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