TIPOS DE PRUEBAS DE POZOS

Pruebas de restauración de presión “Build up tests”

Se realizan en pozos productores y consiste en hacer producir el pozo para luego cerrarlo y registrar la presión de fondo medido en función del tiempo.

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 aproximará a Pe.

Podemos determinar a través de esta prueba:

Estimar la permeabilidad del yacimiento. Determinar la presencia de daño. Estimar la presión estática del yacimiento. Geometría del yacimiento.

Curva de presión build up

La curva de build up se divide en tres regiones:

-Región temprana de tiempo (Early-time región):

Durante la cual la presión provisional se está moviendo a través de la formación, cerca del pozo.

-Región mediana de tiempo ( Middle –time region):

Durante la cual la presión provisional se ha desplazado lejos del pozo.

-Región tardía de tiempo (Late -time region):

En la cual el radio de investigación ha alcanzado los límites de drenaje del pozo.

Factores que complican la prueba de presión build up

Frecuentemente las pruebas de presión build up no son simples, muchos factores pueden influenciar la forma de la curva que representa dicha presión. Una forma

inusual puede requerir explicación para completar un análisis apropiado. Factores como fracturas hidráulicos, particularmente en formaciones de baja permeabilidad pueden tener un gran efecto en la forma de la curva.

Otros factores que causan problemas como la presión de fondo medida en condiciones pobres de funcionamiento.

La forma de la curva también puede ser afectada por la interfase roca-fluidos, contacto agua-petróleo, fluido lateral o heterogeneidades de la roca. 

Pruebas de arrastre “Drawdown tests”

Se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante, empezando idealmente con presión uniforme en el yacimiento. La tasa y la presión son registradas como función del tiempo.

Podemos determinar a través de esta prueba:

Estimar la permeabilidad del yacimiento. Factores de superficie. Determinar la presencia de daño. Geometría del yacimiento.

Estas pruebas son aplicables particularmente a:

Nuevos pozos. Pozos que han sido cerrados en suficientemente mucho tiempo para

permitir que la presión se estabilice. Pozos exploratorios son frecuentemente candidatos a largas pruebas

drawdown, con el objetivo común de determinar el volumen mínimo o total que está siendo drenado por el pozo.

Pruebas a tasa de flujo múltiple

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.

Las pruebas de tasa múltiple han tenido la ventaja de proveer datos provisionales de la prueba mientras la producción continua. Tiende a minimizar los cambios en el coeficiente de almacenamiento del pozo y los efectos de la fase de segregación,

esta prueba puede proveer buenos resultados cuando la prueba drawdown o buildup no pueden. 

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.

Permiten determinar las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector.

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

Podemos determinar a través de esta prueba:

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.

Pruebas de interferencia

Tienen como objetivo comprobar la comunicación o conexión entre pozos en un mismo yacimiento.

Comprobar la interferencia horizontal permite demostrar la continuidad de los estratos permeables y analizar la existencia de comunicación vertical en arenas estratificadas.

En este caso, la finalidad del análisis es medir la presión 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 producción y cierre. En el mismo se determina la respuesta de presión en el pozo de observación.

Se caracteriza porque son pruebas de corta duración y los tiempos de flujo deben ser iguales a los tiempos de cierre.

TIPOS DE PRUEBA DE PRESION

Drill Stem Test (Pruebas de presión DST)

Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento.

También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas.

Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de presiones.

A la izquierda se observa una Carta de Presión Esquemática para una prueba DST. (Tomado de Lee, 1982) 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.

Después de construir la Carta de Presión Esquemática 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 presión (pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño.

2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período 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 presión al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede

fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante.

Aplicaciones especiales

1.- Extrapolación de la Presión

La experiencia en el trazado de un gran número de cartas DST en papel semi-logarítmico ha demostrado que cuando el índice kh/μ es mayor de 10 pies md / cp se obtiene una línea recta. Por el contrario, cuando este índice es menor a 10 pies md / cp se obtiene una línea curva; dicho comportamiento también es habitual cuando el flujo radial no está presente.

La producción de una pequeña cantidad de líquido es suficiente para notar una caída en la presión de la formación, de modo que se necesita un tiempo mayor de cierre para obtener una curva build-up útil. El cierre inicial es utilizado para minimizar los efectos de la producción excesiva de fluido.

El tiempo de flujo y la capacidad de la formación inciden directamente en el tiempo de cierre de la prueba, el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas DST erróneas. En formaciones de baja capacidad (K.h), largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.

En formaciones de baja capacidad, largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.

Efecto del tiempo de cierre en la precisión de la Extrapolación de la Presión

2. Permeabilidad Efectiva

La permeabilidad efectiva es otro parámetro que se puede obtener mediante el análisis de las pruebas DST, nuevamente con la aplicación de la teoría 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 línea 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 precisión de la permeabilidad no son estrictos por lo que el valor aproximado obtenido con el DST resulta útil. Dicho valor representa el promedio de todo el área de drenaje, de hecho este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en núcleos.

Método de campo eficaz para el cálculo de la permeabilidad

Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presión se debe restaurar casi hasta la presión original y en el segundo cierre solo será necesaria hasta que la presión llegue a unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presión inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presión donde (t + θ)/θ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presión final de cierre (t + θ)/θ y donde el tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (θ). Extender la unión anterior hasta que corte la ordenada de presión donde (t + θ)/θ =10.

Usando el ΔP que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de

acuerdo a la ecuación:

Técnica para Interpretación de la Permeabilidad Efectiva de un pozo

3. Índice de productividad y daño

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 líquido recobrado, el tiempo de flujo y la diferencia entre la presión de flujo y la presión de la formación. El segundo valor proviene del análisis del final de la curva de cierre. La diferencia entre los dos valores de IP indica el grado de daño a la formación. Este daño es comúnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de la formación.

Método de campo para el cálculo de la relación de daño

Aunque existen métodos más precisos para su determinación, la relación de daño se puede determinar inmediatamente después de culminada la prueba DST mediante el uso de la siguiente ecuación empírica:

Siguiendo el mismo método para la obtención de la permeabilidad, hallamos el ΔP por cada ciclo. La presión de flujo final (Pf) es obtenida directamente de la prueba DST. La figura muestra el procedimiento usado.

Técnica para Interpretación del Radio de Daño de un pozo

4. Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad, etc.)

En principio, la detección de cambios en la transmisibilidad (K.h/μ) en las cercanías del pozo puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando

las condiciones de la formación son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras.

El análisis de las pruebas DST para la determinación de la presencia de barrera presenta las siguientes dificultades:

Se puede demostrar que la distancia de penetración es proporcional al tiempo de flujo. Una relación empírica b2=K.t puede ser usada para estimar el rango de penetración detectable por una prueba DST, la capacidad de la formación (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetración sin el tiempo de flujo adecuado.

La tasa de producción no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden ser causados por una reducción de la tasa de producción.

Las características del yacimiento no son compatibles con la simplificación de las suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causará una curvatura en la carta.

Ejemplo de uso en Venezuela

A todos los pozos perforados de la formación Naricual del campo El Furrial se les realizó RFT y pruebas DST para la captura de datos básicos para caracterizar el yacimiento, con algunas excepciones debido a problemas operacionales. Estas evaluaciones permitieron determinar los niveles de presión 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 comunicación areal y vertical en el yacimiento y finalmente optimizar la selección de los intervalos de cañoneo en los pozos.

Debido al elevado contenido de asfaltenos presente en el crudo, se decidió utilizar 24 °API como límite inferior de completación de los pozos en el campo, ya que diversas pruebas DST demostraron que la completación de pozos por debajo de este nivel ocasionaba serias obstrucciones con asfaltenos en la tubería de producción, líneas de flujo y equipos de superficie.

Drill Stem Test (Pruebas de Presión DST) Parte II

Le damos las gracias a Cipriano Urdiana, uno de los miembros de la Comunidad Petrolera, por ponerse en contacto con nosotros y mostrar su interés por ampliar la información referente a las Pruebas de Presión DST.

A continuación mostramos información suministrada por Cipriano Urdiana con relación a las consideraciones que se tienen en la Sonda de Campeche, México, para las pruebas DST:

1) Las pruebas DST (Drill Stem Testing) proporcionan un método de terminación temporal para determinar las características productivas de una determinada zona durante la etapa de perforación del pozo.

2) La prueba DST consiste en bajar, con la sarta de perforación, un ensamble de fondo que consiste de un empacador y una válvula 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 información:

Muestras de los fluidos del yacimiento Una aproximación de los gastos de producción Presión estática del yacimiento Presión de fondo fluyendo Prueba de presión de corto tiempo (k, kh/µ, s y Dps) Definir la terminación, abandonar la zona (no cementar TR) o seguir

perforando.

Actualmente se han llegado a las siguientes conclusiones, en base a los análisis tiempo-costo, emitiendo las recomendaciones en base a información recabada:

Limitar la aplicación de las pruebas DST, en pozos exploratorios en agujero descubierto, para definir la introducción y cementación de la tubería de explotación, así como, el diseño de la terminación 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 apéndices mayores a 500 metros, se deberá correr la sarta en dos viajes (EMP/USM-DST).

La función de una sarta DST es tomar información y muestras de intervalo de interés, por lo tanto, para la toma de información, se deberá 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• Formación Naricual, campo el Furrial, Venezuela: gerencia de yacimientos en un campo gigante INGEPET ’99 EXPL-3-RM-13

Prueba Isocronal (Prueba para pozos de gas)Prueba Isocronal (Prueba para pozos de gas):

·         Características:*A diferencia de las pruebas convencionales en la Isocronal no se requiere alcanzar condiciones estabilizadas.

*Esta consiste en producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de tiempo iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presión promedio del área en el periodo comprendido entre dos cambios de tasas subsiguientes.

·         Determina:*Las pruebas isocronales son utilizadas para determinar el potencial de flujo abierto (AOF) en pozos perforados o produciendo de medios porosos de baja permeabilidad.

·         El procedimiento a seguir para realizar una prueba Isocronal es el siguiente:

1)      Cerrar el pozo y permitir la restauración de la presión hasta su seudo estabilización.

2)      Producir el pozo a una tasa de flujo constante y tomar simultáneamente medidas de presión es función del tiempo. (Los periodos del tiempo a los cuales se toman las medidas de presión deben ser fijos para todas las tasas de flujo).

3)      Cerrar el pozo y permitir la restauración de la presión hasta el mismo valor seudo estabilizado.

4)      Producir el pozo a una tasa de flujo diferente y tomar valores de presión en los mismos intervalos del tiempo especificados en 2.

5)      Repetir los pasos 3 y 4 para otro valor de esta tasa de flujo.

Prueba MultitasasPrueba Multitasas:

·         Características:*Las pruebas Multitasas 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 Multitasas 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 Multitasas consiste en producir un pozo a diferentes tasas, se realizan varios precedidos de cierre que alcanzan la presión de estabilización.

*Otra forma de realizar la prueba Multitasas 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 Multitasas 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 Multitasas tienen la ventaja de proveer datos de pruebas transitorias aun cuando la producción continúa. Contribuye a minimizar los cambios en los coeficientes 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 Multitasas 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 Multitasas 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.

Prueba de Pozos

1.      ¿Qué son las pruebas de Pozos?

Son pruebas que tienen como objetivo la determinación de los volúmenes, propiedades y características de los fluidos producidos presentes en el yacimiento además de la determinación de parámetros de las rocas y del yacimiento.

2.      ¿Cómo se logra por medio de las pruebas de pozos la información deseada?

Se logra mediante el uso de técnicas y herramientas especiales para estudiar y determinar las condiciones del pozo, bien sea producción o inyección.

3.      ¿Cómo se clasifican las pruebas de pozo?

Pruebas periódicas de producción. Pruebas de presión de fondo. Pruebas de Productividad.

4.      ¿Cuáles son los objetivos del proceso que implica una prueba de pozo?

Su objetivo es determinar los volúmenes, características, propiedades así como determinar parámetros de las rocas y de los fluidos.

5.      ¿Qué son las pruebas de presión?

Son técnicas de presión que se realizaron para evaluar una formación de hidrocarburo, estas técnicas consisten en medir la respuesta de dicha formación a un cambio de la condiciones de producción y/o inyección en función del tiempo, determinando ciertos parámetros de la roca, las cuales permiten predecir anomalía del reservorio.

Generalmente se realizan en pozos con problemas en la producción o pozos menos para lograr definir las propiedades de la formación y así elaborar un plan de acción y obtener una óptima producción de los yacimientos.

Todas pruebas de presión involucran la producción o inyección de fluidos, ya que la respuesta de presión es afectada por la naturaleza de flujo alrededor del pozo en estado.

6.      ¿Cuáles son los objetivos de las Pruebas de Presión?

Su  objetivo es obtener la siguiente información, dependiendo del diseño de la misma:

Permeabilidad del yacimiento Permeabilidad efectiva Porosidad Parámetros de doble porosidad Capacidad de producción del pozo. Presión estática del yacimiento Presión promedio o inicial del yacimiento en el área de drenaje. Nota: Aditivos no causan daño a la formación. Tamaño del pozo. Heterogeneidad de Pozo.

Grado de comunicación entre las zonas del yacimientos. Nota: mapas. Características de fracturas que están cercanas al pozo, por medio de inyección

vemos si hay canalización. Comunicación entre pozos. Transmisibilidad del pozo Estimar frente de desplazamiento en proceso de inyección. Factores de Pseudaño. Penetración Parcial Turbulencia Terminación Grado de comunicación entre varios yacimientos a través de un acuífero en común. Confirmación de casquete de gas. Condiciones de entrada de agua. Etapa exploratoria se permite estimar nuevas reservas, diseñas completación, etc. Justificar gastos. Mecanismo de empuje que activa.

7.      ¿Qué implica la prueba de presión?

Implica obtener un registro de las presiones de fondo con función del tiempo debido a cambios en la tasa de flujo.

8.      ¿La prueba de presión permite determinar el tipo de mecanismo de empuje de un campo?

Si, lo permite.

9.      ¿Cómo es la respuesta de la prueba de presión?

Su respuesta es función de las características del yacimiento y de la historia de producción.

10.   ¿Hay otra forma de obtener información del comportamiento de un yacimiento?

La única forma es aplican una prueba de presión al yacimiento, y así obtener un comportamiento real.

11.   ¿Qué es un análisis de prueba de presión?

Es un experimentó de flujo que se utiliza para determinar algunos características del yacimiento de manera indirecta.

La prueba de presión constituye la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.

La compresión de la respuesta del pozo requiere el conocimiento básico de la teoría del flujo transitorio de fluidos por medios porosos

Los objetivos del análisis de prueba de pozos no dependen del diseño.

12.   ¿Cuál es objetivo del análisis de las pruebas de presión?

El objetivo es determinar volúmenes, propiedades y características de los fluidos producidos así como la determinación de parámetros de las rocas yacimientos.

13.   ¿Qué implica un análisis de prueba de presión?

Caracterización Monitoreo Gerencia de Yacimientos.

14.   Métodos de análisis de pruebas de presión:

Los métodos de análisis de pruebas de presión están basados en las ecuaciones de flujo transitorio (no continuo), las cuales son usadas como herramientas analíticas en la evaluación de la formación.

15.   Secuencia operacional de una prueba de presión.

        Selección de pozos a probar.        Diseñar la prueba.

-Método de producción.*Flujo Natural (FN)*Levantamiento Artificial por Gas*Bombeo Electro sumergible*Bombeo Hidráulico.*Bombeo Mecánico.*Bombeo de Cavidades Progresivas levantamiento artificial por gas.                              -Tipo de medidor:*Mecánico (Ameradas)*Electrónico(Capacitancia, cuarzo, zafiro)Medición (Tiempo Real-Memoria)SRO (Surface readout)                              -Tipo de pozo:*Hueco Abierto*Entubado*Vertical*Horizontal*Productos*Inyector                              -Tipo de Prueba:*Estática /Fluyente*DST (Corta o Larga Dur.)*RFT/MDT*Tasa Variable o Isocronal*Bulid-up Convencional*Bulid-up Pre-Fractura*Bulid-up Pos-Fractura*Declinación (Draw- Dowm).*Fall off (Disipación)*Inyectividad*Interferencia                              - Modelo de Pozo / Yacimiento:*Pozo Fracturada*Pozo de gas.*Yacimiento homogéneo

*Yacimiento Estratificado*Pozo Selectivo*Pozo Zona Única*Pozo Exploratorio*Yacimiento Saturado*Yacimiento Sub-saturado*Yacimiento de Doble Porosidad*Yacimiento Agotado                              - Resolución de Medidor:                              -Calibración del medidor:*Fecha de última calibración*Proceso de calibración*Validación de la calibración                              -Estado Mecánico del Pozo                              -Posición del medidor                              -Tiempo de duración de la prueba

        Selección de la contratista        Toma de la prueba: Acondicionamiento del pozo, revisión de fuga.        Interpretación de la prueba:

-Capacidad del flujo-Efecto de superficial-Presión Promedio-Tipo y distancia de los límites-Índice de productividad

        Integración:-Base de datos-Inclusión de resultados en los modelas estático y dinámico.-Mejora de la productividad

16.   ¿Cuáles son los tipos de pruebas de presión?

DST                Durante la perforación RFT

Gradiente estática Gradiente dinámica Declinación o arrastre (Draw Down). Restauración (Build up) Multitasas Flujo tras flujo                                                    Completación Permanente Inyectividad Disipación de presión (fall off) Interferencia Prueba de contrapresión Presión Isocronal Presión Isocronal Modificada

17.   Pruebas de DST (Hill Stem Test):

        Características:*Prueba de producción con taladro en sitio.

*Se realiza a nivel Geológico.*Extraer lo fluidos de la formación.*Medir caudales de flujo.

        Determina:Ayuda a determinar la posibilidad de producción comercial debida a los tipos de fluidos recobrados y las tasas de flujo observadas. Análisis de datos de presión transitorias del DST pueden suministrar un estimado de las propiedades de la formación y daño al pozo perforado. Estos datos a su vez pueden ser usados en la estimación del potencial del fluido del pozo con una terminación normal que emplea técnicas de simulación para remover el daño e incremento efectivo del tamaño  del daño en el pozo perforado.

        Objetivos:Las pruebas de producción o prueba de DST tienen como objetivo evaluar los horizontes prospectivos encontrados en el pozo a medida que se realiza la perforación. Se realizan en pozos exploratorios o de avanzada, aunque a menudo, también, en pozos de desarrollo, con el propósito de estimar la extensión de las reservas.

La prueba DST constituye una completación temporal del pozo, ya que la herramienta utilizada permite aislar la formación del lodo de perforación, registrar la presión de fondo y tomar una muestra de los fluidos del fondo del pozo. De esta manera se podrán determinar las propiedades de la formación y de los fluidos del yacimiento antes de tomar la decisión de completar el pozo.

Una prueba de producción DST suministra una completación temporal del intervalo examinado; la columna de sondeo sirve como una tubería de producción.

Los objetivos de la prueba DST:

Determinación de la producción de fluidos en zonas prospectivas, tasas de flujo y tipos de fluidos presentes.

Determinación de la presión y temperatura en el fondo del pozo. Determinación de la permeabilidad de la formación, eficiencia de flujo y presencia de

daño. Determinación de la heterogeneidad del yacimiento. Determinación de la extensión del yacimiento. Determinación del potencial de producción.

Esta información puede ser obtenida del comportamiento de presión del fondo del pozo en función del tiempo, cerrando y fluyendo el pozo en forma alternada. Por lo general, la presión de producción consta de dos periodos de flujo cada uno seguido de un periodo de cierre. La presión es registrada en forma continua.

        Información que suministra:

Un buen DST produce una muestra de los tipos de fluidos presentes en el yacimiento, una indicación de la tasa de flujo, medidas de presión de fondo estática y fluyente, y una prueba de presión transitoria a corto plazo.

18.      Pruebas RFT (Repeat Formation Test):        Características:

El probador de formación repetitivo (Repeat Formation Test) sistema para medir presiones y tomar muestras de fluidos.

Probador de presiones de formación. Esto es una herramienta que pone en comunicación un permite investigar las

características estáticas y dinámicas del fluido de la formación a hoyo desnudo. Este tipo de prueba es realizado en el pozo, inmediatamente después de los registros

eléctricos. Consiste en medir puntos de presión a diferentes profundidades. Validad los resultados de los registros eléctricos. Determinación del tipo de fluido y de los contactos (CAP/CGP). Identificación de barreras verticales y horizontales al flujo. Estratificación (Heterogeneidades) del yacimiento. Investigación del flujo cruzado entre estratos. Identificación de estructuras complejas.

        Determina:

La idea básica de la prueba es medir puntos de presión a diferentes profundidades del pozo, con el fin de determinar:

Gradiente de presión a lo largo de formación. Posible comunicación entre las diferentes zonas o lentes de la formación. Determinación de la presión de formación. Contacto de fluidos. Daños por lodo de perforación.

         Aplicaciones:

Grafico de Presión Vs. Prof. Para determinar densidades de fluidos. Grafico RFT de la Presión Hidrostática. Gradientes en formaciones de poco espesor o delgadas. Determinación del tipo de fluidos y de los contactos. Localización contactos de fluidos. Identificación de barreras verticales de flujo Identificación de barreras horizontales de flujo. Identificación de estructuras complejas Perfiles de presión en yacimientos homogéneos. Perfiles de presión en un pozo de desarrollado. Investigación de flujo cruzado entre estratos. Definición de barreras de flujo Diseño del programa de inyección. Efectos de la variación de permeabilidad en la inyección. Generación de mapas isobáricos a partir de perfiles de presión.

19.      Prueba de Gradiente de presión (Gradiente Estático y Gradiente Dinámico):

Esta prueba consiste en realizar paradas a diferentes temperaturas, tomando las medidas de presión y temperatura en cada parada. El gradiente de presión puede ser dinámico (pozo fluyendo) y estático (pozo cerrado).

        Gradiente Estático:

De un flujo en un yacimiento es la presión que existe cuando no hay alteraciones mecánicas o de flujo. Dicha presión denota la presión que existe al frente de la formación petrolífera cuando la producción sea interrumpida por un lapso suficiente de tiempo para permitir la restauración de la presión en el fondo del pozo resultante de la columna de gas y de líquido. Esta presión restaurada es igual a la presión que existe en la zona petrolífera.

Por consiguiente, la presión de yacimiento es la presión que existe en condiciones de equilibrio antes o después de que hayan establecido las operaciones de producción.

Para determinar la presión de fondo se requiere instrumentos de alta precisión si se considera que en ciertos casos los cambios de presión en un periodo de tiempo relativamente largo durante la historia de producción puede ser por ejemplo, de 1 a 4 lpc. Cuando la presión del yacimiento es de 2000 lpc.

La prueba de presión estática es una prueba puntual que se realiza con el pozo cerrado para determinar entre otras cosas el gradiente de presión estático (G).

 Aplicación de la información de presión estática del fondo en estudios geológicos o de ingeniería de producción:

Pruebas de productividad y determinación de las curvas de presión diferencial (Pe-Pw). *Determinación del potencial de un pozo por medio de las curvas de presión diferencial.

Determinación de la presión mínima de flujo requerida. Control de eficiencia de los proyectos de restauración de presión y el control de flujo

lateral de gas en la formación. Control y determinación de la migración de petróleo a través de los límites del

yacimiento. Determinación del área de drenaje del pozo y la interferencia entre ellos. Cálculo de índice de productividad del pozo. Determinación de la presencia de obstrucciones en la permeabilidad (K) de la

formación. Determinación del tipo de mecanismo de empuje en un campo, por medio de mapas

isobáricos construidos a diferentes intervalos de tiempo durante la historia de producción del campo.

Determinación de la tasa optima de producción.

        Gradiente Dinámico o Prueba de presión fondo fluyente :

Es un registro de presión que consiste en introducir un sensor de presión y temperatura (Memory Gauge) haciendo mediciones desde superficie hasta fondo o de fondo a superficie del pozo, cuando el pozo está fluyendo.

Se tienen que realizar estaciones de medición por un tiempo determinado de 5 a 10 min, las profundidades se las define según programa operativo.

Las presiones y temperaturas que se lean son correlacionadas con sus profundidades para tener un gradiente de presión y temperatura.

La prueba de presión fondo fluyente (Pwf), se realiza en pozos que se encuentran produciendo, es decir, en pozos abiertos a la producción. Esta prueba da buenos resultados cuando el pozo se produce por flujo natural, presentando así, limitaciones en pozos con gas-life y pozos que producen por bombeo mecánico.

En el caso de la producción por bombeo mecánico se utiliza el Eco-miter, que permite hacer mediciones de presión / estática y fluyente). La presión de fondo fluyente es afectada por el tamaño de los reductores, tipo de yacimiento, entre otros. Tomando en cuenta que a su vez que esta es una prueba puntual en la que se determina el gradiente dinámico de presión del pozo.

 20.      Prueba de Declinación o arrastre de presión (Draw Down):

        Características:

Se basa en la medición de la presión inicial de producción de un pozo, aunque no están limitadas a dicho período inicial productivo.

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 (Drawdown) puede durar desde unas pocas horas hasta varios días si es necesario, dependiendo de los objetivos de la prueba.

Una prueba de flujo 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 (Drawdown) con una presión uniforme en el yacimiento, debido a esta razón los pozos nuevos son excelentes candidatos.

Aunque una debida corrida de una prueba Drawdown 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 Multitasas, las cuales podrían  ser usadas también si el pozo no fuera cerrado por un tiempo suficiente hasta alcanzar la presión estática del yacimiento.

Se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante y registrando la presión como función del tiempo. La información que se obtiene usualmente incluye la permeabilidad del yacimiento, el factor de daño, y el volumen del yacimiento (si la prueba se realiza por largo tiempo).

        Objetivos:

Los objetivos de una prueba de flujo incluyen estimaciones de permeabilidad, factor de daño y en ocasiones, el volumen del yacimiento. La prueba de evaluación de presiones durante el período de flujo es particularmente aplicada en pozos nuevos y en aquellos que han sido cerrados un tiempo suficientemente largo, que permite que la presión estática del yacimiento se estabilice.

        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.

21.      Prueba de restauración de presión (Build up):

        Características:Las pruebas de presión Build-up, probablemente es la técnica más común de pruebas de pozos transitorios.

Este tipo de prueba fue introducida por primera vez por los hidrólogos de aguas subterráneas, pero han sido usados ampliamente en la industria petrolera.

Una prueba de restauración de presión adecuadamente diseñada y ejecutada, permitirá obtener parámetros para la definición y caracterización de la formación productora.

Este tipo de prueba requiere cerrar el pozo en producción. El más común y simple análisis técnico requiere que el pozo produzca a una tasa de flujo constante, ya sea desde la puesta en marcha del pozo a producción después da la perforación o a lo largo de un periodo de tiempo para establecer una distribución de presión estabilizada antes del cierre.

La presión es medida antes del cierre y es registrada en función del tiempo durante el periodo de cierre. La curva resultante de la presión es analizada para determinar las propiedades del yacimiento y las condiciones del pozo.

En todas las pruebas transitorias del pozo, el conocimiento de las condiciones mecánicas de la superficie y el subsuelo es importante en la interpretación de los datos de la prueba. Por consiguiente, es recomendable que el tamaño de las tuberías y revestido res, profundidad del pozo, localizaciones de las empacadura, etc., sea determinado al inicio de la interpretación de los datos. Un tiempo corto de observaciones de presiones usualmente son necesarios para completar la declinación del pozo perforado.

Estabilizar el pozo a una tasa constante antes de la prueba es parte importante de la prueba Build- up. Si la estabilización de la prueba es muy difícil o imposible, las técnicas de análisis de datos pueden proporcionar información errónea acerca de la formación. Sin embargo, es importante el grado de adaptación de la estabilización; un camino, es chequear la duración de un periodo a una tasa constante del pre-cierre dentro del tiempo requerido para la estabilización.

La caída de presión total en cualquier punto de un yacimiento es la suma de las caídas de presión causadas por efectos del flujo en cada uno de los pozos del yacimiento.

        Determina:

Se realizan en pozos productores y consisten en hacer producir el pozo a una tasa estabilizad para luego cerrarlo. El incremento de la presión de fondo es medido como función del tiempo, a partir de estos datos es posible:

Permeabilidad de la formación. Transmisibilidad del yacimiento. Eficiencia de flujo. Efecto de almacenamiento del pozo. Presión promedio en el área de drenaje. Presencia de daño o estimulación. Heterogeneidades y contornos presentes en el yacimiento.

Se realizan en pozos productores y consisten en hacer producir el pozo a una tasa estabilizad para luego cerrarlo. El incremento de la presión de fondo es medido como función del tiempo, a partir de estos datos es posible:

        Factores que afectan la prueba de presión Build-up:

Frecuentemente, las pruebas de presión Build-up no son tan simples como parecen ser y muchos factores pueden influenciar la forma de la curva de presión Build-up.

Los efectos de almacenamiento en el pozo perforado, fracturas hidráulicas, especialmente en formaciones de baja permeabilidad, pueden tener un mayor efecto sobre la forma de la curva  su análisis. Otro problema práctico que puede generar alguna dificultad incluye medidores de presión de fondo en malas condiciones, fuga en las bombas o en los lubricantes, problemas resultantes de la bomba de tracción antes de colocar el medidor, etc.

Adicionalmente, pozos con altas relaciones gas-petróleo pueden presentar saltos durante la pruebe de presión. En tales casos, la presión de fondo se incrementa hasta un máximo, decrece y finalmente en forma normal.

En algunas ocasiones, la segregación de agua y petróleo en un pozo puede producir un salto en la forma de la curva de presión, también puede ser afectada por las interfaces entre las rocas y los fluidos; contactos agua-petróleo, gas-petróleo, estratos, fluidos laterales y rocas heterogéneas. Almacenamiento, daños o mejorados y la geometría de área de  drenaje pueden también afectar la forma de la curva.

22.      Prueba Multitasas:

        Características:

Las pruebas Multitasas 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 Multitasas 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 Multitasas consiste en producir un pozo a diferentes tasas, se realizan varios precedidos de cierre que alcanzan la presión de estabilización.

Otra forma de realizar la prueba Multitasas 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 Multitasas 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 Multitasas tienen la ventaja de proveer datos de pruebas transitorias aun cuando la producción continúa. Contribuye a minimizar los cambios en los coeficientes 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 Multitasas 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 Multitasas 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.

23.      Prueba de interferencia:

        Características:

En una prueba de interferencia un pozo está produciendo y el comportamiento de la presión es observada en otro pozo vecino.

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 Drawdown,  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.          Determina:

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

24.      Prueba de Inyectividad :

        Características:

La prueba de Inyectividad consiste en lograr medir la presión  transitoria durante la inyección de un flujo dentro del pozo.

Para realizar la prueba, el pozo es inicialmente cerrado y se estabiliza hasta  la presión de yacimiento (q=o), posteriormente se comienza el periodo de inacción a una tasa constante (q=ctte). Con esto se busca medir la declinación de presión subsiguiente al cierre de la inyección el resto de  los parámetros permeabilidad, efecto de daño, efecto de almacenamiento se obtiene de la misma forma, que en las pruebas de restauración.

Una prueba de inyección es conceptualmente idéntica a una prueba Draw-Down, excepto por el hecho de que la tasa de inyección puede usualmente  ser controlada más fácilmente que en las tasas de producción, sin embargo, Los análisis de los resultados de la prueba pueden ser complicados por los efectos multifase, a menos que el fluido inyectado sea el mismo o compatible con los fluidos contenidos en la formación.

25.      Prueba de disipación de presión (Fall off):

        Características:

En una prueba Fall-Off se mide la subsiguiente declinación de presión al terminar la inyección. Por lo tanto es conceptualmente idéntica a una prueba Build-up. Si el fluido inyectado es diferente al fluido de la formación entonces hacer el análisis e interpretación será más difícil.

*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.

*Se corren cerrando el pozo inyector y registrando la presión en el fondo del pozo como función del tiempo de cierre. Es análoga a las pruebas de restauración de presión en pozos productores. La teoría para el análisis de las pruebas supone que se tiene una tasa de inyección constante antes de la prueba.

        Determina:

Con esta prueba es posible determinar:

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.

26.      Prueba de flujo tras flujo:

Las pruebas flujo tras flujo, que a veces son llamadas backpressure o prueba de 4 puntos, son realizadas en un pozo con una serie de flujos a tasas estabilizadas para medir la presión de fondo fluyente en la cara de la arena. Cada caudal es establecido en sucesión con o sin un periodo pequeño de cierre del pozo. El requerimiento de los períodos de flujo es que los mismos alcancen condiciones estables, que es a veces una limitación en este tipo de prueba, sobre todo en yacimientos de muy baja permeabilidad, que toman un largo tiempo para alcanzar condiciones estables de flujo.

27.      Prueba de contrapresión o Prueba convencional (Prueba para pozos de gas):

        Características:La prueba convencional ha sido llamada también prueba de potencial absoluto o prueba de contrapresión, consiste en cerrar el pozo a producción y permitir una restauración de presión hasta obtener una estabilización.

Luego, se abre a producción y se toman medidas de presión a diferentes tasas de flujo las cuales varían después que las presiones de flujo se han estabilizado. El número de tasas de flujo es por lo general de cuatro y una vez obtenidas las mediciones, se cierra el pozo.

28.       Prueba Isocronal (Prueba para pozos de gas):

        Características:A diferencia de las pruebas convencionales en la Isocronal no se requiere alcanzar condiciones estabilizadas.

Esta consiste en producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de tiempo iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presión promedio del área en el periodo comprendido entre dos cambios de tasas subsiguientes.

        Determina:

Las pruebas isocronales son utilizadas para determinar el potencial de flujo abierto (AOF) en pozos perforados o produciendo de medios porosos de baja permeabilidad.

        El procedimiento a seguir para realizar una prueba Isocronal es el siguiente:

1)      Cerrar el pozo y permitir la restauración de la presión hasta su seudo estabilización.2)      Producir el pozo a una tasa de flujo constante y tomar simultáneamente medidas de presión

es función del tiempo. (Los periodos del tiempo a los cuales se toman las medidas de presión deben ser fijos para todas las tasas de flujo).

3)      Cerrar el pozo y permitir la restauración de la presión hasta el mismo valor seudo estabilizado.

4)      Producir el pozo a una tasa de flujo diferente y tomar valores de presión en los mismos intervalos del tiempo especificados en 2.

5)      Repetir los pasos 3 y 4 para otro valor de esta tasa de flujo.

29.      Prueba Isocronal Modificada (Prueba para pozos de gas):

        Características:

*Una prueba Isocronal normal no siempre es aplicable en forma práctica, dado que el tiempo de seudo estabilización puede ser excesivamente largo.

Los cálculos se realizan de manera similar a la prueba isocronal normal. La característica fundamental de la prueba isocronal modificada es que los periodos de flujo y los periodos de cierre son todo iguales.

30.      Factores que afectan a una prueba de presión:

        Efecto de redistribución de fases: Fenómeno que ocurre a nivel de pozos. Consiste en el movimiento de fluidos dentro del pozo. Ocurre cuando la presión de fondo menor a presión de saturación. Origina una región de dos fases en la vecindad del pozo. La fase gaseosa produce una presurización de los fluidos. Afecta el comportamiento de la presión a tiempos cortos.

        Efecto de llene y almacenamiento:En la práctica las modificaciones del flujo en un pozo ocurren en la superficie, por los que los fluidos que contiene el pozo amortiguan los efectos de cambio de flujo. A este fenómeno se le conoce como almacenamiento y afecta principalmente a todas las pruebas de presión, a excepción de los casos en que se utilizan medidores de flujo o válvulas de cierre en el fondo del pozo.

El fenómeno de almacenamiento puede originarse por dos mecanismos: expansión (compresión) de los fluidos y movimiento de nivel de líquido en el espacio anular.Este fenómeno afecta las mediciones de presión una vez cerrado el pozo, ya que la formación continua aportando fluidos al pozo hasta alcanzar las condiciones de equilibrio hidrostática (post-flujo).

Afecta el comportamiento de la presión a tiempos cortos.        Efecto de daño:

Daño a la formación, se puede definir como una reducción en la permeabilidad de una zona productora en la vecindad de un pozo.

Puede ser causada durante el periodo de perforación, terminación o producción de un pozo.*Cuando una formación tiene un valor de daño mayor que cero (S>0), se considera que el pozo presenta restricciones de flujo y mientras mayor sea este valor, mayor será la reducción de la permeabilidad.

Cuando el pozo no presenta daño el valor de S es igual a cero (S=0), mientras que cuando el valor es negativo (S<0) se considera que el pozo se encuentra estimulado.

31.     Información obtenida de pruebas de presión:

        La información obtenida de las pruebas de presión es utilizada para reducir el riesgo económico de un amplio rango de decisiones a ser tomadas durante la vida productiva de un pozo y/o yacimiento.

        En la interpretación de la prueba se debe considerar:

Pozos Exploratorios *Pozos de Desarrollo Pozos de Avanzada

        Una prueba de presión adecuadamente diseñada, ejecutada y analizada, Genera:

Presión promedia del yacimiento o del área de drenaje de un pozo. Transmisibilidad de la formación Factor de daño total de la formación. Evaluación de estimulaciones / fracturamiento. Área de drenaje Volumen de drene. Modelo geométrico del área de drenaje.

Caracterización de los efectos de llene. Presencia de flujo no Darcy. Anisotropías. Heterogeneidades y fronteras. Conectividad o interferencia entre pozos.

32.      Integración de las Geociencias en la Evaluación de las Pruebas de Presión:

        Estructura: Determinación de fallas, estado de las fallas.        Geoestadística: Mapa de presiones.        Simulación numérica: Validación del modelo geológico. Equiprobable cotejo histórico.        Producción: Tasa Critica. Diseño del levantamiento artificial. Diseño de instalaciones de

subsuelo.        Perforación/ Completación: Efecto superficial. Daño S (Skin). Cañoneo selectivo.        Yacimientos: Potencial. Eficiencia de flujo. Vida del Yacimiento. Estado de agotamiento.

Extensión. Comunicación.        Geomecánica: Esfuerzo efectivo. Estabilidad del hoyo. Fracturamientos.        Estratigrafía/Petrofísica: Definición de unidades de flujo cambios de litología.        Sedimentología: Canales preferenciales de flujo continuidad de arenas.

33.      Aplicaciones de las pruebas de presión:

        Evaluación de Productividad:

Índice de Productividad Efecto superficial. Afluencia del pozo.

        Monitoreo de Yacimiento:

Presión inicial. Presiones a cualquier tiempo.

        Características del Yacimiento:

Distribución de K.h. Presión inicial. Comunicación vertical. Límites del yacimiento. Mecanismo Producción.

        Gerencia del yacimiento:

Índice de productividad. Historia de presión. Pozos y Yacimiento.

34.      Caracterización de los yacimientos:

        Modelo de simulación        Modelo de datos.        Modelo Estructural.        Modelo Sedimentológico.

        Modelo Petrofísico        Modelo de fluidos.        Modelo Geoestadística.        Estrategia para maximizar el recobro:         

Exploración Declinación: Estrategias de declinación, levantamiento de datos básicos, evaluación

extensiva de pozos. Facilidad económica de desarrollo. Estrategia preliminar de desarrollo.

Desarrollo: Estrategia de explotación. Adquisición de datos. Estudios integrados. Construcción de pozos. Instalaciones de producción.

Producción: Monitoreo y control. Gerencia de la estrategia de explotación. Mantenimientos de potencial o instalaciones.

Abandono

        Estrategia Inicial de Desarrollo:

¿Mediante Cuales mecanismos primarios producirá el yacimiento?¿Se requerirá un proceso de recuperación secundaria? Cuando?¿Cuál será la capacidad de producción del campo?¿Cuantos pozos y de qué tipo? Como deben completarse?¿Qué tipo de instalaciones de producción se requieren?¿Cuál será el nivel de inversiones y costos de producción?¿Cuál será la rentabilidad del proyecto de desarrollo?¿Cuáles son los riesgos asociados?¿Se requiere una prueba piloto o un desarrollo previo limitado?¿Vale la Pena desarrollar?

        Optimización de la Estrategia

¿Es necesario estrategias suplementarias para ciertas zonas del yacimiento pobremente drenadas?¿Se requiere modificar el proceso de Recuperación Secundaria?¿Implantar un proyecto de Recuperación Terciaria?¿Reducir el espaciamiento de pozos?¿A qué costo?Declinación, problemas de producción.Manejo de fluidos indeseables.

35.      ¿Qué son los perfiles de producción?

Se puede definir como las Mediciones efectuadas en el subsuelo posteriores a la completación inicial del pozo.

36.      ¿Cuál es el objetivo del perfilaje de producción?Su objetivo es proporcionar información sobre la naturaleza y el movimiento de los fluidos dentro del pozo.

37.      ¿Cuáles son las grandes áreas a las que se aplica el perfilaje de producción?

        Comportamiento de los yacimientos:Incluye:

Perfiles de flujo en los pozos, para determinar la cantidad y tipos de fluidos producidos en cada zona del pozo (y del yacimiento).

Determinación del índice de productividad para los pozos de petróleo. Potencial total para pozos de gas.

        Problema en los pozos:

*Los perfiles de producción corridos a una edad temprana en la vida del pozo, sirven como marco de comparación con corridas posteriores, bien sea para monitorear la etapa de agotamiento del pozo o para resolver problemas.

*Los problemas causados por fallas en la tubería de revestimiento u otras herramientas de la completación o la comunicación entre zonas, por detrás de la tubería pueden definirse y localizarse con estos perfiles de producción.

*Las reparaciones resultan simples y económicas cuando la naturaleza del problema está bien entendida antes de comenzar los trabajos de reparación.

*En ocasiones, las soluciones pueden lograse con herramientas bajadas a través de la tubería eductora, con poca o escasa perdida de producción como consecuencia de los trabajaos.

*Cuando se trata de trabajos de fracturación adificaciones y otros tratamientos a las formaciones los perfilajes de producción se usan para evaluar la efectividad de dichos tratamientos.

*En los pozos inyectores es importante conocer no solo la cantidad de fluidos que recibe un pozo, sino la cantidad que penetra en cada horizonte o zona, a determinadas tasa de inyección.

Con los perfiles de producción se pueden determinar no sola distribución, que revela sigue está cumpliendo el comportamiento esperado, sino la causa de cualquier posible problema durante la inyección, bien sea fallas mecánicas en el pozo o por características no esperadas de la formación. La interpretación en pozos inyectores es simple, pues los fluidos inyectores son monofásicos.

38.      Pozos en condición de estabilidad:

Excepto por unos pocos casos, las técnicas de interpretación se aplican a un pozo que produce en condiciones relativamente de estado estable. A continuación se define lo que es una condición estabilizada.

        Estabilidad estática:

*Para un pozo cerrado en la superficie, el retorno a condiciones estáticas puede resultar muy lento para ser medido con las herramientas de producción disponibles. La presión estática, por ejemplo, a veces requiere de más de 72 horas antes de poder ser extrapolada a condiciones estáticas. A los efectos de un Gradiomanómetro y de un Medidor de Flujo, cuando se toman medidas a intervalos de media hora en un pozo cerrado y no se perciben variaciones, el pozo puede considerarse estático.

*Para el propósito de medición del gradiente estático de columnas de petróleo, gas y agua, un período de dos horas de cierre es suficiente; no obstante, hay que tener en cuenta que el

hecho de cerrar el pozo en la superficie no impide la posible ocurrencia de un retroflujo o de flujo entre zonas en el fondo del pozo.

        Estabilidad Térmica:

La estabilidad termal puede requerir muchos días antes de ocurrir, dependiendo de la magnitud y la cantidad de tiempo en que se causó el disturbio. Por otra parte, la estabilidad térmica bajo condiciones dinámicas de producción, se alcanza cuando se logra una tasa de producción estable.

        Estabilidad dinámica:

Cuando un pozo se programa para perfilaje de producción, sus tasas de producción deben controlarse cuidadosamente para determinar si la producción es estable. Si el pozo ha estado cerrado por un período previo prolongado, la producción puede tomar poco o mucho tiempo para estabilizarse, dependiendo de las características del yacimiento y de la tasa de producción que se pretenda estabilizar.

39.      Reestabilización después de períodos cortos de cierre:

        Pozos Fluyentes y de Levantamiento por Gas:

Usualmente las herramientas de perfilaje de producción se corren con el pozo produciendo a su tasa normal. Si el diámetro interno de la herramienta es muy cercano al diámetro de la tubería eductora, el pozo puede ser cerrado por un corto lapso para permitir la bajada de la herramienta, de forma de evitar las altas caídas de presión por fricción en el anular entre tubería y herramienta.

Antes de la corrida del perfil, el pozo debe ser reestabilizado, lo cual puede tomar unas horas si el pozo estuvo cerrado por una hora o más, o menos si el cierre fue solo durante el paso de la herramienta por alguna sección reducida de la tubería. Se considera que el pozo está estabilizado si la presión en el cabezal de producción (THP) permanece constante por alrededor de ½ hora.

        Pozos de bombeo:

Si el bombeo tiene que pararse por cualquier razón no prevista, el tiempo para reestabilizarlo dependerá del tiempo que estuvo cerrado, del área anular y del Índice de Productividad (IP), según se verá más adelante en este curso.

        Producción cíclica e intermitente:

La producción de un pozo puede tender a ser en forma de ciclos o intermitente.

Dos de las causas que se discuten en este taller son el cabeceo o producción por cabezadas y el levantamiento intermitente por gas.

* Levantamiento Intermitente por Gas: Ocasionalmente, cuando se trata de economizar gas de levantamiento, el gas puede ser inyectado en forma intermitente mediante un control de superficie, o regulado automáticamente en el fondo del pozo mediante válvulas de levantamiento ajustadas para operar a una presión predeterminada.

Para los efectos del perfilaje, el levantamiento debe ser mantenido de manera continua para lograr más precisión en la medida. Es imprescindible asegurarse de que el gas de levantamiento sea sustraído del gas total producido al efectuar los cálculos de flujo.

*Cabeceo: Cuando la energía disponible en un yacimiento empieza a declinar, un pozo puede comenzar a producir por impulsos, dando lugar a períodos de producción de cierta duración, seguidos de períodos de no flujo. Cuando los períodos de no flujo se alargan, el pozo se coloca en una modalidad de producción conocida como cabeceo o producción por cabezadas. 

Las mediciones efectuadas bajo estas condiciones ofrecen dificultades, que a veces hacen peligrosa su realización. La manera más segura de tomar estas mediciones consiste en producir con el pozo “estrangulado” para llevarlo a una condición estable si eso fuera posible.

 El cabeceo es raro dentro de la formación. Ocurre únicamente en formaciones carbonáticas donde la energía se almacena en fisuras o cavernas. El cabeceo en la tubería eductora es causado por acumulaciones de tapones de gas y líquido dentro de la misma tubería y cerca de la superficie y se nota por fluctuaciones de corta duración en la THP, cuyo efecto no se nota cerca del fondo del pozo.

En todo caso, si el pozo no puede ser retornado a condiciones estabilizadas, las mediciones deben efectuarse mediante paradas por encima y por debajo de cada  zona de producción, que incluyan no menos de tres ciclos para tener un promedio razonable.

40.      Problemas diagnósticos con el perfilaje de producción:

A veces es menester, por razones económicas, la completación de pozos con producción de diferentes zonas de manera conjunta, en una misma tubería de producción. Generalmente no es posible mantener una presión de fondo que permita producir todas las zonas juntas a una tasa de producción deseada.

Los métodos de perfilaje de producción nos proporcionan medidas de la tasa de producción y el contenido de fluidos de cada una de las zonas, lo que permite  tomar medidas que propendan al que el drenaje de los yacimientos sea llevado de manera optimizada.

El perfilaje de producción ofrece una forma rápida y económica para determinar y localizar las zonas de alta producción de agua o de alta relación gas petróleo, que el proceso de prueba de las zonas una por una (drill stem testing), durante el cual las zonas rara vez producen por separado en forma similar a como producen de manera conjunta. Cuando la producción viene de una zona de buen espesor y masiva, es esencial determinar si los fluidos ofensores están entrando desde el tope o desde el fondo de la zona, o si existe una distribución uniforme, o si pudiesen provenir de otras zonas, por detrás de la tubería.

*Problemas con gas en pozos productores de petróleo: El gas disuelto en el petróleo a las condiciones de fondo se produce con el petróleo y se libera como gas no asociado o libre en la superficie; esta producción de gas esinevitable. Si la cantidad de gas producido es excesiva de acuerdo con lo esperado según las características PVT del fluido, en el yacimiento o en el fondo se está produciendo gas libre.

Si el gas producido en exceso no es reinyectado, es importante controlar la relación gas petróleo, pues en caso contrario, la energía del yacimiento se reducirá rápidamente, con la consiguiente pérdida en recobro final.

Si existe una capa de gas , la producción de gas libre puede estar viniendo por expansión hacia abajo de la capa de gas; esta condición puede resultar agravada dando lugar al mecanismo que es conocido como conificación, si la permeabilidad vertical es suficientemente alta . En zonas de buen espesor, con permeabilidad , a través de las zonas más permeables antes de que las zonas adyacentes dejen de producir petróleo.

Finalmtratificada, el gas libre puede adedarse hacia abajo desde la capa de gas hacia el pozo (ente, el gas libre puede ser producido desde zonas cercanas, por detrás de la tubería de revestimiento, en los casos donde exista pobre cementación, o por fugas en la tubería. Las zonas productoras de gas pueden ser fácilmente identificadas mediante el uso del Gradiomanómetro, en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil de Temperatura. Con esta información, el diagnóstico conduce a decisiones sobre la naturaleza del problema y a recomendaciones para su solución.

*Alto corte de agua en pozos productores de PetróleoEn un yacimiento donde esté presente un contacto agua petróleo, existe una zona de transición de mayor o menor espesor dependiendo de las características de las rocas, debajo de la cual solamente se produce agua y por encima de la cual se produce petróleo limpio.

Los pozos completados dentro de la zona de transición producirán petróleo con mayor o menor corte de agua. A semejanza de lo que ocurre en los pozos con alta RGP discutidos anteriormente, el exceso de agua puede deberse a la elevación del contacto hacia las perforaciones, a medida que la producción de petróleo progresa. Si las tasas son altas y existe permeabilidad vertical favorable, es posible inducir una conificación de agua.

En zonas de buen espesor, con permeabilidad estratificada, el agua puede llegar por adeudamiento hacia arriba desde el contacto hacia el pozo, a través de las zonas más permeables, mientras que las zonas más apretadas todavía conservan mucho petróleo.

Finalmente, el agua puede ser producida desde arenas acuíferas cercanas, por detrás de la tubería de revestimiento, en los casos donde exista pobre cementación, o por fugas en la tubería. Las cantidades de agua que puede ser tolerada en la producción dependen de las características de cada zona productora, en la facilidad para el levantamiento y en la habilidad para disponer de ella. El alto corte de agua en pozos con gradiente normal de presión, incrementa la presión hidrostática del fluido combinado y podría eventualmente matar al pozo.

Las zonas productoras de agua pueden ser fácilmente identificadas mediante el uso del Gradiomanómetro, en conjunto con el Medidor de Flujo y un Perfil de Temperatura, cuando existe flujo bifásico (agua y petróleo) y las tasas son altas (más de 800 BFPD). Para tasas menores y flujo trifásico (petróleo, gas y agua) se recomienda el uso del Medidor Empacado de Flujo combinado con el Analizador de Fluidos, adicional al Gradiomanómetro y el Perfil de Temperatura, Con esta información, el diagnóstico conduce a decisiones sobre la naturaleza del problema y a recomendaciones para su solución.               

        Problemas en pozos inyectores:En los pozos inyectores de agua o gas, la inyección se diseña para mantener un frente controlado y evitar la irrupción prematura que puede producirse si una o mas de las zonas reciben cantidades de fluido inyectado mucho mayores que las previstas. Esta situación debe ser detectada a tiempo de tomar acciones correctivas. Para esto se requiere tener un conocimiento de las cantidades de fluidos recibidas por cada zona.

El proceso es monitorizado tomando un perfil inicial y luego manteniendo un control periódico del perfil en los pozos inyectores. Para estos propósitos se dispone de herramientas como las

ya mencionadas, además de trazadores radioactivos. La selección de la herramienta apropiada depende de las condiciones el pozo, propiedades del fluido inyectado, tamaño del hoyo y tasas de flujo.

41.      ¿Qué son las herramientas de perfilaje continuo de producción?

Es el grupo de herramientas que no utiliza empacaduras para direccionar el flujo de los fluidos en la tubería. Las herramientas sin empacaduras se prefieren por pobre las que tienen que ser empacadas siempre que las tasas sean lo suficientemente altas para dar resultados significativos. Son, en general, más confiables desde el punto de vista operacional, y además, no perturban el régimen de flujo como podrían hacerlo las herramientas empacadas.

42.      ¿Qué es PLT (Production Combination Tool) o PLT (Production Logging Tool)?

Generalmente las herramientas de perfilaje continuo de producción, se utilizan en una combinación de herramientas que se baja de una vez, con la cual se pueden grabar sucesivamente, en una misma corrida, hasta cinco de los parámetros de producción requeridos para el análisis de los problemas, en conjunto con un localizador de cuellos para el control de profundidad. A esta combinación de herramientas se le denomina PCT (Production Combination Tool) o PLT (Production Logging Tool).

 Esta combinación incluye las siguientes herramientas:

Medidor de Flujo Gradiomanómetro Termómetro Calibrador Manómetro Localizador de Cuellos.

43.      Ventajas de la combinación de las diferentes herramientas:

Esta combinación, en oposición a la ejecución de varias mediciones con herramientas diferentes, tiene las siguientes ventajas:

Reducción en el tiempo de operación, pues el arreglo y corrida hacia el fondo del hoyo es apenas ligeramente mayor que el de una herramienta sencilla.

Todos los parámetros pueden ser adquiridos con el pozo fluyendo a varias tasas, incluyendo cero flujo, sin el requerimiento de excesivos tiempos de cierre para Reestabilización entre corridas.

Se puede añadir una herramienta de presión con lectura en la superficie, (si se requiere datos precisos de presión), mientras que en el caso contrario se tendría que correr una bomba tipo Amerada, de lectura en el fondo del pozo o en superficie, pero por separado.

44.      Herramientas:

A continuación, se presentan detalles sobre las diferentes herramientas, por separado.

        MEDIDOR CONTINUO DE FLUJO (FLOWMETER)*El medidor continuo de flujo es una herramienta de hélice del tipo flujo libre, cuya función es evaluar las tasas relativas de flujo con las cuales contribuye cada una de las zonas abiertas a producción que se encuentran en el pozo.

*Principio y Descripción de la Herramienta: El principio básico consiste en la medición de la frecuencia de rotación de una hélice que gira según la velocidad del fluido que se mueve en el pozo y pasa a través y frente a ella. La herramienta se corre centralizada para mantenerse en el centro de la columna de flujo y movida a velocidad constante a lo largo de la tubería, usualmente en contra de la dirección de flujo.

*Aplicaciones: Las principales aplicaciones de los medidores de flujo son las siguientes:

a. Generación del perfil de flujo en zonas múltiples que producen en una misma tubería. El perfil muestra cuales zonas fluyen y cuál es su contribución relativa en función de la tasa volumétrica total.

b. Perfiles de flujo realizados antes y después de tratamientos de estimulación (acidificación o fracturamiento) indican los cambios en el perfil después del tratamiento, permitiendo evaluar su eficiencia.

c. Perfiles de flujo tomados en pozos de inyección permiten monitorear los proyectos de recobro secundario, disposición de agua y almacenamiento de gas.

d. Cuando se produce agua o gas no esperados con la producción de petróleo, un medidor de flujo en conjunto con otras herramientas de producción permiten ubicar las zonas ofensoras antes de iniciar los trabajos de reparación.

e. Un medidor de flujo en conjunto con una medición de presión de fondo puede usarse para evaluar pozos de gas.

Limitaciones: Aun cuando no existe un límite superior para las tasas que pueden medirse con los medidores de flujo del tipo continuo, si existe un límite práctico para el valor mínimo bajo el cual la herramienta es incapaz de registrar el flujo.

Para determinar cuál es la velocidad de flujo suficiente para tener un registro utilizable, se requiere determinar la velocidad de la hélice que debe esperarse con la herramienta ubicada en el hoyo o tubería, por encima de todos los intervalos que produzcan o que reciben inyección. Si la velocidad de la hélice es mayor de 5 reps, el medidor puede ser usado con efectividad.

En el caso de flujos monofásicos, la herramienta proporciona excelentes resultados y en el caso de mezclas de gas y petróleo, los resultados usualmente permiten una buena interpretación cuantitativa. Sin embargo, los perfiles tomados en mezclas de agua y petróleo solamente pueden usarse de manera cualitativa, a menos que las tasas sean suficientemente altas como para que las velocidades del flujo sean mayores de 200 pies por minuto en la tubería considerada.

        MEDIDOR DE DENSIDAD DE FLUIDOS (GRADIOMANÓMETRO)

*Principio y Descripción de la Herramienta: El Gradiomanómetro está diseñado para medir con gran resolución cambios en el gradiente de presión. Esta información se usa para identificar la naturaleza de los fluidos presentes dentro del pozo, lo cual se logra midiendo la diferencia de presión entre dos sensores espaciados a dos pies. La diferencia de presión entre dos puntos en el pozo, en una tubería vertical, es el resultado de la suma de la diferencial de presión hidrostática más la pérdida por fricción.

El término hidrostático es debido a la densidad promedio del fluido dentro del espaciamiento de dos pies de tubería (para agua por ejemplo es de 1.0 gr / cm2 (0.433 lbs / pulg2 por pie o lpc / pie). El término de fricción es el resultado de pérdidas de presión debidas a la fricción del fluido contra las paredes del pozo y la superficie de la herramienta.

*Aplicaciones: El gradiente de presión de un pozo productor o cerrado, es un parámetro importante que encuentra su aplicación en numerosos problemas de ingeniería. Entre ellos:

*Pozos viejos: El gradiomanómetro usado en conjunto con otras herramientas de producción proporciona información para diagnosticar problemas tales como entradas de agua o RGP muy alta, y permite que los programas de reparación resulten bien planificados.Flujo bifásico (agua-petróleo, gas-petróleo o gas-agua): El gradiomanómetro, en conjunto con un medidor de flujo, proporciona suficiente información para resolver las tasas volumétricas de cada componente de la mezcla en cada zona de producción.

Flujo trifásico (petróleo, gas y agua): La entrada de cantidades significativas de gas libre en una columna de líquidos (agua y/o petróleo) resulta evidente en el registro. Del mismo modo, la entrada de agua en una columna de fluidos más livianos (petróleo y gas) también puede ser observada. No obstante, en el caso de flujo trifásico la interpretación del gradiomanómetro es cualitativa.

*Pozos nuevos: El gradiomanómetro junto con los otros sensores de la herramienta PCT (o PLT) puede usarse en la evaluación de pozos nuevos. En ciertos casos, es factible determinar aún la permeabilidad y el potencial a pleno flujo de las zonas productoras.

El gradiente de presión, que es normalmente requerido para otros propósitos, puede determinar con precisión la interfaz entre fluidos en un pozo estático y permite conocer los gradientes de gas, de petróleo y del agua de formación.

        MEDIDORES DE TEMPERATURA (TERMÓMETROS).

*Los termómetros se utilizan para obtener medidas de temperatura absoluta, gradientes de temperatura y perfiles de temperatura y, en forma cualitativa, para observar los cambios anormales, como la localización de entrada de fluidos y flujo por detrás del revestidor.

*Principio de medición y descripción de la herramienta: Esta herramienta consiste en un elemento sensor conformado por un filamento de platino, cuya resistencia cambia con los cambios de temperatura al estar expuesto al fluido del pozo. El filamento es un brazo de un circuito sensitivo que controla la frecuencia de un oscilador en el cartucho electrónico de fondo. La unidad de medición de esta herramienta es grados Fahrenheit (°F).

*Aplicaciones: Es importante aclarar que las condiciones del pozo previas a la toma del perfil de temperatura determinan la utilidad de la medición. Los perfiles son tomados usualmente bajo condiciones estabilizadas de producción o de inyección o a intervalos regulares una vez que el pozo ha sido cerrado y las formaciones van retornando a su equilibrio geotérmico. Las aplicaciones más importantes son las siguientes:a. Se pueden derivar perfiles semi-cuantitativos de pozos de inyección de agua o de gas con un registro corrido durante la etapa estabilizada.b. La ubicación de las zonas que han recibido inyección se puede encontrar con una serie de perfiles tomados con el pozo cerrado después que la inyección se ha detenido.c. Una serie de perfiles tomados después de un fracturamiento permite evaluar la efectividad del tratamiento.d. La entrada de gas en un pozo en producción se puede detectar por el efecto de enfriamiento que se produce en el punto de entrada.e. La entrada de líquidos, petróleo o agua causa anomalías en el perfil.f. Frecuentemente es posible detectar movimientos de fluidos por detrás de la tubería con un perfil de temperatura. Se han realizado algunos esfuerzos para ubicar las zonas productoras

de agua por comparación de una serie de corridas efectuadas con pozo cerrado, con la corrida efectuada con el pozo produciendo a condiciones estabilizadas. La tasa de cambio de temperatura estará relacionada con la temperatura final e inicial, la conductividad y capacidad térmica de la matriz de la roca, las saturaciones de petróleo, gas y agua de la roca y la geometría del sistema. Debe suponerse que no hay flujo cruzado interno en la roca cuando el pozo se cierra en la superficie, condición que en la práctica es difícil de determinar. Dado que la temperatura del hoyo se desplaza del gradiente geotérmico por causa de la producción de los fluidos del pozo, la resolución de la herramienta se reducirá en los puntos de menor entrada. Obviamente, hasta los resultados cualitativos deben ser difíciles de obtener y por lo tanto, ser tomados con precaución.

        CALIBRADOR A TRAVÉS DE TUBERÍA (THROUGH TUBING CALIPER, TTC)

*Principio y descripción de la herramienta: El calibrador a través de tubería dispone de tres brazos en forma de ballesta, cuyos movimientos quedan registrados por medio de un potenciómetro lineal ubicado en la parte inferior de la sonda.

*Aplicaciones: Los perfiles de calibración son indispensables para la interpretación de los medidores de flujo cuando se trabaja en hoyo desnudo, pues en este caso se requiere distinguir los cambios en diámetro del hoyo, que dan lugar a reducciones en la velocidad de flujo. En hoyo revestido pueden señalar las anomalías en el diámetro del revestidor, tales como deformaciones por alta densidad de perforaciones, ventanas, obstrucciones parciales, reducciones, etc.

45.      HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN Y SUS MEDICIONES.

        MEDIDORES DE PRESIÓN (MANÓMETROS)

*La función de los manómetros es obtener presiones absolutas del fondo y gradientes de presión contra tiempo, con el fin de evaluar las presiones que existen en el yacimiento. El principio se basa en un resorte helicoidal que cambia a medida que varía la presión. Los manómetros que existen son de cristal de cuarzo y de medida por esfuerzo. Se diferencian por su precisión y resolución. La unidad de medida de los manómetros es libras por pulgada cuadrada (lpc).

*Interpretación de los medidores de presión (Manómetros)La interpretación del registro de presión depende de si la tasa de flujo es constante o variable.

*Tasa de flujo constante. Algunas de las técnicas de interpretación más usuales cuando la tasa de flujo es constante son el gráfico de Horner que permite determinar la presión estática, la permeabilidad y la razón de daño del yacimiento.

*El gráfico de MDH sirve para calcular la razón de daño y la permeabilidad.

*Tasa de flujo variable. Cuando la tasa de flujo es variable, el registro permite calcular la presión estática, la permeabilidad y la razón de daño, por la metodología descrita en los libros sobre análisis de pruebas de presión.

        MEDIDORES DE RUIDOS (HIDRÓFONOS)         

*Los hidrófonos se usan para escuchar ruidos producidos en el fondo del pozo, con el fin de detectar roturas en las tuberías; permiten confirmar la interpretación de flujo detrás del revestidor y la detección de fluidos.

        TRAZADORES RADIOACTIVOS

*Esta herramienta es empleada para registrar perfiles en pozos inyectores y determinar el patrón de viaje de los fluidos inyectados fuera del revestidor. La herramienta lleva una cantidad de material radioactivo dentro del pozo que puede ser selectivamente liberada en la corriente del flujo. Los movimientos de fluidos pueden ser “trazados” dentro del pozo mediante uno o mas detectores de rayos gamma montados por encima y/o por debajo del eyector del material radioactivo.*No se recomienda su uso con otros registros de producción debido a la contaminación que genera en el fluido.

ANÁLISIS DE PRUEBAS DE POZOSLa caracterización de los yacimientos se realiza mediante diferentes técnicas como interpretación de registros, análisis de núcleos, sismicidad, interpretación de pruebas de pozo, entre otras. Las pruebas de presión constituyen una herramienta clave para la obtención de los parámetros característicos de los yacimientos de hidrocarburos. En las últimas décadas se han realizado estudios que consideran el cambio en las propiedades de la roca como respuesta a los cambios de presión que siente el yacimiento por las diversas actividades de producción.

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. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones.

Las pruebas de pozo proveen información para establecer las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El análisis de prueba de presión es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas.

Objetivos De Las Pruebas De Pozos:

Los operadores que llevan a cabo las pruebas en un pozo lo hacen para determinar ciertos parámetros del yacimiento y características del pozo, para predecir el comportamiento futuro del pozo o del sistema pozo-yacimiento. Estas pruebas son

más beneficiosas cuando se realizan en la etapa de exploración. Descubrir nuevas reservas o prevenir la completación de pozos secos son de los principales objetivos de una prueba. 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.

Referencias bibliograficas:

-http://es.motorfull.com/wp-content/uploads/2008/05/pozos-petroleo

-https://dl.getdropbox.com/u/293660/Presentaciones/ECUACION%20DE%20DIFUSI%C3%93N.doc

TIPOS DE PRUEBAS DE PRESIÓN

FUNDAMENTO DE LAS PRUEBAS DE TRANSIENTE

Se ha demostrado que la respuesta de la presión del yacimiento ante diferentes cambios en la tasa de flujo, refleja la geometría y las propiedades de flujo del yacimiento. Se basan en crear entonces una disturbancia de presión, mediante cambios de tasa, y medir las variaciones en la presión de fondo (pwf) en el tiempo, en uno o mas pozos.

Las pruebas de presión se realizan con múltiples propósitos:

-Determinar la capacidad de la formación para producir hidrocarburos (permeabilidad, presión inicial)-Evaluar presencia de daño a la formación -Determinar la naturaleza de los fluidos y posibles contactos-Identificar limites y barreras del yacimiento (fallas sellantes, límites estratigráficos)-Comunicación entre pozos

TIPOS DE PRUEBAS

-Abatimiento de Presión (Pressure Drawdown Test)-Restauración de Presión (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 región 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 presión se estabilice.

· Pozos en los que la pérdida de ingresos incurridos en una prueba de restauración de presión sería

difícil de aceptar.

                                           Para flujo de estado no estable (transiente)

 

                                                  Esta ecuación se puede rearreglar así:

Relación Lineal entre Pwf y log(t)

Pwf= a + mlog(t)

donde: 

  INTERCEPTO

(Pendiente, lpc/ciclo)

Gráfico de Pwf vs. t en escala semi-log generará una línea recta de pendiente “m” en lpc/ciclo. Esta pendiente es negativa

  

La permeabilidad puede ser estimada por la siguiente expresión:

 El efecto skin puede determinarse partiendo de la Ec.

 

Haciendo pwf= p1hr (tomada de la extrapolacion de línea recta), la Ecqueda así:

 

La caída de presión relacionada con el efecto skin (pskin) se estima con la siguiente relación:

Con esta prueba también se puede determinar la relación 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 “dañar” el pozo.

 

Cuando se realiza una estimulación o acidificacion en un pozo, la Eficiencia de Flujo también 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 transición entre el estado no estable y el pseudo-estable, se pierde la linealidad en la curva de Pwf vs. t. 

La presion empezará a disminuir linealmente con el tiempo (Estado Pseudo-estable)

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

 

Donde m´es la pendiente de la recta (en Coord. Cartes.) durante el períodopseudo-estable.

Igualmente se puede determinar la geometría del área de drenaje, con la data del período 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 (Gráfico 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 presión se controla desde superficie, una tasa constante no asegura que la entrada de fluidos en la cara de la arena también sea constante. Este fenómeno es llamado Efecto de Almacenamiento.

Existen dos tipos de efecto:

-Efecto debido a la expansión de los fluidos

-Efecto debido al cambio en el nivel de fluido en el espacio anular entretubing y casing.

  

Durante este período se cumple:

 

donde:

q:   Tasa de flujo en superficie, bbl/dia

qf:   Tasa de flujo de formación, bbl/dia

qwb: Tasa de flujo proveniente por almacenamiento, bbl/dia.

“Análisis de presiones durante este período no se puede hacer por métodos 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 Expansión de Fluidos (CFE)

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

Duración del Efecto de Almacenamiento

Si se expresa el Factor de Almacenamiento Total en forma adimensional, de acuerdo a la siguiente ecuación:

La presión será directamente proporcional al tiempo del almacenamiento, según la siguiente ecuación:

El tiempo de fin de efecto de almacenamiento se estima moviéndose 1 o 1.5 ciclos luego que la pendiente del grafico log-log cae por debajo de 1. 

Duración del Efecto de Almacenamiento

Este tiempo también se puede estimar con la siguiente desigualdad:

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

Radio de Investigación

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

 

2.-RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP TEST)

Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presión de fondo durante un periodo de tiempo, luego de cerrar el pozo después de haber estado fluyendo a una tasa constante estabilizada.

Se utiliza para hallar:

-Presión estática promedio en el área de drenaje o yacimiento (Pi).

-Permeabilidad promedio en el area de drenaje (k).

-Efecto Skin (s).

-Presencia de Límites o heterogeneidades (Fallas, contactos, barrerasestratigraficas).

- Interferencia o comunicación entre pozos / fallas

RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (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 distribución homogénea en la presión antes del cierre

Al cerrar el pozo se mide la presión de fondo (Pwf @t=0) y se empieza a medir en función 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 ecuación (Ecuación de Horner, 1951).

 

La Ecuación de Horner sugiere que la relación entre pws y (tp+t)/t es unalinea recta en escala semi-log.

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

 

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

 

La caída de presión relacionada con el efecto skin (pskin) se estima con la siguiente relación

La Eficiencia de Flujo (EF) se define similarmente que para drawdown

Donde la pwf es la presión de fondo fluyente registrada inmediatamente antes del cierre y p* es la presión leida de la tendencia lineal (períodotransiente) para un t=infinito [(tp+t)/t]=1.

Duración del Efecto de Almacenamiento

   

Durante el período de flujo posterior o almacenamiento, existirá una relación 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 está iniciando el período transiente. El tiempo de fin de efecto de almacenamiento se estima moviéndose 1 o 1.5 ciclos luego que la pendiente del grafico log-log cae por debajo de 1.

Este tiempo también se puede estimar con la siguiente desigualdad:

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

Método 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 investigación es cercano a re. En este caso:

Relación Lineal entre Pws y t en escala semilog, con pendiente m positiva. Esta pendiente es la misma que para Horner.Este método se utiliza mayormente para determinar la presión promedio en el área de drenaje

MÉTODO DE CURVAS TIPOLas curvas tipo son representaciones gráficas de soluciones teóricas de las ecuaciones de flujo (Agarwal et al, 1970). El método consiste en encontrar, dentro de una familia de curvas, la curva teórica que mejor coteje con la respuesta real que se obtiene durante la prueba de presión. Este cotejo se realiza en forma gráfica, superponiendo la data real con la curva teórica.

Estas soluciones gráficas se presentan en función de variablesadimensionales (pD, tD, rD, CD).

Se basan en las siguientes ecuaciones:

MÉTODO DE CURVAS TIPO

Problema de Unicidad: Se pueden obtener dos o más respuestas a un mismo problema, debido al desconocimiento en el valor de CD.

 

Curva tipo de   Gringarten   (1979)

Recordando la relación entre la presión de fondo y el coeficiente de almacenamiento

 

Durante el período transiente

 

Sumando y restando ln(CD)

 

Esta ecuación describe el comportamiento de la presión en un pozo con efecto de almacenamiento y skin, durante el período de flujo transiente

Familia de Curvas Tipo que están caracterizadas por el parámetro CDe2S, representan diferentes condiciones del pozo, desde pozos estimulados a pozos dañados

Para   Draw-down

Tomando logaritmos

Para   Draw-down Estas ecuaciones indican que un grafico de log(p) vs. log(t) tendrá una forma idéntica y será 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 Restauración de Presión

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 Método Curva Tipo de   Gringarten

1.- Dependiendo de si la prueba es de drawdown o restauración, se grafica (pi-pwf) vs t (Drawdown) o (pws-pwf) vs te (Buildup) en escala log-log, con las mismas escalas de la curva tipo de Gringarten

2.- Se chequea los puntos a tiempos pequeños 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 relación:

Valores del parámetro CDe2s para caracterizar condición del pozo 

MÉTODO DE LA DERIVADA DE LA PRESIÓN

Este método surge debido a los problemas de unicidad en los metodosanteriores (Curvas Tipo).

Bourdet et al (1983) proponen que los regimenes de flujo pueden ser mejor caracterizados si se grafica la derivada de la presión en lugar de la presión misma, en un gráfico log-log

Las ventajas de este método radican en:

- Heterogeneidades difíciles de ver con los métodos convencionales son amplificados con este método

-Regímenes de flujo presentan formas características bien diferenciadas

-En un mismo gráfico se pueden observar fenómenos que bajo otros métodos requerirían dos o más gráficas

Bourdet definió la Derivada de la Presión Adimensional como la derivada de pD respecto a tD/CD

Anteriormente se definió que para el período de almacenamiento se cumple que:

Gráfica de pD’(tD/CD) vs. (tD/CD) en log-log, será una línea recta de pendiente m=1, durante el período dominado por almacenamiento.

Por otro lado, durante el período transiente, para tiempos largos, se cumple que:

Derivando de nuevo con respecto a tD/CD

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

Combinación de Curvas de Gringarten y Derivada de Bourdet

Procedimiento para obtener el cotejo con el gráfico Gringarten-Bourdet

1.- Se calculan la diferencia de presión p y la función de la derivada, dependiendo del tipo de prueba:

Las derivadas se pueden obtener por el método de diferencias centrales

Procedimiento para obtener el cotejo con el gráfico Gringarten-Bourdet

2.- En papel log-log con la misma escala de la curvas tipo de Gringarten-Bourdet, se grafican p y tp’ vs t (caso drawdown) o p vs  te y tep’ vst (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 determinagraficamente C y se calcula un valor preliminar de CD

4.- Se chequea el período de tiempo tardío en la data de la derivada para confirmar la existencia del período transiente (recta horizontal=0.5).

5.- Se colocan ambos gráficos sobre la familia de curvas de Gringarten-Bourdet y se trata de encontrar un cotejo simultáneo de las curvas. Este doble cotejo genera un resultado de mayor precisión y grado de certeza.

6.- Luego de logrado el cotejo, se selecciona un punto de ajuste (MP) de la misma forma que el método 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”  

Desviación del comportamiento lineal en el período transiente (radial infinito)

La selección del modelo de interpretación del yacimiento es el paso más importante en el análisis de pruebas de presión.

Generalmente, los métodos de análisis convencional son insensibles a los cambios de presión, por lo cual el método de la derivada se ha probado como la mejor herramienta de diagnóstico, ya que:

-Magnifica pequeños cambios de presión

-Diferencia claramente los regimenes de flujo y modelos de yacimiento

-

Gringarten (1984) estableció que para seleccionar el mejor modelo de interpretación se tenían que tomar en cuenta tres (3) componentes principales e independientes

uno del otro, los cuales siguen estrictamente la cronología de la respuesta de presión

1.- Limites Internos: Identificados durante los tiempos tempranos de la prueba: efecto de almacenamiento, efecto skin, separación de fases, penetración parcial y fracturas

2.- Comportamiento del Yacimiento: Que ocurre durante el tiempo medio, reflejando el flujo radial. Puede ser homogéneo o heterogéneo

3.- Límites Externos: Son identificados con la información a tiempos tardíos. Existen dos posibles respuestas: Limite sin flujo y límite a presión constante.

Análisis de datos a tiempos tempranos

Análisis de datos a tiempos tempranos

Separación de fases entubing-anular

Ocurre en pozos completados en formaciones con k moderada, restricción de flujo debida a daño o cuando existe una empacadura

La forma de “joroba” también se puede dar por filtracion o comunicación de una empacadura en una completación doble

Análisis de datos a tiempos medianos (Flujo   Transiente   o Radial Infinito) Durante este período pueden presentarse dos tipos de sistemas:

-Homogéneos: Se caracterizan mediante las propiedades obtenidas de análisis

convencionales

-Heterogéneos: Estos están subclasificados en dos categorías:    (1) Yacimientos de Doble Porosidad (Naturalmente Fracturados)

    (2)  Yacimientos Multicapas o de Doble Permeabilidad

Fenómenos a tiempos largos (Región de Tiempo Tardío, LTR)

Presencia de Fallas o Barreras Impermeables: aplicando el principio de superposición, mediante el método de Horner se puede llegar  a una forma o tendencia característica

 

En caso de que eltransiente de presión reconozca una falla o barrera sellante (limite de no flujo), existirá un cambio de pendiente en la recta del semi-log de tal manera que:

m2=2m1

donde:

 m1: Pendiente del período transiente

 m2: Pendiente del período pseudo-estable, con presencia de falla o límitesellante

m1 permite obtener las propiedades del yacimiento (k,kh,s,IP,EF)

p* se obtiene extrapolando la recta de pendiente m2.

El  tiempo  mínimo de cierre requerido para alcanzar el cambio en la pendiente debe cumplir con la siguiente condición

3.-Prueba a tasas de Usos Múltiples

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.

continuación

continuación

4.-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 : 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.

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http://1.bp.blogspot.com/_Mu6St-elMjs/TCE4IxFqeMI/AAAAAAAAAQw/WiLfmgSYtZI/s1600/i.bmp

MÉTODO DE HORNER APLICADO A POZOS INYECTORES

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http://4.bp.blogspot.com/_Mu6St-elMjs/TCE9CY4rMqI/AAAAAAAAARQ/YGogfUj2pa0/s1600/AAA.bmp

PASOS A SEGUIR

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MÉTODO DE MDH

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MÉTODO DE HAZEBROCK, REIMBOW - MATTEWS

MÉTODO MILLER- DYES- HUTCHINSN

EFECTOS DE ALMACENAMIENTO

5.-PRUEBAS DE INTERFERENCIA

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MÉTODO DE THAIS

6.-PRUEBA DE PULSO

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

Un DST provee un medio para la estimación de la formación y las propiedades de los fluidos antes de la completación del pozo. Básicamente, la DST es una completación temporal de un pozo. La

herramienta del DST es un arreglo de paquetes y válvulas localizados al final de la tubería de perforación. Este arreglo puede ser usado para aislar una zona de interés y dejar que produzca dentro de la tubería. Una muestra de fluido es obtenida en la prueba, de este modo, la prueba nos puede decir los tipos de fluidos que el pozo producirá si es completado en la formación probada.

Con las válvulas 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 presión 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 estimación de las características de la formación así como el producto permeabilidad/espesor y factor de daño. Esta data también puede usarse para determinar la posible presión de agotamiento durante la prueba.

Referencias bibliográficas:

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