Pruebas De Build Up

1. INTRODUCCIÓN

1.1 PROPÓSITO

En 1967, Matthews y Russell publicaron el primer tratado completo de análisis de pruebas de pozos. El escrito de Matthews y Russell viene a ser una base referencial para muchos ingenieros petroleros. Desde esta publicación se han acumulado más de 1500 publicaciones adicionales de textos técnicos. Aquellos textos han extendido el alcance del análisis de pruebas de pozos, publicando muchos problemas nuevos y proponiendo soluciones para dichos problemas previamente sin resolver; a la vez cambiando los enfoques de algunas fases del análisis de pruebas de pozos.

Se presenta suficiente material, así que el presente texto se puede utilizar solo como un suplemento a la publicación de Matthews y Russell, quienes presentan la teoría de flujo de fluidos y la derivación de la mayoría de ecuaciones usadas en el análisis de pruebas de pozos. Por consiguiente este texto no trata aquellos temas en detalle, pero se refiere a interpretaciones más rigurosas.

La teoría se minimiza en breves y simples derivaciones, dado que una comprensión detallada de las matemáticas involucradas en el desarrollo de las ecuaciones de análisis de pruebas de presión no es necesaria para la aplicación correcta de la ingeniería. Como sea, a veces se requiere un entendimiento de lo que representa un método de análisis para la aplicación apropiada en la ingeniería. Así, se hace un intento de aclarar conceptualmente acerca de las diferentes técnicas de análisis y se presenta estimaciones del rango de aplicabilidad. Los ejemplos ilustran la magnitud de las técnicas de análisis.

2. USO DE PRUEBAS DE PRESIÓN TRANSITORIA EN INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

En muchas fases de la ingeniería en petróleos es importante tener información confiable acerca de las condiciones in-situ del reservorio. La ingeniería de reservorios necesita contar con suficiente información sobre el reservorio para analizar adecuadamente el desempeño del pozo y predecir la producción futura bajo varios modos de operación. El ingeniero de producción debe conocer la condición de los pozos de inyección y producción para lograr el mejor desarrollo posible del reservorio. Gran parte de esa información se lo puede obtener de las pruebas de presión transitoria.

Las técnicas de pruebas de presión transitoria, tales como: Buildup (restauración de presión), Drawdown (decremento de presión), Inyectividad, Falloff test y de Interferencia, son una parte importante de la ingeniería de reservorios y de producción. Las pruebas de presión transitoria consisten en generar y medir variaciones de presión con el tiempo en los pozos y subsecuentemente estimar propiedades de la roca, fluido y pozo. La información práctica que se puede obtener de estas pruebas incluyen: volumen del pozo, daño, estimulación, presión del reservorio, permeabilidad, reservas, discontinuidades del reservorio y fluido y otros datos relacionados. Toda esta información puede ser utilizada para ayudar a analizar, mejorar y pronosticar el desempeño del reservorio.

Sería un error subestimar o sobreestimar las pruebas de presión transitoria y su análisis. Esta es una de las más importantes en una gama de herramientas de

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diagnóstico. En ciertas situaciones resulta indispensable para el análisis correcto del pozo o del reservorio; por ejemplo, en la definición de condiciones de las zonas cercanas al pozo o de zonas entre pozos, en contraposición a las propiedades promedias que se obtienen a partir de datos del índice de productividad en estado continuo. En otros casos es conveniente una aproximación simple o combinada para resolver el problema.

Considere el caso de un pozo que está produciendo petróleo con una declinación de producción substancial. Usualmente sería inapropiado correr una prueba de presión sin antes determinar primero si el problema es debido a una bomba dañada, bajo nivel de fluido o algún otro problema mecánico. Si se descarta posibles problemas mecánicos en el pozo, una prueba de presión podría dar indicios de posibles problemas en el reservorio, como por ejemplo, daño en/o cerca de la cara del reservorio, depletación, etc.

Por otro lado, incluso con el más complejo y completo análisis transitorio no es posible identificar el problema y encontrar una solución única si no se considera otra información disponible: las pruebas de interferencia o pruebas de pulso podrían establecer la posible existencia y orientación de fracturas verticales en un reservorio. De todos modos otra información (tal como estudio de perfiles, registros de producción, historial de estimulación, pruebas de producción, registros ópticos, descripción de cores y otros datos geológicos acerca de la litología y continuidad) del reservorio, serían útiles para distinguir entre permeabilidad direccional y fracturas, o estimar si las fracturas fueron naturales o inducidas.

En la práctica, la aplicación en la ingeniería de los resultados del análisis e interpretación de presión transitoria a veces está limitada por:

 Recolección Insuficiente de datos.

 Aplicación incorrecta de las técnicas de análisis.

 Errores en la integración de otra información disponible o potencialmente disponible.

Muchos practicantes de ingeniería conocen sobre las circunstancias en que un análisis definitivo ha sido excluido por falta de la exactitud de presiones tempranas.

Generalmente es una buena práctica correr una prueba de presión base en un pozo que ha producido poco después de su completación o en un pozo de inyección después de un período adecuado de trabajo. Esto nos puede llevar a un conocimiento temprano y corrección de muchos problemas de los cuales la insuficiente estimulación es solamente lo más obvio. Tales pruebas también proporcionan datos in-situ para la simulación de reservorios y además nos dan una base que permita hacer comparaciones con problemas del reservorio a medida que aparezcan.

La forma convencional de registrar presiones de fondo (fluyente / estática) se lo realizaba con herramientas especiales -meradas- placas que grafican las variaciones de presión; ésta se calibra para 24, 48, o 72 horas; en la actualidad existen registradores electrónicos que proporcionan los datos en tiempo real y en un medio de almacenamiento magnético.

Las presiones de fondo registradas pueden ser Fluyentes (Pwf), o Estáticas (Pws), dependiendo de si el pozo se encuentra abierto o cerrado, respectivamente.

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3. NOMENCLATURA Y UNIDADES

Mientras sea posible se utilizarán los símbolos estándar adoptados por la sociedad de ingenieros petroleros de AIME. La mayor parte de la ecuaciones que se presentan están en “Unidades de Campo”, por lo que la unidades que se utilizarán para los parámetros que intervienen en las ecuaciones deben ser consistentes: P, presión en [PSI-1]; Q, es rata de flujo y está en [BPFD]; K, permeabilidad en [md]; t, tiempo en [horas]; , viscosidad en [cp]; c, compresibilidad está en volumen/volumen/libras por pulgada cuadrada [PSI-1] y , porosidad está en fracción. Ocasionalmente se utilizarán diferentes unidades que sean consistentes con la industria, tales casos se identifican claramente.

Durante todo el texto, una rata de flujo positiva, Q>0, significa producción, mientras una rata de flujo negativa, Q<0, designa inyección. La convención de signos requiere que estos sean correctos para el cálculo de la pendiente. Lo que resulta en algunas ecuaciones que son ligeramente diferentes de las formas comúnmente vistas en la literatura. De todos modos, ésta es una manera práctica de enfocar las pruebas transitorias.

En éste texto, el término permeabilidad (k) es a veces usado pensando en el término movilidad (k/) o producto movilidad-espesor (k*h/). Se hace esto porque la permeabilidad es más bien una propiedad de la roca antes que una propiedad combinada de roca y fluido. Incluso pensando en ésta convención es importante que el producto movilidad-espesor (k*h/) casi siempre aparece como unidad en las ecuaciones de flujo y análisis de pruebas transitorias. Igualmente, la  a veces es usada pensando en el producto porosidad-espesor (*h) o en el producto porosidad-compresibilidad-espesor (*c*h).

4. CARACTERÍSTICAS DE LOS REGÍMENES DE FLUJO

Cuando un pozo es abierto a la producción, la distribución de presión creada en el pozo viaja a través de la roca a una velocidad que depende de las propiedades de la roca y fluido.

Para comprender el análisis de pruebas de pozos, se debe considerar las características de los diferentes Estados o Regímenes de flujo; básicamente hay tres regímenes de flujo que se deben conocer para describir el comportamiento del flujo de fluidos y la distribución de la presión en el reservorio como función del tiempo. Estos tres regímenes son:

 Flujo Continuo (Estable, Estacionario)

 Flujo Pseudo-continuo (Pseudo-estable, Semi-estacionario

 Flujo Transitorio (Inestable, No continuo)

4.1 FLUJO CONTINUO.

Existe donde no hay cambio en la presión en cualquier punto dentro del reservorio como función del tiempo, o la producción acumulada. Su característica es tener una energía adicional que es proporcionada por un acuífero activo, ver figura (1). Obviamente esta situación nunca se da en la realidad y este concepto de Estado Continuo sirve como base para el estudio de la Ley de Darcy.

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