Ingeniería de Petróleo

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jueves, 13 de junio de 2013

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 es inevitable. 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 Petróleo
En 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.

·        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.


BIBLIOGRÁFICA:
*Análisis de las Pruebas de Presión Nivel II. PDVSA CIED.
*Material de apoyo de la Ingeniera Fabiola Mottola.