Tipos de Pruebas de PozosPruebas de restauracin de presin Build up tests Se realizan en pozos productores y consiste en hacer producir el pozo para luego cerrarlo y registrar la presin de fondo medido en funcin del tiempo. Al cerrar el pozo, la presin comienza a subir partiendo de la Pwf (presin de fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre t, la presin registrada de fondo alcanza el valor esttico Pe( presin esttica). El registro de presin de fondo, representa una presin esttica en proceso de restauracin (Pt), la cual no necesariamente alcanza el valor esttico de Pe. Pt Pe Depender del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de produccin. A medida que el tiempo de cierre se incrementa Pt se aproximar a Pe. Podemos determinar a travs de esta prueba: -Estimar la permeabilidad del yacimiento. -Determinar la presencia de dao. -Estimar la presin esttica del yacimiento. -Geometra del yacimiento. Curva de presin build up La curva de build up se divide en tres regiones: -Regin temprana de tiempo (Early-time regin): Durante la cual la presin provisional se est moviendo a travs de la formacin, cerca del pozo. -Regin mediana de tiempo ( Middle time region): Durante la cual la presin provisional se ha desplazado lejos del pozo. -Regin tarda de tiempo (Late -time region): En la cual el radio de investigacin ha alcanzado los lmites de drenaje del pozo. Factores que complican la prueba de presin build up

Frecuentemente las pruebas de presin build up no son simples, muchos factores pueden influenciar la forma de la curva que representa dicha presin. Una forma inusual puede requerir explicacin para completar un anlisis apropiado. Factores como fracturas hidrulicos, particularmente en formaciones de baja permeabilidad pueden tener un gran efecto en la forma de la curva. Otros factores que causan problemas como la presin de fondo medida en condiciones pobres de funcionamiento. La forma de la curva tambin puede ser afectada por la interfase rocafluidos, contacto agua-petrleo, fluido lateral o heterogeneidades de la roca. Pruebas de arrastre Drawdown tests Se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante, empezando idealmente con presin uniforme en el yacimiento. La tasa y la presin son registradas como funcin del tiempo. Podemos determinar a travs de esta prueba: -Estimar la permeabilidad del yacimiento. -Factores de superficie. -Determinar la presencia de dao. -Geometra del yacimiento. Estas pruebas son aplicables particularmente a: -Nuevos pozos. -Pozos que han sido cerrados en suficientemente mucho tiempo para permitir que la presin se estabilice. -Pozos exploratorios son frecuentemente candidatos a largas pruebas drawdown, con el objetivo comn de determinar el volumen mnimo o total que est siendo drenado por el pozo. Pruebas a tasa de flujo mltiple Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presin por perodos estabilizados de flujo. A travs de esta prueba se puede determinar el ndice de productividad del pozo y tambin se puede utilizar para hacer un anlisis nodal del mismo.

Las pruebas de tasa mltiple han tenido la ventaja de proveer datos provisionales de la prueba mientras la produccin continua. Tiende a minimizar los cambios en el coeficiente de almacenamiento del pozo y los efectos de la fase de segregacin, esta prueba puede proveer buenos resultados cuando la prueba drawdown o buildup no pueden.

Pruebas de disipacin de presin en pozos inyectores Fall off test 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. -Permiten 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. -Podemos determinar a travs de esta prueba: -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. Pruebas de interferencia Tienen como objetivo comprobar la comunicacin o conexin entre pozos en un mismo yacimiento. Comprobar la interferencia horizontal permite demostrar la continuidad de los estratos permeables y analizar la existencia de comunicacin vertical en arenas estratificadas. En este caso, la finalidad del anlisis es medir la presin a una distancia r del pozo; siendo r la distancia entre el pozo observador y el pozo activo. Pruebas de pulso Constituyen un tipo especial de prueba de interferencia, en la cual el

pozo activo es pulsado alternadamente con ciclos de produccin y cierre. En el mismo se determina la respuesta de presin en el pozo de observacin. Se caracteriza porque son pruebas de corta duracin y los tiempos de flujo deben ser iguales a los tiempos de cierre.

TIPOS DE PRUEBA DE PRESION Drill Stem Test (Pruebas de presin DST)

Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formacin a travs de la tubera de perforacin, el cual permite registrar la presin y temperatura de fondo y evaluar parmetros fundamentales para la caracterizacin adecuada del yacimiento. Tambin se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinacin de sus propiedades; dicha informacin se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el dao ocasionado por el fluido de perforacin a pozos exploratorios o de avanzada, aunque tambin pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimacin de reservas. Durante la perforacin, el fluido es bombeado a travs del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formacin es recolectado a travs del drill stem mientras se realizan medidas de presiones. A la izquierda se observa una Carta de Presin Esquemtica para una prueba DST. (Tomado de Lee, 1982) representndose lo siguiente:

A: Bajando herramienta al hoyo B: Herramienta en posicin C: Empacaduras en zona a evaluar D: Apertura de vlvula E: Cierre de pozo (restauracin) F: Final del cierre G: Se abre pozo, ultimo perodo de flujo, hasta llegar al punto H Entre H e I: ltimo cierre Entre J y K: retiro de equipos de prueba.

Despus de construir la Carta de Presin Esquemtica para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes. Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen: 1.- Efecto de la prueba previa de presin (pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presin de cierre en ambos perodos se incrementa. La variacin entre las respuestas se reduce en el segundo perodo de cierre y a medida que la presin del pretest se acerca a la presin esttica de la formacin, el efecto del pretest en el DST es muy pequeo.

2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presin del pozo se recupera ms rpido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presin se eleva por encima de la presin de la formacin. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presin es significativamente afectada por el perodo del pretest.

3.- Efecto de la temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presin al final de cada perodo de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presin resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el lquido puede fluir dentro o fuera de la formacin. Si la variacin de temperatura es alta (> 1C) el efecto de sta podra ser ms importante. Aplicaciones especiales 1.- Extrapolacin de la Presin La experiencia en el trazado de un gran nmero de cartas DST en papel semi-logartmico ha demostrado que cuando el ndice kh/ es mayor de 10 pies md / cp se obtiene una lnea recta. Por el contrario, cuando este ndice es menor a 10 pies md / cp se obtiene una lnea curva; dicho comportamiento tambin es habitual cuando el flujo radial no est presente. La produccin de una pequea cantidad de lquido es suficiente para notar una cada en la presin de la formacin, de modo que se necesita un tiempo mayor de cierre para obtener una curva build-up til. El cierre inicial es utilizado para minimizar los efectos de la produccin excesiva de fluido. El tiempo de flujo y la capacidad de la formacin inciden directamente en el tiempo de cierre de la prueba, el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas DST errneas. En formaciones de baja capacidad (K.h), largos tiempos de cierre permiten una mayor precisin en la extrapolacin a la presin original.

En formaciones de baja capacidad, largos tiempos de cierre permiten una mayor precisin en la extrapolacin a la presin original. Efecto del tiempo de cierre en la precisin de la Extrapolacin de la Presin 2. Permeabilidad Efectiva La permeabilidad efectiva es otro parmetro que se puede obtener mediante el anlisis de las pruebas DST, nuevamente con la aplicacin

de la teora aplicada a las pruebas build-up. El uso de la tasa promedio del total recobrado dividido por el tiempo de flujo es suficiente para el uso de la formula:

En el caso de no ser la curva de flujo una lnea recta, nos indica que la tasa asumida constante no lo es. Esto altera el valor de la permeabilidad que se obtiene de la prueba, pero afortunadamente los requerimientos en la precisin de la permeabilidad no son estrictos por lo que el valor aproximado obtenido con el DST resulta til. Dicho valor representa el promedio de todo el rea de drenaje, de hecho este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en ncleos. Mtodo de campo eficaz para el clculo de la permeabilidad Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presin se debe restaurar casi hasta la presin original y en el segundo cierre solo ser necesaria hasta que la presin llegue a unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presin inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presin donde (t + )/ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presin final de cierre (t + )/ y donde el tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (). Extender la unin anterior hasta que corte la ordenada de presin donde (t + )/ =10.

Usando el P que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de acuerdo a la ecuacin: Tcnica para Interpretacin de la Permeabilidad Efectiva de un pozo 3. ndice de productividad y dao Se pueden obtener dos valores de IP a partir de pruebas DST. El primero proviene del periodo de flujo y es determinado mediante la cantidad de lquido recobrado, el tiempo de flujo y la diferencia entre la presin de flujo y la presin de la formacin. El segundo valor proviene del anlisis del final de la curva de cierre. La diferencia entre los dos valores de IP indica el grado de dao a la formacin. Este dao es

comnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de la formacin. Mtodo de campo para el calculo de la relacin de dao Aunque existen mtodos ms precisos para su determinacin, la relacin de dao se puede determinar inmediatamente despus de culminada la prueba DST mediante el uso de la siguiente ecuacin emprica:

Siguiendo el mismo mtodo para la obtencin de la permeabilidad, hallamos el P por cada ciclo. La presin de flujo final (Pf) es obtenida directamente de la prueba DST. La figura muestra el procedimiento usado. Tcnica para Interpretacin del Radio de Dao de un pozo 4. Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad, etc.) En principio, la deteccin de cambios en la transmisibilidad (K.h/) en las cercanas del pozo puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las condiciones de la formacin son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras. El anlisis de las pruebas DST para la determinacin de la presencia de barrera presenta las siguientes dificultades: Se puede demostrar que la distancia de penetracin es proporcional al tiempo de flujo. Una relacin emprica b2=K.t puede ser usada para estimar el rango de penetracin detectable por una prueba DST, la capacidad de la formacin (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetracin sin el tiempo de flujo adecuado. La tasa de produccin no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden ser causados por una reduccin de la tasa de produccin.

Las caractersticas del yacimiento no son compatibles con la simplificacin de las suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causar una curvatura en la carta. Ejemplo de uso en Venezuela A todos los pozos perforados de la formacin Naricual del campo El Furrial se les realiz RFT y pruebas DST para la captura de datos bsicos para caracterizar el yacimiento, con algunas excepciones debido a problemas operacionales. Estas evaluaciones permitieron determinar los niveles de presin por arena (el perfil de presiones obtenido con el RFT fue validado con muestras de fluido obtenidas durante pruebas DST en pozos productores e inyectores), identificar contactos de fluidos, medir el grado de comunicacin areal y vertical en el yacimiento y finalmente optimizar la seleccin de los intervalos de caoneo en los pozos. Debido al elevado contenido de asfaltenos presente en el crudo, se decidi utilizar 24 API como lmite inferior de completacin de los pozos en el campo, ya que diversas pruebas DST demostraron que la completacin de pozos por debajo de este nivel ocasionaba serias obstrucciones con asfaltenos en la tubera de produccin, lneas de flujo y equipos de superficie.

Drill Stem Test (Pruebas de Presin DST) Parte IILe damos las gracias a Cipriano Urdiana, uno de los miembros de la Comunidad Petrolera, por ponerse en contacto con nosotros y mostrar su inters por ampliar la informacin referente a las Pruebas de Presin DST. A continuacin mostramos informacin suministrada por Cipriano Urdiana con relacin a las consideraciones que se tienen en la Sonda de Campeche, Mxico, para las pruebas DST: 1.- Las pruebas DST (Drill Stem Testing) proporcionan un mtodo de terminacin temporal para determinar las caractersticas productivas de una determinada zona durante la etapa de perforacin del pozo. 2.- La prueba DST consiste en bajar, con la sarta de perforacin, un ensamble de fondo que consiste de un empacador y una vlvula operada desde la superficie. 3.- Las pruebas DST se realizan en zonas nuevas donde no se conoce el potencial de las mismas. 4.- Una prueba DST exitosa (por si sola) proporciona la siguiente informacin: - Muestras de los fluidos del yacimiento - Una aproximacin de los gastos de produccin - Presin esttica del yacimiento

- Presin de fondo fluyendo - Prueba de presin de corto tiempo (k, kh/, s y Dps) - Definir la terminacin, abandonar la zona (no cementar TR) o seguir perforando. Actualmente se han llegado a las siguientes conclusiones, en base a los anlisis tiempo-costo, emitiendo las recomendaciones en base a informacin recabada: - Limitar la aplicacin de las pruebas DST, en pozos exploratorios en agujero descubierto, para definir la introduccin y cementacin de la tubera de explotacin, as como, el diseo de la terminacin definitiva. - En pozos revestidos usar aparejos convencionales que permitan probar uno o varios intervalos con el mismo aparejo. - Cuando en agujero descubierto se tenga la necesidad de colocar el empacador con apndices mayores a 500 metros, se deber correr la sarta en dos viajes (EMP/USM-DST). - La funcin de una sarta DST es tomar informacin y muestras de intervalo de inters, por lo tanto, para la toma de informacin, se deber llimitar el uso de TF y ULA, y no efectuar estimulaciones.

Referencias Special Applications of DST Pressure Data SPE-000851-G Effect of Pretest Pressures and Temperature on DST Interpretation SPE- 51255-PA Formacin Naricual, campo el Furrial, Venezuela: gerencia de yacimientos en un campo gigante INGEPET 99 EXPL-3-RM-13

TIPOS DE PRUEBAS DE PRESINFUNDAMENTO DE LAS PRUEBAS DE TRANSIENTE Se ha demostrado que la respuesta de la presin del yacimiento ante diferentes cambios en la tasa de flujo, refleja la geometra y las propiedades de flujo del yacimiento. Se basan en crear entonces una disturbancia de presin, mediante cambios de tasa, y medir las variaciones en la presin de fondo (pwf) en el tiempo, en uno o mas pozos. Las pruebas de presin se realizan con mltiples propsitos: -Determinar la capacidad de la formacin para producir hidrocarburos (permeabilidad, presin inicial) -Evaluar presencia de dao a la formacin -Determinar la naturaleza de los fluidos y posibles contactos

-Identificar limites y barreras del yacimiento (fallas sellantes, lmites estratigrficos) -Comunicacin entre pozos TIPOS DE PRUEBAS

-Abatimiento de Presin (Pressure Drawdown Test) -Restauracin de Presin (Pressure Buildup Test) -Multitasa -Prueba de Interferencia -Drill Stem Test (DST) -Fall Off -Prueba de Inyectividad

1.-ABATIMIENTO DE PRESION (DRAW DOWN TEST)Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presion de fondo durante un periodo de tiempo, con el pozo fluyendo a una tasa constante estabilizada. Generalmente, se hace un cierre previo para lograr que la presion en el area de de drenaje del pozo se estabilice y sea uniforme. Se utiliza para hallar: -Permeabilidad promedio en el area de drenaje (k) -Efecto Skin (s) -Volumen poroso (Vp) de la regin drenada -Presencia de Heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigraficas). Estas pruebas son particularmente aplicables para:

Pozos nuevos. Pozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para permitir que la presin se estabilice. Pozos en los que la prdida de ingresos incurridos en una prueba de restauracin de presin sera difcil de aceptar.

Para flujo de estado no estable (transiente)

Esta ecuacin se puede rearreglar as:

Relacin Lineal entre Pwf y log(t) Pwf= a + mlog(t)

donde:

INTERCEPTO

(Pendiente, lpc/ciclo)

Grfico de Pwf vs. t en escala semi-log generar una lnea recta de pendiente m en lpc/ciclo. Esta pendiente es negativa

La permeabilidad puede ser estimada por la siguiente expresin:

El efecto skin puede determinarse partiendo de la Ec.

Haciendo pwf= p1hr (tomada de la extrapolacion de lnea recta), la Ec queda as:

La cada de presin relacionada con el efecto skin (pskin) se estima con la siguiente relacin:

Con esta prueba tambin se puede determinar la relacin de la productividad del pozo con o sin presencia del efecto skin

Se definen los Indices de Productividad Ideal y Real:

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 daar el pozo.

Cuando se realiza una estimulacin o acidificacion en un pozo, la Eficiencia de Flujo tambin se utiliza para cuantificar en cuanto se incrementa la productividad del pozo luego del trabajo. Cuando la prueba alcanza un tiempo suficientemente largo y se llega a la transicin entre el estado no estable y el pseudo-estable, se pierde la linealidad en la curva de Pwf vs. t. La presion empezar a disminuir linealmente con el tiempo (Estado Pseudo-estable)

Si se grafica pwf vs t en coordenadas cartesianas se obtiene una recta:

Donde mes la pendiente de la recta (en Coord. Cartes.) durante el perodo pseudo-estable. Igualmente se puede determinar la geometra del rea de drenaje, con la data del perodo pseudo-estable, hallando el Factor de Forma (CA) (Earlougher, 1977).

donde: m: Pendiente de la recta en periodo transiente (Grafico Semilog) m: Pendiente de la recta en periodo pseudo-estable (Grfico Cartesiano) pint: Punto de corte de recta con eje Y (t=0), en grafico cartesiano. Efecto de Almacenamiento (Wellbore Storage) Debido a que la tasa de flujo durante las pruebas de presin se controla desde superficie, una tasa constante no asegura que la entrada de fluidos

en la cara de la arena tambin sea constante. Este fenmeno es llamado Efecto de Almacenamiento. Existen dos tipos de efecto: -Efecto debido a la expansin de los fluidos -Efecto debido al cambio en el nivel de fluido en el espacio anular entre tubing y casing.

Durante este perodo se cumple:

donde: q: Tasa de flujo en superficie, bbl/dia qf: Tasa de flujo de formacin, bbl/dia qwb: Tasa de flujo proveniente por almacenamiento, bbl/dia. Anlisis de presiones durante este perodo no se puede hacer por mtodos convencionales Cada uno de estos efectos puede ser cuantificado por medio del Factor de Almacenamiento. Este se define como:

donde:

Factor de Almacenamiento debido a Expansin de Fluidos (CFE)

Factor de Almacenamiento debido a Cambio de Nivel de Fluido (CFL):

Duracin del Efecto de Almacenamiento Si se expresa el Factor de Almacenamiento Total en forma adimensional, de acuerdo a la siguiente ecuacin:

La presin ser directamente proporcional al tiempo del almacenamiento, segn la siguiente ecuacin:

El tiempo de fin de efecto de almacenamiento se estima movindose 1 o 1.5 ciclos luego que la pendiente del grafico log-log cae por debajo de 1. Duracin del Efecto de Almacenamiento Este tiempo tambin se puede estimar con la siguiente desigualdad:

El Coeficiente de Almacenamiento se puede estimar tomando un punto de p y t de la recta log-log y con la siguiente ecuacin:

Radio de Investigacin Esta es la distancia transitada por la disturbancia de presin, medida desde el pozo. Depende de la velocidad a travs de la cual se propaga la onda de presin (Constante de Difusividad).

2.-RESTAURACIN DE PRESIN (BUILD UP TEST)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 RESTAURACIN DE PRESIN (BUILD UP TEST)

La prueba requiere que el pozo produzca con una tasa estabilizada durante un cierto tiempo, denominado tiempo de flujo (tp), para lograr una distribucin homognea en la presin antes del cierre Al cerrar el pozo se mide la presin de fondo (Pwf @t=0) y se empieza a medir en funcin del tiempo de cierre (t).

El tiempo de flujo (tp) se define asi:

En una forma similar que para el caso de drawdown, se establece que para flujo de estado no estable (transiente) se cumple la siguiente ecuacin (Ecuacin de Horner, 1951).

La Ecuacin de Horner sugiere que la relacin entre pws y (tp+t)/t es una linea recta en escala semi-log.

El efecto skin puede ser estimado mediante una formula similar a la de drawdown

Si se escoge un valor diferente a p1h se debe modificar la constante 3.23 de acuerdo a la siguiente relacin:

La cada de presin relacionada con el efecto skin (pskin) se estima con la siguiente relacin

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 (perodo transiente) para un t=infinito [(tp+t)/t]=1. Duracin del Efecto de Almacenamiento Durante el perodo de flujo posterior o almacenamiento, existir una relacin lineal entre (pws- pwf) y el tiempo t en escala log-log, con una pendiente m=1. Cuando los puntos empiecen a separarse de la tendencia lineal, significa que se est iniciando el perodo transiente. El tiempo de fin de efecto de almacenamiento se estima movindose 1 o 1.5 ciclos luego que la pendiente del grafico log-log cae por debajo de 1. Este tiempo tambin se puede estimar con la siguiente desigualdad:

El Coeficiente de Almacenamiento se puede estimar tomando un punto de p y t de la recta log-log y con la siguiente ecuacin:

Mtodo de Miller-Dyes-Hutchinson (MDH

Cuando el pozo ha estado produciendo suficiente tiempo para alcanzar un estado de flujo pseudo-estable (tp>>t) y el radio de investigacin es cercano a re. En este caso:

Relacin Lineal entre Pws y t en escala semilog, con pendiente m positiva. Esta pendiente es la misma que para Horner. Este mtodo se utiliza mayormente para determinar la presin promedio en el rea de drenaje

MTODO DE CURVAS TIPO Las curvas tipo son representaciones grficas de soluciones tericas de las ecuaciones de flujo (Agarwal et al, 1970). El mtodo consiste en encontrar, dentro de una familia de curvas, la curva terica que mejor coteje con la respuesta real que se obtiene durante la prueba de presin. Este cotejo se realiza en forma grfica, superponiendo la data real con la curva terica. Estas soluciones grficas se presentan en funcin de variables adimensionales (pD, tD, rD, CD). Se basan en las siguientes ecuaciones:

MTODO DE CURVAS TIPO Problema de Unicidad: Se pueden obtener dos o ms respuestas a un mismo problema, debido al desconocimiento en el valor de CD.

Curva tipo de Gringarten (1979) Recordando la relacin entre la presin de fondo y el coeficiente de almacenamiento

Durante el perodo transiente

Sumando y restando ln(CD)

Esta ecuacin describe el comportamiento de la presin en un pozo con efecto de almacenamiento y skin, durante el perodo de flujo transiente

Familia de Curvas Tipo que estn caracterizadas por el parmetro CDe2S, representan diferentes condiciones del pozo, desde pozos estimulados a pozos daados

Para Draw-down

Tomando logaritmos

Para Draw-down Estas ecuaciones indican que un grafico de log(p) vs. log(t) tendr una forma idntica y ser paralelo a un grafico de log(pD) vs. log (tD/CD) Los puntos de ajuste, cuando se realiza el cotejo de la data real con la curva tipo, vienen dados por las siguientes constantes:

Para Restauracin de Presin En este caso, en lugar de emplear el tiempo de cierre t se usa el llamado tiempo de Agarwal (te) o tiempo equivalente; esto para tomar en cuenta los efectos del tiempo de flujo antes del cierre.

Procedimiento Mtodo Curva Tipo de Gringarten 1.- Dependiendo de si la prueba es de drawdown o restauracin, se grafica (pi-pwf) vs t (Drawdown) o (pws-pwf) vs te (Buildup) en escala loglog, con las mismas escalas de la curva tipo de Gringarten 2.- Se chequea los puntos a tiempos pequeos para confirmar la linea recta de pendiente m=1 (presencia de almacenamiento). En este caso, se determina graficamente C. 3.- Se estima el valor de CD 4.- Se superpone el grafico con la data de campo sobre la familia de curvas tipo y se desplaza la curva hasta que se encuentre una curva tipo

que mejor se ajuste a los datos de la prueba. Se registra el valor de CDe2S para esa curva tipo [(CDe2S)MP] 5.- A partir del cotejo se hallan valores arbitrarios de (pD,p)MP en el eje y y (tD/CD,t)MP o (tD/CD,te)MP en el eje x. 6.- Con los puntos de cotejo se puede hallar k,kh (capacidad de flujo) y el factor de almacenamiento C. El efecto skin puede determinarse por la relacin:

Valores del parmetro CDe2s para caracterizar condicin del pozo

MTODO DE LA DERIVADA DE LA PRESIN Este mtodo surge debido a los problemas de unicidad en los metodos anteriores (Curvas Tipo). Bourdet et al (1983) proponen que los regimenes de flujo pueden ser mejor caracterizados si se grafica la derivada de la presin en lugar de la presin misma, en un grfico log-log Las ventajas de este mtodo radican en: - Heterogeneidades difciles de ver con los mtodos convencionales son amplificados con este mtodo -Regmenes de flujo presentan formas caractersticas bien diferenciadas -En un mismo grfico se pueden observar fenmenos que bajo otros mtodos requeriran dos o ms grficas Bourdet defini la Derivada de la Presin Adimensional como la derivada de pD respecto a tD/CD

Anteriormente se defini que para el perodo de almacenamiento se cumple que:

Grfica de pD(tD/CD) vs. (tD/CD) en log-log, ser una lnea recta de pendiente m=1, durante el perodo dominado por almacenamiento. Por otro lado, durante el perodo transiente, para tiempos largos, se cumple que:

Derivando de nuevo con respecto a tD/CD

Curva de la Derivada de Presin Adimensional (Bourdet, 1983)

Combinacin de Curvas de Gringarten y Derivada de Bourdet

Procedimiento para obtener el cotejo con el grfico Gringarten-Bourdet 1.- Se calculan la diferencia de presin p y la funcin de la derivada, dependiendo del tipo de prueba:

Las derivadas se pueden obtener por el mtodo de diferencias centrales Procedimiento para obtener el cotejo con el grfico Gringarten-Bourdet 2.- En papel log-log con la misma escala de la curvas tipo de GringartenBourdet, se grafican p y tp vs t (caso drawdown) o p vs te y tep vs t (caso Build-up) 3.- Se verifica con los puntos iniciales la existencia de la linea recta de pendiente m=1 (presencia de almacenamiento). En este caso, se determina graficamente C y se calcula un valor preliminar de CD 4.- Se chequea el perodo de tiempo tardo en la data de la derivada para confirmar la existencia del perodo transiente (recta horizontal=0.5). 5.- Se colocan ambos grficos sobre la familia de curvas de GringartenBourdet y se trata de encontrar un cotejo simultneo de las curvas. Este doble cotejo genera un resultado de mayor precisin y grado de certeza. 6.- Luego de logrado el cotejo, se selecciona un punto de ajuste (MP) de la misma forma que el mtodo de Gringarten, con los cuales se determinaran las propiedades k, kh y C. 7.- Se registra el valor del grupo (CDe2s)MP de cotejo, a partir de las curvas tipo de Bourdet, con la cual se puede estimar el valor del efecto skin s Desviacin del comportamiento lineal en el perodo transiente (radial infinito)

La seleccin del modelo de interpretacin del yacimiento es el paso ms importante en el anlisis de pruebas de presin. Generalmente, los mtodos de anlisis convencional son insensibles a los cambios de presin, por lo cual el mtodo de la derivada se ha probado como la mejor herramienta de diagnstico, ya que: -Magnifica pequeos cambios de presin -Diferencia claramente los regimenes de flujo y modelos de yacimiento Gringarten (1984) estableci que para seleccionar el mejor modelo de interpretacin se tenan que tomar en cuenta tres (3) componentes principales e independientes uno del otro, los cuales siguen estrictamente la cronologa de la respuesta de presin 1.- Limites Internos: Identificados durante los tiempos tempranos de la prueba: efecto de almacenamiento, efecto skin, separacin de fases, penetracin parcial y fracturas 2.- Comportamiento del Yacimiento: Que ocurre durante el tiempo medio, reflejando el flujo radial. Puede ser homogneo o heterogneo 3.- Lmites Externos: Son identificados con la informacin a tiempos tardos. Existen dos posibles respuestas: Limite sin flujo y lmite a presin constante. Anlisis de datos a tiempos tempranos

Anlisis de datos a tiempos tempranos

Separacin de fases en tubing-anular Ocurre en pozos completados en formaciones con k moderada, restriccin de flujo debida a dao o cuando existe una empacadura La forma de joroba tambin se puede dar por filtracion o comunicacin de una empacadura en una completacin doble

Anlisis de datos a tiempos medianos (Flujo Transiente o Radial Infinito) Durante este perodo pueden presentarse dos tipos de sistemas: -Homogneos: Se caracterizan mediante las propiedades obtenidas de anlisis convencionales -Heterogneos: Estos estn subclasificados en dos categoras: (1) Yacimientos de Doble Porosidad (Naturalmente Fracturados) (2) Yacimientos Multicapas o de Doble Permeabilidad

Fenmenos a tiempos largos (Regin de Tiempo Tardo, LTR)

Presencia de Fallas o Barreras Impermeables: aplicando el principio de superposicin, mediante el mtodo de Horner se puede llegar a una forma o tendencia caracterstica

En caso de que el transiente de presin reconozca una falla o barrera sellante (limite de no flujo), existir un cambio de pendiente en la recta del semi-log de tal manera que: m2=2m1 donde: m1: Pendiente del perodo transiente m2: Pendiente del perodo pseudo-estable, con presencia de falla o lmite sellante m1 permite obtener las propiedades del yacimiento (k,kh,s,IP,EF) p* se obtiene extrapolando la recta de pendiente m2. El tiempo mnimo de cierre requerido para alcanzar el cambio en la pendiente debe cumplir con la siguiente condicin

3.-Prueba a tasas de Usos MltiplesSe realizan a tasa de flujo variable, determinando la presin por perodos estabilizados de flujo. A travs de esta prueba se puede determinar el ndice de productividad del pozo y tambin se puede utilizar para hacer un anlisis nodal del mismo.

continuacin

continuacin

4.-Pruebas de disipacin de presin en pozos inyectores (Fall off test).

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.

MTODO DE HORNER APLICADO A POZOS INYECTORES

PASOS A SEGUIR

MTODO DE MDH

MTODO DE HAZEBROCK, REIMBOW - MATTEWS

MTODO MILLER- DYES- HUTCHINSN

EFECTOS DE ALMACENAMIENTO

5.-PRUEBAS DE INTERFERENCIA

MTODO DE THAIS

6.-PRUEBA DE PULSO

7.-PRUEBA DE PRODUCCIN DRILL STEM TEST (DST):

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. Referencias bibliogrficas:http://www.4shared.com/document/I-U-xonH/anlisis_de_pruebas_de_presin-c.ht