PRUEBAS DE PRESIÓN DE PETROLEO

Pruebas de presión 

Desde el punto de vista operacional y de campo, una prueba de presión reside en la adquisición de datos de presión, producción y muestra del fluido a condiciones de pozos (aperturas y cierres) controladas. La completación del pozo objeto de prueba puede ser temporal o permanente.

Por lo general las pruebas de presión consisten en inducir cambios en la tasa actual de producción del pozo o pozos del campo, lo que perturba o cambia las condiciones dinámicas presentes (presión, flujo) asociadas con el área de drenaje del pozo. El análisis de los cambios de presión y flujo en función del tiempo permite la determinación de los parámetros del yacimiento. Dependiendo de las características dinámicas del yacimiento, es posible el logro de todos los objetivos de evaluación propuestos, siempre y cuando la duración de la prueba y el procedimiento usado en la realización de la misma lo permitan.

Propósitos de las pruebas de presión

Las pruebas de presión se realizan con múltiples propósitos:
  • Estimar parámetros del yacimiento.
  • Calcular la presión promedio del área de drenaje.
  • Detectar heterogeneidades del yacimiento.
  • Hallar el grado de comunicación entre zonas del yacimiento.
  • Determinar la condición de un pozo (daño, S).
  • Estimar las características de una fractura cercana a un pozo.
  • Estimar los parámetros de doble porosidad. 
  • Estimar el frente de desplazamiento en procesos de inyección. 
  • Estimar los factores de pseudodaño (penetración parcial, turbulencia, terminación).
  • Establecer el grado de comunicación de varios yacimientos a través de un acuífero en común.

Tipos de pruebas de presión

  • Abatimiento de Presión (Pressure Drawdown Test).
  • Restauración de Presión (Pressure Buildup Test).
  • Prueba Multitasa.
  • Prueba tras flujo.
  • Prueba de Interferencia.
  • Drill Stem Test (DST).
  • Disipación de presión (Fall Off).
  • Prueba de Inyectividad.
  • Prueba de Declinación (Draw Down).
  • Prueba RFT

Abatimiento de presión (pressure drawdown test).

Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presión 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 presión en el área de drenaje del pozo se estabilice y sea uniforme.

Se utiliza para hallar:
  • Permeabilidad promedio en el área de drenaje (k)
  • Efecto Skin (s).
  • Volumen poroso (Vp) de la región drenada.
  • Presencia de Heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigráficas).
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.

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.

Prueba multitasa

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

Prueba 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.

Pruebas de interferencia 

Las pruebas de interferencia tienen dos grande objetivos:
  • Determinar si dos o más pozos están comunicados mediante la presión.
  • Cuando la comunicación existe, proveer una estimación de la permeabilidad y el producto porosidad/compresibilidad, en las inmediaciones de los pozos probados. 

Las pruebas de interferencia son realizadas por al menos un pozo en producción o inyector (pozo activo) y por la observación de la presión en respuesta en al menos otro pozo cualquiera (pozo de observación).

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.

Pruebas de producción DST (drill stem test)

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.

Drill Stem test (pruebas de presion 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 ocasionando por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, y aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para la estimación de reservas.

 Prueba de contrapresión

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.

 Pruebas isocronales

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. 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:
  • Cerrar el pozo y permitir la restauración de la presión hasta su seudo estabilización. 
  • 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). 
  • Cerrar el pozo y permitir la restauración de la presión hasta el mismo valor seudo estabilizado. 
  • Producir el pozo a una tasa de flujo diferente y tomar valores de presión en los mismos intervalos del tiempo especificados en 2. 
  • Repetir los pasos 3 y 4 para otro valor de esta tasa de flujo. 

Isocronal modificada

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

La modificación del método sugerida por Katz (Handbook Natural Gas engr.- 1959) consiste en cerrar el pozo y luego producirlo durante periodos iguales de tiempo.

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.

Prueba de inyectividad

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).

Prueba de Restauración de Presión

Una prueba de restauración se efectúa cuando un pozo que está fluyendo a tasa constante es cerrado, registrando una presión en el fondo del pozo conocida como la presión de restauración. La ventaja práctica de esta prueba, es que la restauración se logra fácilmente, ya que la tasa de flujo es cero.

Prueba de Declinación de Presión (Draw Down)

Una prueba de declinación de presión consiste en abrir un pozo que ha estado cerrado y estable, donde la presión de fondo fluyente es monitoreada constantemente y es usada para el análisis. El pozo debería estar produciendo a tasa constante, pero en la práctica, esto es difícil de lograr y la data de declinación de presión normalmente es errática. Por tanto, el análisis del periodo fluyente (declinación) es frecuentemente difícil e inexacto.

Las pruebas de declinación de presión es un buen método para pruebas de límites de yacimiento, ya que el tiempo requerido para observar una respuesta de límite es largo, y fluctuaciones operacionales en la tasa de flujo son menos significantes sobre tales longitudes de tiempo.

Prueba RFT

  • Prueba realizada en el pozo inmediatamente después de los registros eléctricos. 
  • Consiste en medir puntos de presión a diferentes profundidades del pozo. 
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. 

Herramientas:

  • RFT (Multiprobador de Formaciones). 
  • RFT de Pozo Entubado. 
  • MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación). 
  • CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación en Pozo Entubado). 

Usos de las herramientas:

  • Validan 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. 

RFT aplicaciones

  • Gradientes en formaciones de poco espesor o delgadas. 
  • Determinación del tipo de fluidos y de los contactos. 
  • Localizando contactos de fluidos. 
  • Identificación de barreras Verticales de flujo. 
  • Identificación de barrera horizontal de flujo. 
  • Identificación de estructuras complejas. 
  • Perfiles de Presión en Yacimientos Homogéneos. 
  • Perfiles de Presión en un pozo de desarrollo. 
  • 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. 

Espero que la información sea de mucha ayuda, GRACIAS!

 

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