Modern Well Test Analysis Resume.docx

Nombre: Luis Miguel Corredor Rodríguez

Código: 2144294

Fecha: 08/09/2017

RESUMEN PRIMER CAPÍTULO, LIBRO MODERN WELL TEST ANALYSIS HORNE R.

1.

OBJETIVO DE LAS PRUEBAS DE POZO

1.1.

INTRODUCCIÓN

Durante una prueba de pozo, la respuesta de un yacimiento al cambio de las condiciones de producción (o inyección) es monitoreada. Es posible en muchos casos inferir las propiedades del yacimiento de la respuesta. En la mayoría de los casos, el análisis de las pruebas de pozo es sinónimo con el análisis de presión transitoria, esta se debe a cambios en la producción o inyección de fluidos.

Especificando que el historial del caudal de entrada en un modelo es la misma que en el campo, podemos inferir que los parámetros del modelo y del yacimiento son los mismos, si, la presión de salida del modelo es la misma que la presión de salida medida del yacimiento. Sin embargo puede haber una dificultad en la cual el modelo puede actuar como el yacimiento actual, incluso aunque, las suposiciones físicas sean enteramente inválidas, estas pueden minimizarse por la especificación cuidadosa de las pruebas de pozo de tal manera que la respuesta es la mayor característica de los parámetros del yacimiento bajo investigación. Los objetivos de una prueba de pozo usualmente se dividen en tres categorías principales: (i) evaluación del yacimiento, (ii) manejo del yacimiento, y (iii) descripción del yacimiento.

1.2.

EVALUACIÓN DEL YACIMIENTO.

Para llegar a una decisión sobre la mejor forma de producir un yacimiento dado, necesitamos conocer su capacidad de entrega, propiedades y tamaño. Así intentaremos determinar la conductividad del yacimiento la presión inicial del yacimiento, y los límites del yacimiento. Al igual que las condiciones cerca de la cara del pozo La conductividad (kh) rige que tan rápido los fluidos pueden fluir al pozo. Por lo tanto, es un parámetro que necesitamos conocer para diseñar el espaciamiento de pozos y el número de pozos. La presión del yacimiento dice que tanta energía potencial contiene el yacimiento (o ha salido) y permite predecir cuanto tiempo la producción del yacimiento puede ser sostenida. El análisis de los límites de yacimientos nos permite determinar cuánto fluido está presente en el yacimiento (petróleo, gas, agua, vapor y algún otro) y estimar si los límites del yacimiento están cerrados o abiertos (con ayuda del acuífero, o una superficie libre). 1.3.

MANEJO DEL YACIMIENTO.

Durante la vida del yacimiento, deseamos monitorear el rendimiento y la condición del pozo. Esto es útil para monitorear cambios en la presión promedio del yacimiento, así podemos aclarar nuestra predicción del futuro del rendimiento del yacimiento. Monitoreando la condición de los pozos, es posible identificar candidatos para workover o estimulación. 1.4.

DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO.

Las formaciones geológicas almacenan petróleo, gas, agua y los yacimientos geotérmicos son complejos, y tal vez contiene diferentes tipos de roca, interfaces estratigráficas, barreras y fluidos frontales. Algunas de estas características tal vez influencien la medida del comportamiento de la presión transitoria, y mayormente afectara el rendimiento del yacimiento. Al grado que es posible, el uso del análisis de las pruebas de pozos para el propósito de la descripción del yacimiento será una ayuda a la predicción del rendimiento del yacimiento. En adición, la caracterización del yacimiento puede ser útil en el desarrollo del plan de producción.

1.5.

ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN

La presión transitoria es considerada la respuesta de un sistema para un específico historial de caudal, sin embargo, esto es igual de valido a considerar la respuesta al caudal para un historial especifico de presión. Este caso en el que la presión es

usualmente tratada como constante y la tasa de producción declina, es comúnmente conocido como análisis de curvas de declinación. Fundamentalmente, no hay diferencia entre el análisis de presión transitoria y el análisis de curvas de declinación, sin embargo, hay consideraciones prácticas que usualmente separan las dos aplicaciones. Las pruebas de presión transitoria (tales como las prueba drawdown, buildup y de interferencia) solamente toman algunas horas o días. Por lo tanto, las pruebas de presión transitoria son usualmente utilizadas para diagnosticar las condiciones cerca de la cara del pozo, tales como kh, almacenamiento y skin. Durante la producción a largo plazo, la presión es controlada por los requerimientos del equipo de producción, y las tasas de producción son monitoreadas a largo plazo (por encima de meses y años) para el análisis de curvas de declinación. Por lo tanto, el análisis de curvas de declinación es más diagnóstico de efectos a largo plazo, tales como el volumen del yacimiento.

1.6.

TIPOS DE PRUEBAS

1.6.1. PRUEBA DE CAÍDA DE PRESIÓN (DRAWDOWN TEST) En una prueba de reducción de presión, un pozo que esta estático, estable y cerrado es abierto para fluir. Para el análisis tradicional propuesto, el caudal es supuesto constante.

Muchas de las técnicas de análisis tradicionales son derivadas utilizando las pruebas de caída de presión como una base. Sin embargo, en la práctica, una prueba de caída de presión puede ser bastante difícil de lograr en las condiciones previstas. En particular: (a) es difícil hacer un flujo de pozo como una tasa constante, incluso después que este ha (más o menos) estabilizado, y (b) la condición del pozo podría ser no inicialmente estático o estable, especialmente si este fue recientemente perforado o ha fluido previamente 1.6.2. PRUEBA DE ASCENSO DE PRESIÓN

En esta prueba un pozo que ya está fluyendo (idealmente a una tasa constante) es cerrado, y la presión de boca de pozo medida se toma como la presión de ascenso. El análisis de esta prueba a menudo requiere solo una pequeña modificación de las técnicas utilizadas para interpretar una tasa constante en la prueba de caída de presión. Su practicidad es que la condición de un caudal constante es más fácilmente alcanzado (ya que el caudal es cero).

Las pruebas de ascenso de presión también tienen desventajas: (a) Este podría ser difícil de alcanzar la tasa constante de producción prior para cerrarla. En particular, tal vez sería necesario para cerrar el pozo brevemente correr la herramienta de presión dentro del hoyo. (b) La pérdida de producción mientras el pozo es cerrado.

1.6.3. PRUEBA DE INYECCIÓN Una prueba de inyección es conceptualmente idéntica a una prueba de caída de presión, excepto que el flujo está dentro del pozo y no afuera de este. Las tasas de inyección pueden menudo ser controlada más fácilmente que las tasas de producción, sin embargo, en análisis de los resultados de las pruebas, puede ser complicado si se inyecta el mismo fluido como el fluido del yacimiento original.

1.6.4. PRUEBA FALLOF La presión declina posterior a la clausura de una inyección. Esta prueba es conceptualmente idéntica a la prueba de ascenso de presión. La interpretación es más difícil si el fluido inyectado es diferente del fluido original del yacimiento

1.6.5. PRUEBA DE INTERFERENCIA Un pozo es producido y la presión es observada en un pozo diferente (o pozos). Esta prueba monitorea los cambios de presión fuera del yacimiento, a una distancia del pozo productor original. Así es útil para caracterizar las propiedades del yacimiento sobre una escala de mayor longitud que los pozos individuales. Esta requiere registradores de presión sensibles y tal vez tomaría un largo tiempo para llevarla. Estas pruebas pueden ser usadas independientemente del tipo de cambio de presión inducido en el pozo activo. 1.6.6. PRUEBA DRILL STEM (DST) Es una prueba que utiliza una herramienta especial montada al final de la sarta de perforación. Es comúnmente utilizada para probar pozos perforados recientemente, ya que solo puede ser llevado mientras el taladro esta sobre el hoyo. En una DST, el pozo es abierto al flujo por una válvula en la base de la herramienta de prueba, y el fluido del yacimiento fluye arriba de la sarta de perforación (que esta usualmente vacía para comenzar). Una común prueba siguiente es producir, cerrar, producir otra vez y cerrar otra vez. Requiere técnicas especiales, ya que el caudal no es constante como el nivel de fluido supera la sarta. Las Complicaciones pueden también surgir debido a los efectos de momento y fricción, y de hecho la condición del pozo es afectada por la reciente perforación y completación tal vez influencien los resultados.