Manual de Fluidos de Perforación CIED PDVSA
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Ingeniería de Petróleo
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viernes, 30 de agosto de 2013
viernes, 16 de agosto de 2013
jueves, 15 de agosto de 2013
¿Qué son los perfiles de producción?
1.
¿Qué son
los perfiles de producción?
Se puede
definir como las Mediciones efectuadas en el subsuelo posteriores a la
completación inicial del pozo.
2. ¿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.
3. ¿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.
4.
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.
5.
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.
6. 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.
BIBLIOGRAFIA:
- Mottola,
Fabiola. Octubre 2001. Guía Interpretación de Perfiles de Producción.
- Mottola,
Fabiola. Octubre 2001. Guía Prueba de Pozos.
- Silva
Ramón, Ramones Miguel. “Análisis de Pruebas de Presión Nivel II”.
PDVSA-CIED. Marzo 1997.
¿Qué son las herramientas de perfilaje continuo de producción?
1. ¿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.
2.
¿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.
3. 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.
4. 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.
5.
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.
·
HERRAMIENTA
COMBINADA DE PRODUCCIÓN, PLT.
*La herramienta combinada para
Registros de Producción (Fig. 1.8) suministra perfiles del flujo de fluidos en
operaciones de producción / inyección. Estos perfiles muestran la cantidad de
fluido que están siendo inyectados o producidos en intervalos diferentes y además
revelan anomalías con respecto al movimiento de fluidos entre las zonas. Con
esta información es posible realizar ajustes
*Al menos cinco herramientas
individuales pueden ser incluidas en una sarta cuya ventaja principal es
efectuar mediciones simultaneas más confiables, pues se anulan los efectos de
variación de parámetros generados en el pozo entre una y otra operación
individual. Un ejemplo de perfilaje con la herramienta PLT se muestra en la
Fig. 1.9.
*Las principales aplicaciones de los
Registros de Producción obtenidos con la herramienta combinada son:
-Evaluar la eficiencia de la
completación.
-Detectar problemas mecánicos,
conificación, adedamiento.
-Suministrar guía en trabajos de
rehabilitación de pozos enlazados con proyectos de recobro.
-Evaluar la efectividad de
tratamientos aplicados.
-Monitoreo de la producción e
inyección.
-Detectar zonas ladronas,
canalizaciones de cemento.
-Evaluación de formaciones usando
modelos de una o varias capas.
-Identificar los límites del
yacimiento para el desarrollo del campo.
-Determinar características del
yacimiento, entre otras.
BIBLIOGRAFIA:
- Mottola,
Fabiola. Octubre 2001. Guía Interpretación de Perfiles de Producción.
- Mottola,
Fabiola. Octubre 2001. Guía Prueba de Pozos.
- Silva
Ramón, Ramones Miguel. “Análisis de Pruebas de Presión Nivel II”.
PDVSA-CIED. Marzo 1997.
Pruebas RFT (Repeat Formation Test)
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.
BIBLIOGRAFIA:
- Gamboa
María. Octubre 2012. Guía de Pruebas de Presión.
- Mottola,
Fabiola. Octubre 2001. Guía Prueba de Pozos.
- Silva
Ramón, Ramones Miguel. “Análisis de Pruebas de Presión Nivel II”.
PDVSA-CIED. Marzo 1997.
PRUEBAS DE PRESIÓN
PRUEBAS DE PRESIÓN
1. ¿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.
2. ¿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.
3. ¿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.
4. ¿La prueba de presión permite determinar el
tipo de mecanismo de empuje de un campo?
Si, lo
permite.
5. ¿Cómo es la respuesta de la prueba de
presión?
Su respuesta
es función de las características del yacimiento y de la historia de
producción.
6. ¿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.
7. ¿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.
8. ¿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.
9. ¿Qué implica un análisis de prueba de
presión?
·
Caracterización
·
Monitoreo
·
Gerencia de Yacimientos.
10. 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.
11. 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
12. ¿Cuáles son los tipos de pruebas de
presión?
·
DST
DST
·
RFT
·
Gradiente estática
Gradiente estática
·
Gradiente dinámica
·
Declinación o arrastre (Draw Down).
·
Restauración (Build up)
·
Multitasas
·
Flujo tras flujo
·
Inyectividad
·
Disipación de presión (fall off)
·
Interferencia
·
Prueba de contrapresión
·
Presión Isocronal
·
Presión Isocronal Modificada
BIBLIOGRAFIA:
- Gamboa
María. Octubre 2012. Guía de Pruebas de Presión.
- Mottola,
Fabiola. Octubre 2001. Guía Prueba de Pozos.
- Silva
Ramón, Ramones Miguel. “Análisis de Pruebas de Presión Nivel II”.
PDVSA-CIED. Marzo 1997.
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