PRUEBAS DE POZOS : PRUEBAS DE POZOS

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL

DE LOS LLANOS EZEQUIEL ZAMORA
VICE-RECTORADO DE PLANIFICACIÓN SOCIAL
BARINAS - BARINAS

PRUEBAS DE PRESIÓN

Br. MORALES, José Manuel

C.I. V -20.642.720

Br. MEJIAS, Mayra

C.I. V - 19.031.793

Br.SIRIT, Darkis

C.I. V - 21.023.070

Br. CORONA, Maria

C.I. V - 21.167.937

Ingeniería de Yacimientos
Sección: U3

Enero 2015

PRUEBAS DE PRESIÓN:

Son pruebas q se realizan con el propósito de determinar la habilidad de la formación para obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento, tales como permeabilidad, compresibilidad, factor de daño, coeficiente de acumulación en el pozo, distancia a los bordes, posición de fronteras, fallas, entre otros.

Las propiedades del yacimiento son determinadas por las pruebas de pozos, usando mediciones de dos variables, tasa de producción y presión del mismo. Se introduce un disturbio o perturbación en el yacimiento, cambiando una de las dos variables (generalmente la tasa de flujo) y se registran sus efectos sobre la otra variable (presión). La forma característica del comportamiento de la presión en función del tiempo refleja las propiedades del yacimiento.

Que son las pruebas de presión: Las pruebas de presión, al igual que otras pruebas de pozos son utilizadas como una herramienta estándar para la caracterización del sistema pozo-yacimiento, ya que los cambios en la producción ocasionan disturbios de presión en el pozo y en su área de drenaje. Esta respuesta de presión depende de las características propias de cada yacimiento.

Planificación: Para lograr una excelente planificación en las pruebas de presiones se debe tomar en cuenta ciertos parámetros que me permitan alcanzar los resultados que se deseados.

1) Característica: La caracterización del yacimiento es indispensable para la predicción de su comportamiento de producción.

- Consideraciones operacionales.

- Cálculos requeridos para el diseño.

- Ejemplo de diseño de una prueba de restauración de presión.

2) Consideraciones:

- Estimar el tiempo de duración de la prueba

- Estimar la respuesta de presión esperada.

- Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones.

- Tener claras las condiciones del pozo.

3) Se deben determinar las condiciones operacionales las cuales dependen de:

- Tipo de pozo (productor o inyector).

- Estado del pozo (activo o cerrado).

- Tipo de prueba (pozo sencillo o pozos múltiples).

- Declinación, restauración, tasas múltiples.

- Presencia o no de un sistema de levantamiento (requerimientos de completación).

Las pruebas de presiones sirven para: Obtener características y/o propiedades del yacimiento, como lo son:

- Presión estática del yacimiento.

- Permeabilidad.

Estimar parámetros adicionales de flujo, tales como:

- Comunicación entre pozos.

- Límites del yacimiento (fallas, fracturas).

- Daño de formación.

Durante la vida productiva del yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de las condiciones de los pozos productores, así como las pruebas hechas en pozos deben ser diseñadas, realizadas, validadas y evaluadas de acuerdo con la información que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones prácticas existentes.

Parámetros que se calculan con las pruebas de presión:

- Permeabilidad de la formación (K).

- Daño o estimulación en la formación (S).

- Presión del yacimiento (P).

- Limites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento.

- Área de drenaje.

ANTECEDENTES DE LA PRUEBA DE POZOS:

Parece ser que la idea de analizar pruebas de presión-tiempo obtenidas de pozos para determinar permeabilidad y porosidad apareció por primera vez en hidrológica. En 1935, Theis demostró que las presiones de levantamiento en un pozo de agua cerrado debería ser una función lineal del logaritmo de la razón (t + ∆t)/ ∆t, y que la pendiente de la recta es inversamente proporcional a la permeabilidad efectiva de la formación. Los hidrólogos estaban interesados principalmente en el comportamiento de los grandes acuíferos. En 1937, Muskat discutió sobre las pruebas de levantamiento de presión en pozos de petróleo (“pressure buildup”) y propuso un método de ensayo y error para la determinación de la presión estática de un yacimiento. La de este ha permitido ser uno de los métodos principales para el actual análisis de pruebas de pozos.

En 1943, Hurts publico un estudio pionero en yacimientos de petróleo sometidos a intrusión de agua. El yacimiento de petróleo fue considerado dentro de un gran acuífero y había intrusión del agua hacia el yacimiento a medida que la producción de petróleo hacia declinar la presión del yacimiento.

En 1949, van Everdingen y Hurts presentaron un estudio fundamental del flujo de fluidos a través de medios porosos que es considerado el trabajo básico para el análisis de pruebas de presiones tanto para un yacimiento como para el área drenada por el pozo. Este trabajo introduce el concepto de intrusión de agua acumulada en un yacimiento (“cumulative water influx”), y el efecto de almacenamiento (“wellbore storage”) en un pozo de radio finito. También en 1949, Arps y Smith presentaron un método para calcular la presión estática de una prueba de levantamiento de presión. Este método se parecía al método presentado por Muskat.

En 1950, Miller, Dyes Y hutchinson presentaron un análisis para pruebas de levantamiento de presión cuando el pozo ha producido hasta alcanzar la condición de flujo semi-continuo. Estos autores indicaron que las presiones de levantamiento deberían ser una función lineal del logaritmo del tiempo de cierre. Miller-Dyes-Hutchinson, también consideraron el comportamiento de presión de los yacimientos circulares con presiones constantes o cerradas al flujo en el límite exterior e hicieron ciertas extensiones al análisis de pruebas de pozos.

En 1951, Horner presento un estudio de análisis de pruebas de restauración de presión similar al trabajo de Theis, pero extendió este trabajo para determinar presiones estáticas por extrapolación. Horner considero yacimientos infinitos y cerrados. Horner demostró que una extrapolación de la línea recta del grafico semi-logarítmico podría ser extrapolada a una razón de tiempo igual a la unidad para obtener la presión inicial del yacimiento, Pi, si el periodo de producción era corto. Además Horner demostró que para periodos de producción largos en yacimientos limitados, la línea recta podría ser extrapolada a una presión P*. Esta presión P* no es ni la presión inicial (Pi), ni la presión promedio (P), sin embargo si el tiempo de producción es corto, entonces Pi = P = P*.

Los trabajos de Horner y Miller-David Hutchinson han sido considerados las bases fundamentales de la teoría moderna de análisis de presiones para pozos de petróleo y gas.

En 1954, Matthews-Brons-Hazebrock presentaron correlaciones para relacionar P* con P para diversas formas de yacimientos cerrados. Este método conjuntamente con el método de Horner provee uno de los procedimientos actuales más usados para determinar presiones volumétricas promedios.

Los conceptos de daño de formación, facto o factor pelicular (“skin factor”) fueron introducidos en el análisis del periodo inicial de presiones por van Everdingen y Hurst.

Earlougher y Col presentaron una extensión del trabajo de Matthews-Brons-Hazebrock y determinaron el comportamiento de presiones para un pozo produciendo de yacimientos rectangulares.

Ciertos trabajos escritos durante los últimos 20 años han considerado e introducido refinamientos y nuevas técnicas, lo cual constituye el análisis moderno de pruebas de pozos. Agarwal, Al-Hussainy y Ramey introdujeron a comienzos de esta década el análisis de los periodos iníciales de restauración de presión mediante de la curva tipo (type curve). Este método es considerado el mas general y simple en análisis de pruebas de pozos. En este método, el problema de yacimiento o pozo-yacimiento se formula matemáticamente, de acuerdo a ciertas leyes físicas y condiciones de contorno e iníciales consideradas, y luego se resuelve analíticamente o numéricamente. La solución de se dibuja en un papel (gráfico base) y se trata de ajustar o de ver si los datos reales siguen a la solución. Si esto no se cumple el problema puede reformularse hasta encontrar el modelo (solución) que simule y verifique el comportamiento de los datos de campo.

Como será enfatizado en el transcurso del curso, el objetivo del análisis moderno de pruebas de pozos es el estudio del periodo inicial de presiones (“transient pressure”). El periodo inicial de presiones es aquel que resulta de un cambio en la tasa del yacimiento. Por ejemplo un periodo inicial puede ser generado al poner un pozo cerrado a producción.

PRUEBAS DE POZOS MEDIANTE ECUACIONES MATEMÁTICAS:

Las técnicas de análisis de presión han sido derivadas de las soluciones de las ecuaciones en derivadas parciales describiendo el flujo de fluidos a través de medios porosos para varias condiciones de contorno.

Eliminando posibles reacciones químicas, todos los problemas de flujo de fluidos a través de medios porosos pueden ser resueltos por medio de uno o más de las siguientes ecuaciones básicas o leyes físicas:

1.- Conservación de la Masa.
2.- Conservación de la Energía.
3.- Conservación de Momento.
4- Ecuaciones de Transporte.
5.- Condiciones de Equilibrio.
6.- Ecuaciones de Estado y propiedades de los fluidos y de las rocas.

Las primeras tres leyes físicas son consideradas en conjunto y llamadas “LEYES DE CONTINUIDAD”. Estas establecen que un cierto ente o propiedad física no puede ser creada o destruida sino transformada. Además es necesario tener datos físicos sobre los componentes de un sistema (yacimiento). Esto incluye medidas de porosidad, permeabilidad y compresibilidad de las rocas y datos termodinámicos de los fluidos.

Varias ecuaciones de estado son usadas para derivar las ecuaciones de flujo. Una ecuación de estado establece la relación funcional entre la densidad del fluido, y la presión, P, y la temperatura T. la ecuación de estado para los gases reales es un ejemplo: pv=znRT.

LAS ECUACIONES DE CONTINUIDAD Y DIFUSIVIDAD:

Combinando la ecuación de continuidad, en forma de balance de masa, con la ley de Darcy y una ecuación de estado, podemos derivar una familia de ecuaciones que describe el flujo bajo varias condiciones.

La ecuación de continuidad puede ser aplicada a cualquier elemento de volumen. Considerando flujo radial en el elemento de volumen y aplicando el balance de masa expresado en (tasa de masa de flujo que entra a un sistema) – (tasa de masa de flujo que sale del sistema) = (tasa de acumulación de masa en el sistema).

DERIVACIÓN DE LA ECUACIÓN DE CONTINUIDAD:

La ecuación de continuidad también es conocida como ley de la conservación de la
masa y establece que para cualquier sistema:
La masa acumulada es igual a la masa que entra menos la masa que sale del sistema.
Considerando una sección cilíndrica de la roca de la formación de radio r, extensión total
del yacimiento Δr y espesor h. como muestra la figura.

Suponiendo un flujo dimensional a través de la cara externa de la capa. La masa del fluido en la sección cilíndrica a la vez que la porosidad (φ) y el volumen de la sección es igual a 2πrhΔr, y están representadas por la densidad del fluido fluyente. Ocurre que esta masa se ve modificada a medida que avanza el tiempo al incrementar Δt entonces2:

La masa que fluye dentro de la coraza debe ser igual a la que esta fluyendo fuera de la misma para un radio r + Δr, la masa que fluye en dirección radial por unidad de área de superficie por tiempo es conocida como velocidad masica radial Vr y depende de la densidad. El área de superficie Ar está dada por 2πrh, para un radio r, el radio es modificado para las condiciones diferenciales y es igual a (r + Δr), provocando que el área se modifique a 2π(r + Δr) h.

Entonces la ley de conservación de la masa determina que:

Dividiendo entre 2πrhΔrΔt tenemos:

Tomando los límites en Δr y Δt 0 se obtiene:

ECUACIÓN DE LA DIFUSIVIDAD.

La siguiente, es la Ecuación de la Difusividad:

La ecuación de la difusividad es la combinación de las principales ecuaciones que describen el proceso físico del movimiento de fluido dentro del reservorio, combina la ecuación de continuidad (que es el principio de la conservación de la masa, y de aquí obtenemos el balance de materia), la ecuación de flujo (ecuación de Darcy) y la ecuación de estado (compresibilidad).

Esta ecuación tiene 3 variables: 1 presión que es la del reservorio y 2 saturaciones que son generalmente la oíl y la de gas en reservorios volumétricos.

A partir de esta ecuación se obtienen las ecuaciones para los tipos de flujo que existen en el reservorio, por ejemplo en la segunda parte de la ecuación de la difusividad la presión varia con el tiempo (deltaP/Delta t) si estamos en el estado pseudoestable es decir la presión no depende del tiempo ya que llego al límite del reservorio (infinity acting) esta variación es 0 por lo que la ecuación de la difusividad tendrá una resolución que es la ecuación de flujo radial para el estado pseudoestable:

Pr - Pwf = Constante*Q*uo*Bo (ln (re/rw)-0.75+S)/kh.

UTILIDAD, DISEÑO Y FUNCIONES DE LAS PRUEBAS DE PRESION:

Utilidad de una Prueba de Presión: Una prueba de presión es utilizada para determinar propiedades y características del yacimiento como lo son la permeabilidad y presión estática del yacimiento. También es útil para Predecir parámetros de flujo como: Límites del yacimiento, daño de formación y Comunicación entre pozos.

Diseño de las pruebas de presión: Es posible realizar pruebas de presión sin diseño previo, sin embargo no es recomendable a menos que se hayan realizado pruebas anteriores a través de las cuales se pueda inferir el comportamiento del yacimiento.

Entre los cálculos requeridos para la prueba están: Las respuestas de presión esperadas utilizando las propiedades de la formación, conocidas a través de pruebas de laboratorio o registros eléctricos y Factores fundamentales como: final de los efectos de almacenamiento, final de la línea recta semi-logarítmica, pendiente de la recta, entre otros.

Funciones de una prueba de presión:

1) Obtener propiedades y características del yacimiento como: permeabilidad y
presión estática del yacimiento.
2) Predecir parámetros de flujo como:

•Límites del yacimiento.
•Daño de formación.
•Comunicación entre pozos.

Finalidad de una prueba de presión:
Consiste en un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas características del yacimiento de manera indirecta. Se causa una perturbación en el yacimiento, se meden las respuestas y se analizan los datos que constituyen el período de flujo transitorio.

Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.

Ventajas y desventajas de las pruebas de presión:

Una de las ventajas más importante en las pruebas de presión es que me permitirá determinar el comportamiento del yacimiento, saber de cómo se encuentran sus propiedades tales como la permeabilidad, factor de daño, coeficiente de acumulación en el pozo, distancia a los bordes, entre otros y de cuanto serán sus tasas de producción del yacimiento y bajo qué condiciones.

Su desventaja es que estas pruebas de presiones se realizan en un solo yacimiento para saber su comportamiento.

TIPOS DE PRUEBAS DE PRESIÓN:

FUNDAMENTO DE LAS PRUEBAS DE TRANSIENTE:

Se ha demostrado que la respuesta de la presión del yacimiento ante diferentes cambios en la tasa de flujo, refleja la geometría y las propiedades de flujo del yacimiento. Se basan en crear entonces una disturbancia de presión, mediante cambios de tasa, y medir las variaciones en la presión de fondo (pwf) en el tiempo, en uno o más pozos.
Las pruebas de presión se realizan con múltiples propósitos:
-Determinar la capacidad de la formación para producir hidrocarburos (permeabilidad, presión inicial)-Evaluar presencia de daño a la formación -Determinar la naturaleza de los fluidos y posibles contactos-Identificar limites y barreras del yacimiento (fallas sellantes, límites estratigráficos)-Comunicación entre pozos.

ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS DE POZOS :

Análisis de las pruebas de pozos: Es importante tener claro los conceptos básicos sobre el flujo del fluido a través de un medio poroso (roca del yacimiento) y la caracterización de los yacimientos que se realiza mediante diferentes técnicas como interpretación de registros, análisis de núcleos, sismicidad, interpretación de pruebas de pozo, entre otras. Las pruebas de presión constituyen una herramienta clave para la obtención de los parámetros características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de la formación.

Las pruebas de pozos son constituidas por técnicas clave para monitorear el desempeño y diagnosticar los comportamientos no esperados de pozo o reservorio de los daño de formación en la industria petrolera y del gas. Los análisis de prueba de presión permiten realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, para registrar la presión y temperatura de fondo, evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento y diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzadas aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimar las reservas.

Objetivo de las pruebas de pozo:

Determinar ciertos parámetros del yacimiento y características del pozo, para predecir el comportamiento futuro del pozo o del sistema pozo-yacimiento a través de las pruebas de pozos. Algunas veces la prueba se lleva a cabo para saber si hay suficiente hidrocarburo que justifique los costos de desarrollos de nuevos campos.

SIMULADOR ECLIPSE:

La Simulación diferencial finita de yacimientos: Es una de las herramientas más usadas para apoyar las decisiones de la Gerencia de yacimientos, desde la determinación de las reservas, a través de una planificación inicial de la etapa de producción y el diseño de las instalaciones de superficie, así como el diagnóstico de problemas.

El simulador de yacimientos ECLIPSE: Es un software que permite a los ingenieros predecir y manejar eficientemente el flujo de fluidos creando modelos de una manera más certera.

ECLIPSE permite plantearse cuestionamientos sobre la viabilidad económica de la explotación de un yacimiento, como por ejemplo:

- Cuan cierto es la estimación de reservas? Puedo minimizar la incertidumbre?
- Como es la distribución de los hidrocarburos en la formación?
- Que tan difícil puede ser la recuperación de los hidrocarburos y que técnicas de producción y tasas son las mejores?
- Donde debo localizar las próximos pozos para maximizar el recobro y recuperar la inversión?, etc.

Modelos de Simulación:

Una de las marcas comerciales existentes es Eclipse, este software posee una gama de diferentes simuladores para elegir.

ECLIPSE ofrece tres modelos de simulación, blackoil, composicional y termal.

Simulador Composicional involucra en su configuración el uso de una ecuación de estado. De esta manera se toma en cuenta el comportamiento de las fases de los fluidos o los cambios en su composición debido a la presión. Con este tipo de simulador se pueden describir fluidos complejos como condensados y fluidos volátiles o procesos tales como programas de inyección de gas y estudios de recuperación secundaria, yacimientos delgados (de poco espesor) en los cuales se presenten gradientes en la composición debido a la gravedad, yacimientos con fluidos cercanos al punto de burbuja entre otros. A pesar de que este simulador es muy completo y arroja resultados satisfactorios en una mayoría de los casos, hay yacimientos en los que utilizar otros simuladores es lo más adecuado.

Una razón para utilizar un simulador distinto al composicional se evidencia cuando el fluido sufre cambios importantes en su temperatura lo que causa una modificación tanto en su viscosidad como en su densidad. Esto altera significativamente el comportamiento de los fluidos y debe ser tomado en cuenta en la simulación. Por lo tanto la elección debería ser un Simulador Térmico. Éste incorpora a los simuladores composicionales ecuaciones de energía y es especialmente útil para procesos de recuperación térmica o inyección de vapor.

El modelo Blackoil se utiliza para situaciones donde necesito conocer el efecto de una de las fases en las reservas y el recobro. Este modelo asume que los fluidos del yacimiento consisten de tres “componentes” (agua, petróleo y gas) donde las composiciones de petróleo y gas son constantes en el tiempo y a cada paso de presión.

La solución blackoil permite modelar extensivamente el control de pozos, soportar eficientemente la planificación de las operaciones del yacimiento, incluyendo la inyección de gas, debido a que proporciona una simulación de las tres fases en 3D.

Al simular yacimientos altamente fracturados se requiere un apoyo para la inhibición gravitacional y el drenaje, difusión molecular y el desplazamiento de los fluidos viscosos a través de la matriz de la roca. La solución blackoil ofrece amplias opciones duales para la porosidad y permeabilidad.

Los yacimientos con fluidos como gas seco o petróleo de baja volatilidad, no requieren de programas tan complejos. Para ellos se encuentra disponible el Simulador Blackoil que no registra las variaciones en la composición de los fluidos. Razón por la cual, es la decisión correcta cuando estamos en presencia de hidrocarburos en los que dichos cambios son despreciables.