayor cuidado cuando: 

Se trabaje en yacimientos que contengan H2S ya que este representa un gran riesgo para los operadores y el equipo. Existen herramientas que son resistentes a la acción del H2S



Se trabaje con altas temperaturas mayores a 150°C



Se tengan formaciones con problemas de estabilidad.

Es importante mencionar El equipo utilizado en las pruebas antes de ser introducido en el pozo debe ser probado con presiones por encima de la presión de fondo del pozo o presión de fondo y agregar un margen de seguridad. Las pruebas deben durar como mínimo 15 minutos. Las pruebas DST casi siempre se llevan a cabo en pozos exploratorios, o en áreas que no se tienen suficiente grado de certeza, por ejemplo, áreas de reservas probables/posibles, la cual requiere comprobar si las reservas tienen algún atractivo comercial.

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12.- PRUEBA DE INTERFERENCIA DE POZOS Es una prueba en la cual, un pozo está en producción y la presión es observada en otro pozo (o pozos). Una prueba de interferencia monitorea los cambios de presión en el reservorio a una distancia desde el pozo productor original. Este tipo de pruebas es la más comúnmente usada para determinar si dos pozos se están comunicando a través de sus zonas productoras y puede ser útil para caracterizar las propiedades del yacimiento a una escala mayor que las pruebas de pozos sencillas.

Los cambios de la presión son monitoreados a una distancia del pozo original. Los cambios de presión a una distancia del pozo productor son más pequeños que las del pozo que está 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 presión inducido al pozo activo (ya sea Draw down, Build up, Inyectividad o Fall Off). Objetivos: 

Determinar si existe comunicación entre dos o más pozos en un yacimiento.



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

Esta prueba puede usarse para caracterizar las propiedades del reservorio en una mayor escala que en un solo pozo.

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Consiste en medir la respuesta de presión en un pozo de observación debido a cambios en la taza de flujo de otro pozo. El objetivo es detectar la comunicación entre pozos.

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Al observar la interferencia horizontal entre pozos, se puede comprobar la continuidad de los estratos permeables y analizar la existencia de comunicación vertical en arenas estratificadas. El procedimiento de análisis se resume: 1.- Representar gráficamente (ΔP vs t) en el papel semilogaritmico 2.- Obtener m y ∆𝑃1ℎ𝑟 162.6 𝑞µ𝐵

3.- Calcular

𝐾ℎ =

4.- Calcular

ص𝐶𝑡 =

𝑚

𝐾 𝑟

−[ 2 10

∆𝑃1ℎ𝑟 +3.23] 𝑚

13.- PRUEBAS MULTITASA Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos estabilizados de flujo. A través de esta prueba se puede determinar el índice de productividad del pozo y también se puede utilizar para hacer un análisis nodal del mismo.

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Características Las pruebas Multitasa son realizadas mayormente en pozos nuevos donde es más difícil conseguir tasas de flujos constantes. Los otros tipos de pruebas realizados y otros métodos de análisis 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 situación, pruebas Multitasa a tasa variables y análisis técnicos son apropiables, para una prueba de presión 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 presión de estabilización. Otra forma de realizar las pruebas Multitasa es produciendo el pozo con diferentes reductores sin ocasionar los periodos de cierre antes mencionados, con la excepción del primer cierre, este tipo de prueba también se conoce como prueba de flujo tras flujo. Tasas de flujo y exactas medidas de presión son esenciales para el análisis sucesivo de alguna prueba transitoria en el pozo. Las medidas de las tasas son mucho más críticas en las pruebas Multitasa que en las pruebas convencionales de pozos con tasas constantes. Sin buenos datos de tasas de flujo, un análisis de dicha pruebas es imposible. Las pruebas Multitasa tienen la ventaja de proveer datos de pruebas transitorias aun cuando la producción continúa. Contribuye a minimizar los cambios en los coeficientes

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de almacenamiento del pozo y los efectos de los de segregación, de este modo, puede proporcionar buenos resultados donde pruebas Draw-Down y Build-up no podrían. Las pruebas Multitasa muestran la más grande ventaja cuando está cambiando el almacenamiento en pozos perforados donde el análisis de pruebas transitorias normales es difícil o imposible. Eso es porque tales pruebas eliminan cambios en los coeficientes de almacenamiento del pozo a través de los efectos de almacenamiento del pozo aun existente. Las pruebas de presión Multitasa también reducen la caída de la presión común. No obstante, tales pruebas son difíciles de controlar como las pruebas fluyentes. Fluctuaciones de tasas son difíciles de medir especialmente sobre una base continua. Se usa el principio de superposición para el análisis de estas pruebas.

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14.- PRUEBAS DE PULSO Las pruebas de pulso consisten en variar el gasto de manera cíclica, con el objetivo de medir las variaciones de presión causadas por la variación de dicho gasto, la respuesta de la presión en este tipo de pruebas es registrada en un pozo observador. En la figura siguiente se muestra el comportamiento típico de la respuesta de la variación de los pulsos e interferencias presentes en este tipo de pruebas. Objetivo: Facilitar la detección de la señal de presión en el pozo de observación. Interpretación: Ajuste de curva tipo

Parámetros producidos en una prueba de pulsos e interferencias Las pruebas de pulso constituyen un tipo esencial de prueba de interferencia, en la cual el pozo activo es pulsado alternadamente en ciclos de producción y cierre. Se mide la respuesta de presión en el pozo de observación utilizando un indicador de presión diferencial muy sensitivo (0.01 Psi) para registrar la respuesta de presión. Las variables que representan el comportamiento del gasto contra el tiempo, son el tiempo de retraso y la amplitud del pulso. Se entiende como tiempo de retraso al tiempo que tarda en viajar la onda de presión del pozo activo hacia el pozo observador y por amplitud del pulso se considera que es la

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respuesta de la caída de presión causada por el pozo observador, debida a la alteración en el pozo activo.

Una de las ventajas principales de las pruebas de pulso es su corta duración. Además las ecuaciones utilizadas para el análisis de este tipo de pruebas, las cuales representan un sistema infinito, están basadas en la solución de la integral exponencial E1 y el principio de superposición. 1 𝑟𝐷2 𝑃𝑑 (𝑡𝐷, 𝑟𝐷) = − 𝐸1 [− ] 2 4𝑡𝐷 La cual es aproximada mediante la ecuación: 1 𝑡𝐷 𝑃𝑑 (𝑡𝐷, 𝑟𝐷) = − 𝐸1 [𝑙𝑛 [ 2 ] + 0.8097] 2 𝑟𝐷 Se han desarrollado una serie de curvas tipo, las de Kamal y Brigham, para efectuar el análisis de las pruebas de pulso las cuales se basan en la simulación de dichas pruebas. Para su utilización es necesario definir algunos términos. 𝒕𝑳 = tiempo trascurrido. Es el tiempo comprendido entre el final de un pulso y el pico o máxima respuesta de presión originada por el pulso (valle o mínima respuesta de presión). Está relacionado con el concepto de radio de investigación, ya que se requiere un periodo finito para que el pulso originado en el pozo activo se sienta o se mueva en la formación hasta el pozo de observación. 37

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Δp= amplitud de la respuesta de presión, corresponde a la distancia vertical entre los picos adyacentes o puntos máximos y una línea paralela a través de dos valles o puntos mínimos de la respuesta e presión. Δtp= Magnitud del periodo de pulso y Δtc representa la magnitud del periodo total (ciclo).

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Los pulsos y las respuestas de presión a cada pulso deben ser cuidadosamente numerados, puesto que los métodos de análisis de curvas tipo establecen que el pulso 1 y el pulso 2 tienen características diferentes a todo el resto de los pulsos. El pulso 1 es llamado el primer pulso impar. El pulso 2 es llamado primer pulso par. El análisis de las pruebas de pulsos simulada establece que todos los pulsos impares, a excepción del primero tendrán características similares, y que todos los pulsos pares a excepción del segundo también serán iguales al anterior. Los parámetros utilizados en el análisis de las pruebas de pulsos se definen: Δtp= longitud o magnitud del pulso Δtc= longitud o magnitud del ciclo 𝐹΄ =

∆𝑡𝑝 ∆𝑡𝑐

A demás se utilizan las siguientes variables adimensionales: (𝒕𝑳 )𝑫 = tiempo transcurrido adimensional (𝑡𝐿 )𝐷 =

0.000264𝐾𝑡𝐿 ص𝐶𝑡 𝑟𝑤2

𝒓𝑫 = Distancia adimensional entre el pozo activo y el pozo de observación. 𝑟𝐷 =

𝑟 𝑟𝑤

𝑃𝐷 = Amplitud de la respuesta de presión adimensional. ∆𝑃𝐷 =

𝐾ℎ𝛥𝑝 141.2 𝑞 µ 𝐵

15.- PRUEBAS DE DISIPACIÓN DE PRESIÓN EN POZOS INYECTORES (FALL OFF TEST). Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo. La teoría supone una tasa de inyección constante antes de cerrar al pozo. Con esta prueba es posible determinar: 39

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

Las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector



Permite dar un seguimiento de las operaciones de inyección de agua y recuperación mejorada



Estimar la presión promedio del yacimiento



Medir la presión de ruptura del yacimiento



Determinar fracturas



Determinar si existe daño en la formación, causado por taponamiento, hinchamiento de arcillas, precipitados, entre otras



Determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado, utilizada para pronósticos de inyección.

Se corren cerrando el pozo inyector y registrando la presión en el fondo del pozo como función del tiempo de cierre. La teoría para el análisis de las pruebas supone que se tiene una tasa de inyección constante antes de la prueba. La historia de tasa idealizada se presenta en la siguiente figura.

Cuando se tienen cambios significativos en la tasa de inyección, se puede aplicar los métodos de análisis presentados para pruebas multitasa o de tasa variable. Al inyectar fluidos al yacimiento, es posible que se formen uno o más bancos de fluidos. Se debe reconocer la existencia de esos bancos y tomarse encuentra para el análisis de presión. Cuando la razón de movilidad de los fluidos inyectados y del yacimiento es

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cercano a uno, el análisis es directo. Esto se debe a que el yacimiento se comporta como si tuviese solo un fluido de movilidad contante. Sin embargo, cuando los diferentes bancos de fluidos difieren en movilidad, los análisis son difíciles y, algunas veces, imposibles. El sistema de razón de movilidad unitario se considera primero. Cuando la razón de movilidad es efectivamente igual a uno, las pruebas de disipación son análogos las de restauración en pozos productores.

Condiciones: 1.- Los fluidos inyectados y los fluidos en sitio tienen aproximadamente las mismas movilidades. Para sistemas petróleo-agua a la cual se restringe esta discusión, esto significa que: 𝐾𝑊 𝐾𝑂 = µ𝑊 µ𝑂 2.- Los fluidos inyectados tienen distinta movilidad que los fluidos en sitio, pero la inyección se ha llevado a cabo por largo tiempo, de modo tal que el radio externo del banco de fluidos inyectados ha sido removido del pozo inyector y, por lo tanto, la prueba de disipación no investigara más allá de ese radio. En otras palabras, si la prueba es suficientemente corta tal que el trasiente de presión queda en el primer banco, los bancos de fluidos que quedan por delante no afectaran los datos de presión. El radio externo del banco de agua puede determinarse por balance de materiales a partir de la siguiente ecuación: 𝑊𝑖 =

2 𝜋𝑟𝑤𝑏 ℎØ𝛥𝑆𝑤 5.615

Donde: Wi= Agua inyectada acumulada (Bbls) Rwb= Radio del banco de agua (Pies) H= Espesor de la formación (Pies)

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ΔSw= Cambio de saturación de agua en el banco de agua Por lo tanto, el radio del banco de agua es: 1

5.615 𝑊𝑖 2 rwb = [ ] 𝜋ℎØ𝛥𝑆𝑤 Si se supone que el trasiente de presión creado por la prueba de disipación de presión tiene geometría radial, el radio de investigación de la prueba de disipación durante el tiempo Δt, puede aproximarse mediante la siguiente ecuación: 1

𝐾𝛥𝑡 2 rd ≅ 0.029 [ ] ص𝐶𝑡 Donde: K= Permeabilidad efectiva (md) µ= Viscosidad del agua (cps) Ct= Compresibilidad del sistema en el banco de agua (𝑃𝑠𝑖 −1 ) Δt= Tiempo de cierre (hrs) Si rd ≤ rwb la prueba está influenciada solo por el banco de agua y será válida la suposición de que la razón de movilidad unitaria.

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Métodos de análisis de datos de pruebas de disipación 1.- Método de Horner aplicado a pozos inyectores El comportamiento de presión en la cara de la arena durante una prueba de disipación se puede describir por la ecuación 𝑃𝑤𝑠 = 𝑃∗ + 𝑚 𝑙𝑜𝑔

𝑡𝑝 + 𝛥𝑡 𝛥𝑡

Donde: 𝑚=−

162.6𝑞𝐵µ 𝐾ℎ

Q= Tasa de inyección (negativa) (Bbls/día) Tp= Tiempo de inyección, antes del cierre (hrs) Δt= Tiempo de cierre (hrs) Pws= Presión medida durante la prueba (Psi) 𝑃∗ = Presión extrapolada (Psi) B= Factor volumétrico del agua (BY/BP) K= Permeabilidad efectiva al agua (md) H= Espesor de la formación (pies) µ= Viscosidad (cps)

La ecuación anterior indica que un gráfico de Pws versus la (𝑡𝑝 + 𝛥𝑡)/𝛥𝑡 dará una línea recta de pendiente m, esta se ilustra en la siguiente figura:

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Se puede observar que escala de la abscisa crece de izquierda a derecha, esto significa que Δt aumenta de izquierda a derecha. A pesar que la pendiente parece ser negativa es positiva ya que la escala es inversa. Calculo de parámetros Permeabilidad.- Usando la pendiente del grafico de Horner para la curva de disipación, la permeabilidad se calcula por: 𝐾=

162.6𝑞𝐵µ 𝑚ℎ

Es la permeabilidad efectiva al agua en la región invadida del yacimiento. Facto de daño.- El factor de daño se calcula de manera análoga a la experiencia usada para las pruebas de restauración de presiones o sea: 𝑆 = 1.151 [

𝑃𝑤𝑓 (𝛥𝑡 = 0) − 𝑃1ℎ 𝐾 − 𝑙𝑜𝑔 + 3.23] 𝑚 ص𝐶𝑡 𝑟𝑤2

Eficiencia de Flujo.- La caída de presión debido al daño es: ∆𝑃𝑠 =

141.2𝑞𝐵µ 𝑆 𝐾ℎ

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El efecto de esta caída de presión sobre la tasa de inyección puede expresarse en términos de eficiencia de flujo, E, como:

Si se lograse remover el daño indicado por Δps, la tasa de inyección puede aproximarse por: 𝑞𝑑𝑒𝑠𝑝𝑢𝑒𝑠 𝑒𝑠𝑡.𝑚 =

1 𝑚 𝐸

Si 𝑃𝑦𝑎𝑐 no se conoce, 𝑃∗ puede usarse como una aproximación para calcularla, en la ecuación para calcular E. 2.- Método de MDH.Se puede usar para analizar datos de pruebas de disipación, si tp (tiempo de inyección) es mucho mayor que el máximo tiempo de cierre. Este método se basa en la ecuación: 𝑃𝑤𝑠 = 𝑃1ℎ𝑜𝑟𝑎 − 𝑚 log 𝛥𝑡 Usando este método graficamos Pws vs logΔt m= Pendiente negativa

Con m calculamos la permeabilidad pero debemos usar un valor positivo de ella. Determinación de presión promedia.

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La determinación de la presión promedia volumétrica de un yacimiento sometido a un proyecto de inyección de agua es más difícil que en un yacimiento de pozos productores solamente. Un pozo productor rodeado de otros, tiene una frontera efectiva de no-flujo, mientras que un pozo inyector rodeado por productores, se aproxima mejor por una frontera de presión constante. La figura a continuación muestra un perfil de presión entre el pozo inyector de agua y un productor.

Cuando el pozo inyector está cerca de otro inyector y de pozos productores, la distribución de presión puede ser muy compleja. Si no se dispone de un conocimiento detallado de la distribución de presión en el área de influencia de un pozo inyector, se recomienda que se suponga una frontera de presión constante. Generalmente, la presión promedio no es el objetivo primario de una prueba de disipación de presión. Sin embargo, esta información puede ser útil en el muestreo del

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comportamiento del proyecto de inyección, o para planificar otros proyectos de recuperación secundaria y mejorada. Al utilizar el método MBH para calcular la presión promedio, se requiere el cálculo de 𝑃∗ Mattews y Russel desarrollaron una correlación tipo MBH que relaciona

y 𝑃∗ .

El área es asociada con el pozo inyector y es igual a la mitad del área del patrón. Se sigue el mismo procedimiento empleado en las pruebas de restauración. Este método no puede usarse durante el proceso de llenado, o en sistemas donde la movilidad del banco de agua difiere de uno. No se dispone de correlaciones para pozos inyectores ubicados en otro tipo de patrón. 3.- Método de Hazebrock, Reimbow-Mattews Antes de que ocurra el llenado, es mejor usar este método que es básicamente, el método de Muskat para pozos productores. Se grafica log (Pws-Pe) vs Δt, pero varios valores de Pe hasta conseguir una línea recta o tiempos largos. Pe representa, en realidad, la presión en la frontera externa del banco de petróleo, pero es una buena aproximación de Pr. El método está sujeto a las mismas restricciones que el método de Muskat. 4- Método Miller – Dyes – Hutchinsn La presión promedio puede estimarse del grafico MDH de la misma manera presentada para las pruebas de restauración. Este método requiere que la presión promedia se lea directamente de la recta semilog, a un tiempo de cierre igual a:

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Xe= Radio del banco de petróleo, 𝑀𝑜𝑏 que rodea el inyector

Donde: Sgi= Saturación de gas al inicio de la inyección. Después del llenado, Xe se calcula mediante

Donde: A= agua servida por el inyector, la cual puede aproximarse por una línea que pasa a través de los productores adyacentes y los puntos situados a la mitad de distancias entre los inyectores adyacentes. Efectos de almacenamientos Al igual que en los pozos productores, en los inyectores se presentan los efectos de almacenamiento en las pruebas de disipación, el cual afecta a los primeros puntos de la prueba. Los datos que estén controlados completamente por los efectos de almacenamiento, tendrán pendiente igual a 1 en un gráfico log-log de (𝑃𝑤𝑓(∆𝑡−0) − 𝑃𝑤𝑠) vs Δt. El fin de estos efectos ocurrirán aproximadamente a 50Δt*, donde Δt*, es el tiempo donde termina la pendiente unitaria. Es común en una prueba de disipación.

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16.- INFORMACIÓN OBTENIDA DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN

17.- APLICACIONES PRÁCTICAS.

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CONCLUSIÓNES Es muy importante la preparación técnica y académica del ingeniero, durante la toma de decisiones en el análisis e interpretación de pruebas de presión. Para la determinación del modelo matemático se hace necesario un análisis integrado de diversas áreas de ingeniería: 

geología



geofísica



registros de formación



propiedades PVT

Estas pruebas permiten determinar parámetros de interés tanto del pozo como del yacimiento, tales como: productividad del pozo 

presión del yacimiento



permeabilidad efectiva



daño mecánico y de turbulencia.

Las pruebas de pozo son una función técnica clave en la industria petrolera y del gas. A menudo se usa una prueba de pozo como la tecnología principal para monitorear el desempeño de tales inversiones o para diagnosticar comportamientos no esperados de pozo o reservorio.

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Bibliografía. http://es.motorfull.com/wp-content/uploads/2008/05/pozos-petroleo http://es.motorfull.com/wp-content/uploads/2008/05/pozos-petroleo Análisis de pruebas de presión - Cied pdvsa.PDF Análisis Comparativo de las Pruebas de Presión entre Pozos de Petróleo del Oriente Ecuatoriano y Pozos de gas del Campo Amistad.PDF Interpretación de datos de prueba de pozos en reservorios naturalmente fracturados Héctor Augusto Cermeño Rodríguez Física de Yacimientos – Cabimas 2010 Prueba de Pozos – Universidad de Oriente.PDF Análisis de Prueba de Presión.PDF

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