TIPOS DE PRUEBAS DE PRESIÓN FUNDAMENTO DE LAS PRUEBAS DE TRANSIENTE

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 mas 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

TIPOS DE PRUEBAS

-Abatimiento de Presión (Pressure Drawdown Test)

-Restauración de Presión (Pressure Buildup Test)

-Multitasa

-Prueba de Interferencia

-Drill Stem Test (DST)

-Fall Off

-Prueba de Inyectividad

1.-ABATIMIENTO DE PRESION (DRAW DOWN TEST)

Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presion de fondo durante un periodo de tiempo, con el pozo fluyendo a una tasa constante estabilizada.

Generalmente, se hace un cierre previo para lograr que la presion en el area de de drenaje del pozo se estabilice y sea uniforme.

Se utiliza para hallar:

-Permeabilidad promedio en el area de drenaje (k)

-Efecto Skin (s)

-Volumen poroso (Vp) de la región drenada

-Presencia de Heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigraficas).

Estas pruebas son particularmente aplicables para:

· Pozos nuevos.

· Pozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para permitir que la presión se estabilice.

· Pozos en los que la pérdida de ingresos incurridos en una prueba de restauración de presión sería difícil de aceptar.

Para flujo de estado no estable (transiente)

Esta ecuación se puede rearreglar así:

Relación Lineal entre Pwf y log(t)

Pwf= a + mlog(t)

donde:

INTERCEPTO

(Pendiente, lpc/ciclo)

Gráfico de Pwf vs. t en escala semi-log generará una línea recta de pendiente “m” en lpc/ciclo. Esta pendiente es negativa

La permeabilidad puede ser estimada por la siguiente expresión:

El efecto skin puede determinarse partiendo de la Ec.

Haciendo pwf= p1hr (tomada de la extrapolacion de línea recta), la Ec queda así:

La caída de presión relacionada con el efecto skin (Dpskin) se estima con la siguiente relación:

Con esta prueba también se puede determinar la relación de la productividad del pozo con o sin presencia del efecto skin

Se definen los Indices de Productividad Ideal y Real:

Se define la Eficiencia de Flujo (EF):

La Eficiencia de Flujo es una medida de cuanto ha afectado el efecto skin la productividad del pozo. Este efecto puede ser tanto para estimular o “dañar” el pozo.

Cuando se realiza una estimulación o acidificacion en un pozo, la Eficiencia de Flujo también se utiliza para cuantificar en cuanto se incrementa la productividad del pozo luego del trabajo.

Cuando la prueba alcanza un tiempo suficientemente largo y se llega a la transición entre el estado no estable y el pseudo-estable, se pierde la linealidad en la curva de Pwf vs. t.

La presion empezará a disminuir linealmente con el tiempo (Estado Pseudo-estable)

Si se grafica pwf vs t en coordenadas cartesianas se obtiene una recta:

Donde m´es la pendiente de la recta (en Coord. Cartes.) durante el período pseudo-estable.

Igualmente se puede determinar la geometría del área de drenaje, con la data del período pseudo-estable, hallando el Factor de Forma (CA) (Earlougher, 1977).

donde:

m: Pendiente de la recta en periodo transiente (Grafico Semilog)

m’: Pendiente de la recta en periodo pseudo-estable (Gráfico Cartesiano)

pint: Punto de corte de recta con eje Y (t=0), en grafico cartesiano.

Efecto de Almacenamiento (Wellbore Storage)

Debido a que la tasa de flujo durante las pruebas de presión se controla desde superficie, una tasa constante no asegura que la entrada de fluidos en la cara de la arena también sea constante. Este fenómeno es llamado Efecto de Almacenamiento.

Existen dos tipos de efecto:

-Efecto debido a la expansión de los fluidos

-Efecto debido al cambio en el nivel de fluido en el espacio anular entre tubing y casing.

Durante este período se cumple:

donde:

q: Tasa de flujo en superficie, bbl/dia

qf: Tasa de flujo de formación, bbl/dia

qwb: Tasa de flujo proveniente por almacenamiento, bbl/dia.

“Análisis de presiones durante este período no se puede hacer por métodos convencionales”

Cada uno de estos efectos puede ser cuantificado por medio del Factor de Almacenamiento. Este se define como:

donde:

Factor de Almacenamiento debido a Expansión de Fluidos (CFE)

Factor de Almacenamiento debido a Cambio de Nivel de Fluido (CFL):

Duración del Efecto de Almacenamiento

Si se expresa el Factor de Almacenamiento Total en forma adimensional, de acuerdo a la siguiente ecuación:

La presión será directamente proporcional al tiempo del almacenamiento, según la siguiente ecuación:

El tiempo de fin de efecto de almacenamiento se estima

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