PRUEBAS DE POZOS

Las pruebas de presión, al igual que otras pruebas de pozos, son utilizadas para proveer la información que nos proporcionen las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El analisis de pruebas de pozos es uno de los métodos más importantes disponibles para los ingenieros de yacimientos para establecer características de reservorio, tales como permeabilidad y compresibilidad, posición de fronteras y fallas.

1. Pruebas de Presión: Es el proceso en el cual se somete el pozo a un impulso el cual produce un cambio en la tasa de flujo y se mide su respuesta, es decir un cambio de presión.
La respuesta del yacimiento esta determinada por parámetros tales como: la permeabilidad, factor de daño, coeficiente de acumulación en el pozo, distancia a los bordes, entre otros.
Basados en el entendimiento de la física de yacimientos, se desarrollo un modelo matemático que relaciona los parámetros de yacimiento con la respuesta del pozo. En consecuencia, cuando cotejamos la respuesta del modelo a la respuesta medida del yacimiento podemos inferir que los parámetros del modelo son iguales a los parámetros del yacimiento.
Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.

1.1 Planificación: para planificar una prueba de presión debemos tomar en consideración una serie de parámetros que nos permitirán obtener los resultados esperados.

· Características:

- Consideraciones operacionales

- Cálculos requeridos para el diseño

- Ejemplo de diseño de una prueba de restauración de presión

· 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.

· 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)

1.2 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.

Prueba de Inyección

Es un procedimiento llevado a cabo para establecer el ritmo y la presión a la que los fluidos pueden ser bombeados al lugar de tratamiento sin fracturar la formación. La mayoría de los tratamientos de estimulación y reparaciones correctivas, tales como compresión de cementación, se llevan a cabo después de una prueba de inyección para ayudar a determinar los parámetros claves del tratamiento y los límites de funcionamieto. Del mismo modo, las pruebas de inyección también se llevan a cabo cuando se bombean fluidos de recuperación secundaria, como el agua, nitrógeno, CO2, gas natural y vapor.

Pruebas de Pozos: Desde la Línea Recta hasta la Deconvolución.

Las pruebas de pozos o análisis de presión han sido usadas a lo largo de los años para estudiar y describir el comportamiento de los yacimientos. Son muchos los parámetros que son caracterizados por este tipo de pruebas. Desde su primera implementación hace más de 50 años las pruebas de pozos han ido cambiando y modernizándose hasta convertirse en una herramienta de mucho aporte computacional, fundamental para cualquier estudio de yacimiento.

Al principio, las técnicas de análisis de presión provenían de la tecnología usada en los pozos de agua que incluían análisis de tipo gráfico y logarítmico. Las primeras pruebas de análisis de presión diseñadas exclusivamente para pozos de petróleo aparecieron en los años 50 desarrolladas por compañías petroleras gracias al trabajo de científicos como Miller, Dyes, Hutchinson y Horner. Muchos de estos trabajos fueron plasmados en la Quinta Monografía de la SPE.

En los años 60 las investigaciones estuvieron apuntadas a conocer más acerca del comportamiento mostrado por los análisis de presión en las primeras etapas. Los investigadores notaron que el valor del daño (skin) no representaba con seguridad lo que ocurría en el pozo pero sí desviaba los resultados obtenidos. A finales de los años 60 se utilizaron nuevas técnicas matemáticas como la función de Green. No obstante, los análisis eran en su mayoría manuales.

A partir de los años 70, las compañías de servicios se encargaron de desarrollar nuevas tecnologías lo que marcó el fin de los análisis manuales para las pruebas de pozos. Desde ese momento las pruebas de pozos se convirtieron en parte fundamental del análisis de yacimientos. A partir de los años 80, las pruebas de pozos son completamente computarizadas y permiten entender y reconocer las heterogeneidades los yacimientos, analizar pozos horizontales y efectos de límites del yacimiento entre otras cosas.

Los primeras pruebas de pozos se hicieron mediante un Análisis Lineal en donde se asumía que se podía modelar la relación entre la presión y el tiempo como una línea recta. Dependiendo de la desviación que mostraban los puntos con respecto a la línea recta era posible determinar las características más importantes del yacimiento que se estaba estudiando. Este método tenía como principal ventaja la facilidad a la hora de ser aplicado y su principal inconveniente era la falta de exactitud a la hora de estimar qué tan desviados estaban los puntos de la línea recta.

En los años 70 el análisis lineal fue sustituido por un Análisis de presiones de tipo log-log en el que la presión durante un período de flujo, Dp, era graficada contra el tiempo transcurrido, Dt, en un papel log-log. De la misma forma que el análisis lineal, este análisis permitía determinar las características del yacimiento mediante la observación de los puntos graficados y sus desviación de la tendencia lineal. Si bien este método era mejor que el anterior, la falta de resolución en las mediciones de cambio de presión siempre fue su mayor desventaja.

El auge de las computadores y su aplicación en el análisis matemático ayudó a que en los años 80 las pruebas de pozos se estudiaran mediante un Análisis log-log diferencial en el que las gráficas involucraban a la variación del tiempo transcurrido y el cambio de presión con respecto a éste. Tomar la derivada con respecto al logaritmo natural del tiempo transcurrido enfatizaba el flujo radial que es el más común alrededor de un pozo. La mayor ventaja de este método era la capacidad de identificación de las características del yacimiento. Sin embargo, es necesario recordar que un los diferenciales de presión no son medidos sino calculados; de esta manera los resultados dependían de qué tan eficiente era la herramienta computacional que se utilizaba.

En la actualidad el uso de las pruebas de pozos se ha hecho más necesario debido al uso de un nuevo algoritmo para la deconvolución desarrollado por Shroeter (SPE 71574). La Deconvolución se refiere a las operaciones matemáticas empleadas en la restauración de señales para recuperar datos que han sido degradados por un proceso físico que puede describirse mediante la operación inversa, una convolución. Para entender mejor el proceso de la convolución es conveniente tomar en cuenta uno de sus mayores campos de aplicación: la manipulación y digitalización de fotografías. En la actualidad es posible tomar una fotografía antigua que haya sido deteriorada por algún efecto conocido (tiempo, clima, etc.) y conseguir la fotografía original. En este caso se conoce el resultado final (la fotografía deteriorada) el proceso que originó ese deterioro (convolución) y se busca el dato de entrada (fotografía original) que sufrió los efectos de ese proceso. Referido a las pruebas de presión, la utilidad de la convolución es conocer con mayor exactitud los límites de un yacimiento. La deconvolución transforma datos de presión a distintas tasas en una sola caída de presión a tasa constante con una duración igual a la duración total de la prueba. De esta forma es posible graficar el diferencial de presión contra el tiempo y conseguir una curva que represente con mayor exactitud el comportamiento de la presión con respecto al tiempo.

Las pruebas de pozos han pasado por muchas etapas desde 1950 cuando fueron implementadas por primera vez. El avance en la tecnología ha permitido que estos análisis se conviertan en una herramienta fundamental a la hora de caracterizar un yacimiento. A medida que los aportes computacionales se hacen cada vez más presentes en el campo de la geología, geofísica y sobretodo geoestadística, es inevitable pensar que las pruebas de pozos seguirán innovando en la búsqueda de resultados más exactos que ofrezcan mucha más información de la realidad que subyace en el yacimiento.

Análisis PVT: Pruebas de Laboratorio

Durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores ocurre separación gas – líquido que es simulada en el laboratorio para determinar el comportamiento PVT del yacimiento. Los tipos de separación simulados en laboratorio son dos: Diferencial e Instantánea o Flash.

Tipos de Pruebas:

Liberación Diferencial: básicamente la composición total del sistema varía durante el proceso, el gas liberado se separa total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado. En la siguiente figura se ilustra este tipo de liberación:

P1 > P2 > P3

Este proceso se puede resumir en tres pasos:

La presión inicial del petróleo es mayor o igual a la presión de burbujeo (presión en la cual la mezcla de hidrocarburos en fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas, burbuja), para que se pueda liberar gas.

Se disminuye la presión causando la liberación de gas, luego éste gas es removido de la celda manteniendo la presión constante.

Se repite el procedimiento hasta alcanzar la presión atmosférica.

De este tipo de liberación se obtienen los siguientes datos: factor de compresibilidad del gas (Z), relación gas petróleo en solución (Rs), factor volumétrico del petróleo (Bo), factor volumétrico del gas (Bg), factor volumétrico total (Bt), densidad del petróleo, gravedad específica del gas y la gravedad API de crudo residual.

Liberación Instantánea: significa que el gas liberado permanece en contacto con el líquido, es decir, la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. En la siguiente figura se ilustra este tipo de liberación:

P1 > P2 > P3 > P4 > P5

La liberación de gas instantánea se puede simplificar de los siguientes pasos:

- La presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo y la temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento.
- El petróleo se expande en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo a temperatura constante.
- Luego se repite el paso anterior, pero la presión es menor a la de burbujeo, sin retirar de la celda el gas liberado, permaneciendo así en contacto con el líquido.

De este tipo de liberación se obtienen los siguientes resultados: presión de burbujeo, volumen relativo en función de la presión (V/Vb), la compresibilidad del petróleo y una función ‘y’:

Y= Pb – P_P(V/Vb - 1)

Pb: presión de burbujeo, lpca.

P: presión inferior a Pb, lpca.

V: volumen bifásico a P, cc.

Vb: volumen a Pb, cc.

Al graficar la función Y vs. P el comportamiento es lineal cuando los sistemas se encuentran básicamente compuestos por hidrocarburos, por otro lado, la presencia de componentes no hidrocarburos o cuando se está cerca del punto de burbujeo aleja el comportamiento lineal de la función.
En la liberación instantánea se condensa más líquido que en la diferencial porque en la separación instantánea permanece mayor cantidad de gas en el sistema del cual más y más componentes pesados se pueden condensar al disminuir la presión.

Los equipos de laboratorio usados para el análisis PVT de condensado son diferentes a los usados para el petróleo negro porque en casi todos los yacimientos de gas condensado la presión de rocío no se determina por un cambio violento en la relación presión - volumen del sistema y además la fase líquida representa un pequeña parte del volumen total de la celda donde se realiza el estudio. Por esta razón es preciso tener métodos más exactos para medir pequeñas cantidades de líquido, como por ejemplo las pruebas CCE, CVD y la de separador.

Prueba de Separadores: en pocas palabras son pruebas de liberación instantánea realizadas en un separador para cuantificar efecto de las condiciones de separación (presión y temperatura) en superficie sobre las propiedades del crudo. El proceso de esta prueba consiste en pasar a través de un separador para luego expandir a presión atmosférica la muestra de crudo saturado a la temperatura del yacimiento y presión de burbujeo.
Cuando cambia la presión en el separador es posible obtenerse una presión tal que se produzca mayor cantidad de líquido, mayor gravedad API del crudo y menor factor volumétrico de formación del petróleo; esta presión es denominada presión óptima de separación.
Al finalizar esta prueba se tienen los siguientes resultados: factor volumétrico de formación del petróleo, relación gas – petróleo en solución, gravedad API del petróleo de tanque, composición del gas que se separa y la gravedad específica del gas separado y del tanque.

Prueba CCE (Constant Composition Expansion): esta prueba consiste primero en cargar la celda con una muestra representativa combinada de los fluidos de yacimiento, luego se aumenta la temperatura hasta alcanzar la del yacimiento y se comprime desplazando al pistón en la celda hasta alcanzar 500 a 1000 lpc.[1]. Después se expande a composición constante hasta que la presión sea de 500 a 200 lpc por debajo de la presión inicial y por último se espera un tiempo suficiente hasta alcanzar el equilibrio.

Prueba CVD (Constant Volumen Depletion): básicamente se trata de un conjunto de expansiones y desplazamientos manteniendo la presión constante de la mezcla de forma que el volumen de gas y el del líquido en la celda sea constate al terminar cada desplazamiento. Al gas que es removido isobáricamente se le determina la el volumen y la composición en un laboratorio, además para cada presión se calcula el volumen de líquido depositado en el fondo de la celda, el factor de compresibilidad del gas retirado y el de la mezcla bifásica que va quedando.

Al realizar un análisis PVT es necesario comprobar la consistencia de los datos debido a que es posible la existencia de errores de medición en el laboratorio. Esta revisión consiste en la elaboración de pruebas, entre ellas están el chequeo de la temperatura de la prueba (comprobar que las condiciones de P y T del separador al momento de la toma de la muestra de gas sean iguales a las del momento de la toma de la muestra de líquido), prueba de densidad ( la densidad del petróleo saturado con gas a la presión de burbujeo en la liberación diferencial debe ser igual a la calculada a partir de los datos de las pruebas de separadores), prueba de la linealidad de la función Y antes mencionada (esta función debe ser una línea recta si el crudo tiene poca cantidad de componentes no hidrocarburos y las mediciones de laboratorios son precisas) y la de balance de materiales (consiste en verificar si el Rs experimental de la liberación diferencial es el mismo al calculado por balance de materiales)

El análisis PVT de una muestra es una herramienta muy importante ya que proporciona información como el comportamiento p-v de un yacimiento a temperatura constante, determinación del punto de rocío, factores de compresibilidad del gas condensado producido y la mezcla remanente en la celda, el análisis de la composición de los fluidos separados y del yacimiento, optimización de presiones de separación instantánea gas-líquido de prueba de separadores, entre otras. No obstante, se debe tomar en cuenta que existen ciertas limitaciones de las pruebas de laboratorio como tomar una muestra representativa del fluido original del yacimiento o calcular experimentalmente el efecto de la presión y temperatura sobre las propiedades de las fases a bajas presiones a las cuales trabajan los separadores. Pero a pesar de esto el estudio PVT es primordial a la hora de realizar diversos cálculos, entre ellos se puede mencionar: estudios de balance de materiales composicional, cálculo de las constantes de equilibrio siempre y cuando se conozcan las composiciones de las fases gas y líquida, simulación composicional de yacimientos y diseño óptimo de sistemas de separación superficial para obtener el máximo rendimiento de crudo.

Integración de Data de Pruebas de Presión Transiente con Análisis de Atributos Sísmicos para caracterizar Depósitos Fluviales Costa Afuera

La interpretación de pruebas de presiones en yacimientos con heterogeneidades y fallas puede ser una tarea muy compleja. Utilizando el análisis de atributos sísmicos e integrandolo a la interpretación de estas pruebas para limitarlas, se puede llegar a una mejor comprensión de las heterogeneidades y límites del yacimiento.La interpretación de las pruebas de presión transiente es realizada numéricamente, guiada por una interpretación inicial de las barras de meandro y los sistemas de canales a través de análisis de atributos sísmicos. El análisis de la derivada de la presión en una prueba build up muestra claramente la conectividad a través de las barras de meandro.

Éste método fue utilizado en un yacimiento donde las arenas de origen no marino y depositadas en ambientes fluviales o lacustres son predominantes. Las áreas con mayor concentración de altas amplitudes sísmicas son comúnmente asociadas con arenas pero no necesariamente con presencia de hidrocarburos. Existe un alto nivel de fallas, subdividiendo los sistemas de canales, y reduciendo así las arenas conectadas a 30-50 acres. El área/volumen de las arenas conectadas al pozo, permanece como una de las grandes incertidumbres en la estimación de reservas.

Con la ayuda de mapas de amplitudes sísmicas fue posible establecer las saturaciones de fluidos y ciertas características geológicas en el yacimiento, sin embargo, información adicional es necesaria para evaluar la conectividad del yacimiento y los límites estratigráficos.

Para la producción de este yacimiento, se desea realizar un proceso de inyección de agua. Los puntos clave que generaron incertidumbre fueron: Conectividad de la arena y presencia de un acuífero, localización del contacto agua petróleo, impacto de la conectividad de la arena sobre el volumen de drenaje, potencial de invasión de agua y cuantificación de reservas.

La información sísmica da una idea de la conectividad de la arena, pero no es nada concluyente.
Para reducir esta incertidumbre y mejorar la caracterización del yacimiento fue creado un programa de vigilancia. Un componente de este plan consistió en la corrida de una prueba de presión BUILD UP. Se utilizaron válvulas de alta tecnología para establecer los periodos de producción y cierre del pozo y estranguladores para estabilizar la tasa antes de los periodos de cierre.

Como resultados de la aplicación de este método, se obtuvieron gráficos de presión y de la derivada de la presión versus tiempo y se analizaron tiempos tempranos, medios y tardíos en el comportamiento de la presión. Los tiempos tempranos son dominados por efectos de daño y por la presencia de gas en áreas cercanas al pozo. En la región media observamos un periodo de flujo radial y segregación de las fases en el pozo. En tiempos tardíos se apreciaron bordes estratigráficos entre las barras de meandro y los canales abandonados reflejándose en el aumento de la pendiente de la curva dP. Sin embargo, esta pendiente no es tan pronunciada como para sugerir un limite o borde de no flujo, es decir, existe una presión y una comunicación de fluidos a lo largo de los canales llenos de lodo o abandonados. Esto pudiera deberse a varias razones. Existe la posibilidad de la existencia de comunicación a través del fondo de la base de los canales abandonados y también es posible que los tapones de arcilla no sean lo suficientemente gruesos o grandes para aislar las barras de meandro de los canales llenos de lodo.

Estos resultados demuestran el valor e importancia de una integración geológica, geofísica y de data de producción con la interpretación de pruebas de presión. Gracias a la integración de la data de estudios sísmicos y de pruebas de presión se pudo llegar a la conclusión palpable de que en efecto existe comunicación entre las barras de meandro y los canales abandonados y si es factible un proceso de inyección de agua para este yacimiento.

Permeabilidad Vertical y Horizontal.

La permeabilidad es la propiedad que posee la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de sus poros, independientemente del tipo que sean (a excepción del gas). La misma determina el comportamiento del yacimiento y del pozo, pero el término puede referirse a muchos tipos de mediciones, por ejemplo, la permeabilidad puede ser absoluta o efectiva, vertical, horizontal o en cualquier otra dirección, debido a que la misma se define como un tensor.

Las permeabilidades horizontal y vertical se pueden calcular de muchas maneras. Los modernos probadores de formación operados a cable aportan conocimientos especiales acerca de la dinámica de los yacimientos que ninguna otra herramienta puede captar. A través de múltiples pruebas de presión transitoria (variaciones de presión) estos probadores pueden ofrecer una evaluación efectiva sobre estos tipos de permeabilidad. Los métodos mas comunes son la utilización de un permeámetro en núcleos direccionales, así como métodos estadísticos, según los cuales la permeabilidad horizontal es el promedio aritmético de las permeabilidades de la muestra (∑ ki hi / ∑ hi) y la permeabilidad vertical, es el promedio armónico

(∑ ki-1 h / ∑hi)-1

La determinación de este tipo de permeabilidades es muy importante en los yacimientos, porque de ellas depende la buena ejecución de un levantamiento artificial por gas y del buen desarrollo de la producción del yacimiento así como la viabilidad de los procesos de recuperación secundaria y terciaria. Por ejemplo, al comienzo de la vida de un yacimiento, la principal preocupación es la permeabilidad efectiva horizontal promedio del petróleo o del gas, puesto que esta controla la productividad y el diseño de completación de cada uno de los pozos. Sin embargo, mas tarde, la permeabilidad vertical pasa a ser importante debido a su efecto en la conificación de gas y agua, así como en la productividad de pozos horizontales y multilaterales.

La importancia de cada tipo de permeabilidad depende del yacimiento al que se enfrente, en uno muy anisotropico hay mucha diferencia entre una y otra (anisotropía es la relación entre la permeabilidad vertical y la horizontal), por lo que destacará la que permita que el crudo o el gas tenga más probabilidad de salir del yacimiento, o lo que es lo mismo, que tenga más probabilidad de entrar a la sarta de producción.

Es sabido que en muchas sustancias la medida de los índices de refracción es distinta para cada dirección del espacio, de tal manera que se pueden detectar ciertas diferencias en función de la cara que recibe la luz y de la trayectoria que ésta lleve. Queda claro pues, que las propiedades estructurales de la materia son dependientes de la dirección en que se observen. A este hecho se le denomina Anisotropía.

Para nuestro caso, la anisotropía se puede definir como la relación matemática entre la permeabilidad vertical y la horizontal.

Un manejo eficaz del yacimiento depende del conocimiento no solo de la permeabilidad horizontal promedio, sino también de la distribución lateral y vertical de la permeabilidad, así como de la conductividad de las barreras impermeables. En algunos pozos sería ideal una elevada permeabilidad vertical, para facilitar el proceso de levantamiento por gas, para que la capa inyectada en la parte superior el yacimiento, logre empujar efectivamente al crudo hacia abajo y se pueda lograr la extracción del mismo, en otros en cambio, la horizontal fuera la ideal.

Publicado por Eder Ordoñez en 18:51

La prueba de balance de materiales consiste en el chequeo del Rsd (relación gas petróleo disuelto), obtenido mediante un análisis PVT en un laboratorio.

Ésta validación se realiza a pruebas PVT, q se obtienen por medio de un proceso de liberacion diferencial, donde a una muestra de petróleo crudo se coloca en una celda a una presión superior a la presión de burbuja (Pb), y la misma se va reduciendo a temperatura del yacimiento (Tyac). A medida que desciende la presión por debajo de Pb, el gas disuelto empieza a liberarse del crudo, por lo que se crea una capa de gas que se extrae de la celda manteniendo la presión constante. Éste proceso se repite hasta alcanzar la presión atmosférica.

A través de ésta prueba se pueden calcular parámetros como:
- Factor de compresibilidad del gas (Z).

-Relación gas petróleo disuelto (Rs).

-Factor volumétrico de formación del petróleo (Bo).

-Factor volumétrico de formación del gas (Bg).

-Factor volumétrico total de formación (Bt).

-Densidad del petróleo (ℓo).

- Gravedad específica del gas.

- Grados API ( °API).

Donde el parámetro Rs, es de gran importancia y será validado a través de la prueba de balance de materiales.
La relación gas petróleo disuelto, consiste en el cociente entre el volumen de gas que se obtiene de la separación del petróleo en la superficie, medido a condiciones normales (14.7 lpc y 60 °F), y el volumen de petróleo que resulta de ésta separación.

Rs= Vg/Vo en (PCN/BN).

Para llevar a cabo el proceso de validación es necesario conocer los siguientes parámetros medidos en el laboratorio:

- Rsd ( de vital importancia, ya que es el parámetro a comprobar que sea correcto).

- ° API.

- Bo a diferentes presiones.

- Gravedad específica del gas en cada etapa de liberación.

- Presiones y temperaturas de la prueba.

Deducción de las formulas de balance de materiales

Se calcula cada Rsdi, y se compara con el Rsd encontrado en el laboratorio, tomando un error relativo se definirá si la prueba es valida o no, es decir, si el Rsd hallado en el laboratorio es correcto o no hubo errores en mediciones.

Si el % error, es menor al 5 % es buena la prueba.

Problema tipo:

A continuación se muestra una tabla con los datos necesarios para ejecutar la prueba de balance de materiales:

Primera aplicación en Venezuela en corrida de registros (Gamma Ray/Densidad/Neutrón/Caliper) con tubería utilizando la Tecnología Shuttler

Los estudios se realizaron en el pozo UD-806 altamente inclinado, el cual posee 84º de inclinación ubicado en el Campo Urdaneta, de PDVSA Occidente. Este pozo se encuentra en el yacimiento URD-01, perteneciente a la formación Misoa B-X de arenas no consolidadas,

Mediante la perforación de pozos altamente inclinados con sarta direccional se han podido tomar los registros de Resistividad y Gamma Ray, en el hoyo de producción a través del Logging while drilling (LWD) en tiempo real, sin embargo hay algunas áreas en donde no se dispone de registros de Densidad-Neutrón y Caliper, los cuales permiten caracterizar mejor el yacimiento. En estas áreas tratar de implementar “la Tecnología Shuttler, la cual consiste en bajar con tubería los registros “encapsulados” con una tubería que le sirve como garage hasta la profundidad programada, para luego liberar la misma, y proceder a registrar.”, sería una excelente solución.

La tecnología Shutller asegura la protección y bienestar de las herramientas durante el viaje en el pozo, garantizando que lleguen las mismas hasta la profundidad determinada sin que interfiera el ángulo o la tortuosidad del mismo, es decir, en donde las desviaciones sean tales que la guaya no permita bajar la herramienta.

Prueba de campo

Tipo de Lodo: Viscoelástico de 9.8 lbs/gal

Presión de Formación: 3637 psi

Longitud del Intervalo Abierto: 1444 pies

Diámetro del Hoyo: 6-1/8 pulg

Tubería de Trabajo: Dp’s 3-1/2 pulg

OD del Garage: 3-1/2 pulg

OD del Registro: 2-1/4 pulg

Longitud del Registro: 90.14 pies

Tipos de Registros: Gamma Ray / Densidad / Neutrón / CaliperVelocidad e Corrida: 5 min/parejaTiempo de Armar y Correr registro: 32.5 hrs

Procedimiento

Se instaló la tubería garage y la zapata rimadora, en donde se insertó la herramienta de registros que se conectó a la tubería Drill Pipe de 3-1/2”. Luego se inició el viaje de Shuttler con las herramientas de registro hasta el fondo del pozo. A 4711 pies se realizó una prueba de circulación, a una tasa de 2-5 bls/minuto. Durante este proceso se llenó la tubería de perforación y al llegar al fondo se circuló y acondicionó el hoyo.
Después se levantó la tubería 116’ del fondo hasta 10698’, rotándose con 40 RPM PB,: 650lppc, SPM:45, para enviar impulso de liberación. Se procedió a liberar las herramientas de registros a hoyo abierto (L=90.14 pies), con los mismos parámetros indicando que la herramienta aceptó el comando y lista para abrir el caliper. Por último se corrió el registro sacando a 5 min/parejas desde 10698’ hasta 9370’ (zapata 7”).

Resultados

La corrida de los registros se realizó sin problemas. Al realizarse las comparaciones entre el registro Gamma Ray corrido con el LWD y el corrido con Shuttler, los resultados arrojados fueron similares.
El registro caliper fue de suma importancia, ya que en estos pozos altamente inclinados se completan con empaque con grava, permitiendo realizar los cálculos necesarios de los sacos a bombear, así como el volumen de salmuera para desplazar el lodo de perforación.
Con el registro de Densidad–Neutrón se logró obtener la porosidad del pozo, la cual permitió validar la información obtenida del modelo petrofísico en el Bloque VI del Campo Urdaneta.

Referencias
Charla dictada en el II Foro de perforación realizado en Intevep por Ing. Luis Masirrubi; Ing. Annie Morales; Ing. Junior Nava; Ing. José Chiquito.

Publicado por Diana C Rodríguez en 19:38

Tuberias de revestimiento.

Son tuberías especiales que se introducen en el hoyo perforado y que luego son cementadas para lograr la protección del hoyo y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta superficie. También son conocidas como: Revestidores, Tubulares, Casing.

Selección.

La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de pozos. La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operación, es un factor importante en la seguridad y economía del proceso de perforación y en la futura vida productiva del pozo.

El objetivo es diseñar un programa de revestidores que sea confiable, sencillo y económico.

Funciones:

La razón primaria de colocar una tubería de revestimiento en un pozo, es proporcionar protección al hoyo en una forma segura, confiable y económica.

Entre las funciones más importantes de las tuberías de revestimiento están:

− Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación.

− Evitar contaminaciones de aguas superficiales.

− Suministrar un control de las presiones de formación.

− Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños.

− Al cementarlo, se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés.
− Confinar la producción del pozo a determinados intervalos.
− Facilitar la instalación del equipo de superficie y de producción.

Características

Las tuberías de revestimiento se fabrican de acero de la más alta calidad y bajo estrictos controles de seguridad en los procesos de fabricación. Son del tipo sin costura, obtenidas por fusión en horno y soldadas eléctricamente.
El API ha desarrollado especificaciones para la tubería de revestimiento, aceptadas internacionalmente por la industria petrolera. Entre las especificaciones incluidas para los revestidores y las conexiones están características físicas, propiedades de resistencias a los diferentes esfuerzos y procedimientos de pruebas de control de calidad. En los diseños se deben tomar en cuenta tales especificaciones para minimizar las posibilidades de fallas.

Factores técnicos y económicos

La capacidad de la sarta seleccionada para resistir esfuerzos y cargas bajo determinadas condiciones es un factor muy importante para la seguridad y economía en la perforación y posterior producción del pozo.

La sarta de revestimiento representa un alto porcentaje de la inversión total de un pozo, por lo tanto no se justifica pagar más por resistencia o calidad de lo que es realmente necesario. Los factores técnicos corresponden al diámetro, peso, longitud, tipo de unión o rosca, material utilizado, condiciones de carga, naturaleza de la formación, método de fabricación, etc. La tubería debe tener una superficie lo más lisa posible, tanto en el interior, para evitar que las herramientas o equipos “corridos” en el pozo se atoren, como en el exterior, para reducir la fricción entre la tubería y las paredes del hoyo; debe ser hermética, para eliminar entrada de fluido al pozo; y resistir la corrosión.

Tipos de revestidores

El número de sarta de revestimiento que se colocan en un pozo es función de la naturaleza de las formaciones por atravesar y de la profundidad final de hoyo.

Las diferentes sartas de revestimiento que se pueden colocar en un pozo son: Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación.
Revestidor Conductor.

Revestidor Superficial.

Revestidor Intermedio.

Revestidor de Producción.

Camisa o “Liner”:

− Intermedia o Protectora.

− De producción.

Revestidor removible o “Tie back”

Tubería de Producción.

− Revestidor Conductor.

− Revestidor Superficial.

− Revestidor Intermedio.

− Revestidor de Producción.

- Camisa o “Liner”

- Intermedia o Protectora.

− Camisa o “Liner” de producción.

− Tubería de Producción.

− Conductor.

− Tie back.

Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación:

Es la primera sarta de revestimiento que se utiliza en la perforación con el objetivo de proteger el suelo superficial no consolidado y blando, asegurando la estabilidad de la superficie donde es colocado el equipo de perforación y guiar la sarta de perforación y las subsecuentes tuberías de revestimiento dentro del hoyo. La profundidad de asentamiento varía entre 90’ y 150’, con un tamaño entre 26” y 45”.

Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación:

Son clavados con martillos hidráulicos o vibratorios y el nombre que se le da a esta sarta está relacionado al tipo de operación que se realiza:
− Conductor marino: perforación costa afuera con impiderreventones superficiales.
− Pilote de fundación: perforación costa afuera con impiderreventones submarinos.
− Tubería hincada: perforación en tierra.

Revestidor Conductor:

Es un tubo guía de diámetro grande (16” a 30”) que se coloca a profundidades someras, cementada hasta superficie o lecho marino, y es la primera tubería de revestimiento sobre la cual se montan las VIR’s. Se utiliza para reforzar la sección superior del hoyo y evitar que la circulación de fluidos de perforación lo lave demasiado. La profundidad de asentamiento varía entre 150’ y 250’.

Sus principales funciones son:

−Evitar que las formaciones someras no consolidadas se derrumben dentro del hoyo.

−Proporcionar una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación circule hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de superficie.

−Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación por el fluido de perforación.

−Permite la instalación de un sistema desviador de flujo y de un impide reventón anular.

Revestidor de Superficie:

Tiene como objetivo fundamental proteger las formaciones superficiales de las condiciones de perforación más profundas. La profundidad de asentamiento varía entre 300’ y 3500’ dependiendo del área operacional y generalmente se cementa hasta superficie.

Entre sus funciones más importantes están:

−Evitar la contaminación de yacimientos de agua dulce.
−Proporcionar un gradiente de fractura suficiente para permitir la perforación del próximo hoyo.

−Servir de soporte para la instalación del equipo de seguridad (VIR’s).
−Soportar el peso del resto de las tuberías que serán colocadas en el pozo. Por esta razón se cementan hasta superficie.

Revestidor Intermedio:

Este tipo de revestidor proporciona integridad de presión durante las operaciones de perforación subsecuentes. También se le llama Protectora porque protege las formaciones de altos pesos de lodo, con profundidades de asentamiento entre 11000’ y 12000’.

Sus funciones más importantes son:

−Facilita el control del pozo si se encuentran zonas de presiones anormales.
−Aísla formaciones problemáticas, lutitas deleznables, flujos de agua salada o formaciones que contaminan el fluido de perforación.
−Permite bajar la densidad del lodo para perforar zonas de presiones normales que se encuentran debajo de zonas presurizadas.

Revestidor de Producción:

Es la sarta de revestimiento a través de la cual se completa, produce y controla el pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas reparaciones y completaciones. Este revestidor se coloca hasta cubrir la zona productiva y proporciona un refuerzo para la tubería de producción (“tubing”) durante las operaciones de producción del pozo. Por lo general, no se extiende hasta la superficie y es colgada en la sarta de revestimiento anterior a ella. La profundidad de asentamiento es la profundidad total del pozo.

Las principales funciones son:

−Aislar las formaciones o yacimientos para producir selectivamente.

−Evitar la migración de fluido entre zonas.

−Servir de aislamiento al equipo de control (cabezal) que se instalará para manejar la producción del pozo.

Camisa o “Liner” Intermedia o Protectora:

Las camisas protectoras o intermedias son sartas que no se extienden hasta la superficie y se cuelgan de la anterior sarta de revestimiento. El propósito de esta sarta es prevenir problemas de pérdida de circulación cuando se requieren altos pesos de lodo. Proporciona la misma protección que el revestidor intermedio.

Camisa o “Liner” de Producción:

Este tipo de tubería se coloca en la sección interior del revestidor de producción.
Su uso principal se realiza en pozos exploratorios debido a que se pueden probar las zonas de interés sin el gasto de una sarta completa. Luego si existe una producción comercial de hidrocarburo, se puede conectar la sarta hasta superficie. En la mayoría de los casos se corre con una herramienta especial en el tope del mismo que permite conectar la tubería y extenderla hasta la superficie si se requiere. Normalmente, va colgado a unos 500’ por encima del último revestidor cementado hasta la profundidad final del pozo.

Tie Back:

Los liners de producción generalmente se conectan hasta superficie (en el cabezal del pozo) usando una sarta de revestimiento “tie back” cuando el pozo es completado. Esta sarta se conecta al tope del liner con un conector especial.

El tie back aisla revestidor usado que no puede resistir las posibles cargas de presión si continua la perforación, proporcionando integridad de presión desde el tope del liner al cabezal del pozo. También permite aislar un revestimiento gastado que no puede resistir incrementos de presión o aislar revestimientos intermedios en casos de incrementos de producción.

Tubería de Producción:

Es una tubería especial utilizada para producir el pozo y que puede reemplazarse o repararse durante la vida del pozo.

Referencias Bibliograficas.

Clases de Pozos I.

Universidad Central de Venezuela.

Profesora: Fanny Sanchez.

Publicado por tucnorosy89 en 20:30

Etiquetas: INDUSTRIA PETROLERA EN VENEZUELA

Tipos de Trampas

El gas natural al igual que el petróleo se encuentra acumulado en el subsuelo en estructuras geológicas denominadas trampas.

Dentro de éstas, los hidrocarburos (o el gas) están contenidos en una roca porosa (o con espacios porosos) que se llama roca yacimiento.

Toda trampa presenta como característica principal una roca de yacimiento, limitada en su tope y base por una roca sello, que impide que los hidrocarburos acumulados puedan escapar.

Análisis de Pruebas de Pozos

Las pruebas de pozo son una función técnica clave en la industria petrolera y del gas. A menudo se usa una prueba de pozo como la tecnología principal para monitorear el desempeño de tales inversiones o para diagnosticar comportamientos no esperados de pozo o reservorio. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones.

Las pruebas de pozo proveen información para establecer las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación.
El análisis de prueba de presión es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas.

Es importante tomar en consideración las siguientes 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.

Características de la planificación:
- Consideraciones operacionales
- Cálculos requeridos para el diseño
- Ejemplo de diseño de una prueba de restauración de presión.

La prueba de presión es fundamental para determinar los siguientes parámetros:

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.
Tipos de pruebas de presión :
- Pruebas de restauración de presión “Build up tests”.
Se realizan en pozos productores y consiste en hacer producir el pozo para luego cerrarlo y registrar la presión de fondo medido en función del tiempo.

Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo fluyente)hasta que luego de un tiempo considerado de cierre Δt, la presión registrada de fondo alcanza el valor estático Pe( presión estática).

El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático de Pe.
PΔt ≤ Pe

Dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el tiempo de cierre se incrementa PΔt se aproximará a Pe.
Podemos determinar a través de esta prueba:

· Estimar la permeabilidad del yacimiento.
· Determinar la presencia de daño.
· Estimar la presión estática del yacimiento.
· Geometría del yacimiento.

- Pruebas de arrastre “Drawdown tests”.
- Pruebas a tasa de flujo múltiple.
- Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores “Fall off test”.
- Pruebas de interferencia.
- Pruebas de pulso.

Algunas aplicaciones de estas pruebas realizadas en Venezuela en los pozos perforados de de la formación Naricual del campo El Furrial se les realizó RFT y pruebas DST para la captura de datos básicos para caracterizar el yacimiento, con algunas excepciones debido a problemas operacionales. Estas evaluaciones permitieron determinar los niveles de presión por arena (el perfil de presiones obtenido con el RFT fue validado con muestras de fluido obtenidas durante pruebas DST en pozos productores e inyectores), identificar contactos de fluidos, medir el grado de comunicación areal y vertical en el yacimiento y finalmente optimizar la selección de los intervalos de cañoneo en los pozos.