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• Juan Marcelo Aguirre

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PRUEBAS DE PRESIÓN (ENSAYO DE POZOS)

¿Por que pruebas de presión? 100 BPD

SON IGULALES? VALEN LO MISMO?

100 BPD

Un ensayo de presión puede identificar la permeabilidad y el daño. 100 BPD

10 md

ZONA DAÑADA

100 BPD

1 md

Resultado del ensayo: se puede calcular la producción si se removería el daño 1000 BPD

10 md

VALEN LO MISMO?

100 BPD

1 md

Razones para hacer y analizar ensayo de pozos • • • • • • •

Presión inicial Permeabilidad efectiva Daño o estimulación en el pozo Barreras de flujo y contacto de fluidos Presión promedia del reservorio Volumen (poral) de drenaje Detección, longitud y capacidad de fracturas • Comunicación entre pozos

• Potencial absoluto de los pozos (AOF) • Capacidad de flujo de la formación (kh) (habilidad de la formación de transmitir fluido). • Necesidad de tratamiento a la formación • Optimo desarrollo de pozos • Dimensiones de líneas de recolección • Tamaño de compresión • Estudios de reservorios • Calculo de reservas • Elaboración de pronósticos

ASPECTOS PRACTICOS • Validar los datos antes de analizarlos • Identificar efectos flujo en el pozo • Integrar la información relativa a la prueba: – Notas de campo – Comparar presión de cabeza vs fondo – Tener un esquema del arreglo del pozo – Comparar los valores obtenidos en diferentes medidores

– Comparar las gradientes estáticas antes y después de la prueba (identificar nivel de líquido antes y después de la prueba) – Comparar la presión inicial con el obtenido en otros prueba (DST’s) u otros pozos en el mismo yacimiento – Verificar los caudales de producción (constante?) – Verificar la relación gas – petróleo y la relación agua - petróleo/gas

Introducción • Un ensayo de presión consiste en crear una perturbación en la presión del reservorio y registrar la respuesta de la presión en el fondo del pozo en función del tiempo (pwf vs tiempo) • El comportamiento de la presión del reservorio a consecuencia de los cambios de caudal reflejan directamente la geometría de flujo y propiedades del reservorio, es por eso que a partir de los ensayos de presión se pueden obtener valores cuantitativos de algunas propiedades del los reservorios

Medidas Directas Pequeña muestra del reservorio Pequeña muestra del fluido

Testigos Muestras

Medidas Indirectas (Estudio de un comportamiento) Señal de Entrada I

Sistema Desconocido S

∆Q

Parametros de Reservorio (k, s, C)

Q

Señal de Salida O (∆t, P) P Buildup t

Q

Caudal Q (controlado)

Ajuste

0 Bildup

P t Buildup t

I

S’ Modelo Asumido (k, s, C)

O’ Calculado

Datos Geológicos

Datos de Registros

Datos de Producción

Modelo Geológico

Modelo de Registros

Producción

Modelo de Reservorio

K1

K

K2 Homogéneo

Doble Porosidad

K1 K2 Doble Permeabilidad

• Cuando un pozo tiene una caída de presión o de caudal no esperados, las pruebas de presión son herramientas de diagnóstico para determinar la causa y posible solución. • Una prueba de presión tradicionalmente se usa para determinar la eficiencia de una completación, revisar la presencia de daño o para determinar propiedades del reservorio, ej la permeabilidad. • Permite analizar el comportamiento presente y futuro de los reservorios • Flujo radial de acción infinita es el régimen que mayormente se encuentra en análisis de la presión en el periodo de flujo transitorio

INTRODUCCIÓN

1950-70 Horner (MDH) Amerada Yac. Homogéneo

1980-90 Derivada

1970-80 Curvas Tipo (Ramey) Efecto vecindades

1990Modelos: Caracterización sist. pozo – yac. -Geología -Geofísica -Petrofísica

13

Tipos de Pruebas • • • • • • • •

Caída de Presión (Drawdown) Restitución de Presión (Buidup) Multiflujo (Multirate) Interferencia (Interference) Pulso DST Fall Off Inyectividad

Regiones de Flujo Límites Internos EARLY TIMES Almacenamiento Daño (skin) Fracturas Penetración parcial

Comportamiento Reservorio

Límites Externos

MIDDLE TIMES Homogeneo Doble porosidad Doble permeabilidad

LATE TIMES Límite Presión Constante

y = mx +

b

Desviación de la línea recta debido al almacenaje y daño

2200 2150 2100

Presión

2050 2000 1950 1900 1850 1800

Almacenaje

1750

Flujo Transiente

Pseudo continuo

1700 0,1

1 Tiempo

10

El pozo inicialmente se encuentra cerrado y el reservorio tiene presión uniforme. El pozo se produce a un caudal constante “q” y se va registrando la presión de fondo fluyente “Pwf” como una función del tiempo

Caudal de flujo

CAIDA DE PRESIÓN (Drawdown) q

fluyendo cerrado 0

∆t

Ventaja: • Durante la prueba el pozo está en producción. Presión, pw

Desventaja: • Difícil de mantener un caudal de producción constante. • Se debe conocer la presión inicial • Se asume presión uniforme

tiempo

∆t

tiempo

p w ,t

70.6qo Bo o  pi  kh

  948oct r 2   Ei kt 

   

Ei ( x)  ln(1.781x) p w ,t

70.6qo Bo  o  pi  kh

 948oct r 2   )  ln(1.781  kt  

p w ,t

162.6qo Bo  o  pi  kh

 1688 oct r 2   log kt 

p w ,t

162.6qo Bo o  pi  kh

 1688 oct r 2    log kt 

p w ,t

162.6qo Bo o  pi  kh

    kt  log   3 . 23  2     c r  o t w  

       

    kt  log  3.23  Pskin 2     oct rw   

p w ,t

162.6qo Bo o  pi  kh

p w ,t

162.6qo Bo o  pi  kh

  141.2q   kt  log   3 . 23 s  2   kh  oct rw        kt  log   3 . 23  0 . 87 s  2    oct rw   

p w ,t

162.6qo Bo o  pi  kh

pwf

  k  162.6qu      pi  log t  log  3 . 23  0 . 87 s 2    kh  c r t w    

pwf

162qu 162qu  log t  pi  kh kh

  k    log    3 . 23  0 . 87 s 2   c r   t w    

pwf

162qu 162qu  log t  pi  kh kh

  k    log    3 . 23  0 . 87 s 2   c r   t w     K en md

y = mx +

b

2080

162q m kh

2060 2040

Presión

2020 2000

162.6q k mh

1980 1960 1940 1920 1900 0,1

1

Tiempo

10

2080 2060 2040

Presión

2020 2000

p1hr

1980 1960 1940 1920 1900 0,1

1

10

Tiempo

pwf

  k  162.6qu    3.23  0.87s   pi  log t  log 2    kh  ct rw   

162qu p1h  pi  kh

  k    log   3.23  0.87s  2      ct rw  

 Pi  P1hr   k   S  1.151  Log   3.23 2 ct rw   m 

pskin 

141.2qBo  s kh

pskin  0.869ms Eficiencia de Flujo (EF)

EF 

p i  pwf  pskin p i  pwf

Ejercicio 1: Estimar la permeabilidad y el factor de daño de la prueba de caída de presión que tiene la siguiente información tiempo hrs 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 16 20 30 40

presión psi 964 950 946 942 939 937 935 934 933 932 931 930 929 928 926,5 923 915 907,5

q= Ø= µ= β=

348 BPD 20% 3,93 cp 1,14 bl/STB

ct = Pi = h= rw =

8,74E-06 1154 130 0,25

/psi psi PIES pies

EFECTO DE ALMACENAJE – El caudal constante medido en superficie no es el mismo que se da en el fondo del pozo (no es el mismo que produce la formación) puesto hay un volumen en fondo del que produce este alteración que se conoce como efecto de almacenaje (wellbore storage). – En un ensayo de caída de presión el pozo es abierto después de un periodo de cierre y la presión en la pared del pozo cae. Esta caída de presión causa dos tipos de almacenamiento. • Efecto de almacenaje debido a la expansión del fluido • Efecto de almacenaje debido al cambio de nivel en el espacio anular entre casing y tubing

Efecto de almacenaje debido a la expansión del fluido. Al abrir el pozo, el fluido empieza a expandirse y el caudal de flujo inicial no es de la formación sino esencialmente es del fluido que estuvo almacenado en el pozo

C  VwbCwb C = Almacenaje Well bore, bl/psi Vwb = Volumen del wellbore, bls Cwb= Compresibilidad del fluido del well bore, /psi

Efecto de almacenaje debido al cambio en el nivel del fluido. q = qwb + qsf Tan pronto como comienza la producción el nivel de líquido se moverá hacia debajo.

144Aa C 5.615



Aa   r  r 2 ic

2 et



C = Almacenaje Well bore, bl/psi ric = Radio externo del tubing rec= Radio Interno del casing

• El efecto de almacenaje total es la suma de los dos casos • Este efecto es mínimo si el paker se coloca cerca de la arena productora. • Durante los ensayos de presión en pozos de petróleo la expansión del fluido es insignificante debido a la pequeña compresibilidad del fluido. • En el caso de pozos de gas el efecto de almacenaje esta dado principalmente por la expansión.

• El tiempo (horas) requerido para llegar al fin del periodo de almacenaje (comienzo de la recta semilog) esta dada por: (200000 12000s)C t kh /  1½ ciclo

k = permeabilidad, md s = skin m = viscosidad, cp C = coeficiente de almacenamiento, bbl/psi

Ejercicio 2: Los siguientes datos corresponden a un pozo de petróleo donde se pretende realizar un drawdown. Si el pozo se pone bajo producción constante cuanto tomará el efecto de almacenaje? co = Ø= µ= s=

1,00E-05 /psi 15% 2 cp 0 bl/STB

Volumen del fluido en el wellbore = Diamentro externo tuberia = Diametro interno cañería = Densidad del petróleo =

ct = k= h= rw =

2,00E-05 30 20 0,25

180 2 7,675 45

/psi md PIES pies

bls pulg pulg lb/pie3

Ejercicio 3: Los siguientes datos corresponden a una prueba de drawdown. Calcular la permeabilidad , daño y radio de investigación. t hr 0,0010 0,0021 0,0034 0,0048 0,0064 0,0082 0,0102 0,0125 0,0151 0,0180 0,0212 0,0249 0,0290 0,0336 0,0388 0,0447 0,0512 0,0587 0,0670 0,0764 0,0869 0,0988 0,1121 0,1271 0,1440 0,1630 0,1844 0,208 0,236

Pws(dt) psia 2748,95 2745,62 2744,63 2745,49 2741,70 2742,00 2736,69 2737,26 2733,72 2729,13 2724,23 2720,57 2715,83 2710,70 2706,63 2698,17 2692,75 2684,56 2676,82 2665,33 2655,67 2642,29 2627,50 2614,76 2598,79 2582,16 2564,54 2545,27 2523,21

0,266 0,300 0,339 0,382 0,431 0,486 0,547 0,617 0,695 0,783 0,882 0,993 1,118 1,259 1,417 1,595 1,795 2,021 2,275 2,560 2,881 3,242 3,648 4,105 4,619 5,198 5,848 6,580 7,404 8,331 9,373

2501,07 2475,93 2451,83 2422,80 2397,61 2367,50 2338,18 2309,21 2277,84 2251,46 2222,09 2196,92 2170,70 2148,33 2126,44 2108,50 2090,87 2080,73 2066,59 2054,29 2048,25 2039,49 2035,32 2029,91 2025,01 2018,87 2016,40 2011,11 2007,46 2003,24 2000,53

10,545 11,865 13,349 15,018 16,897 19,010 21,387 24,061 27,070 30,455 34,262 38,546 43,366 48,787 54,787 60,787 66,787 72,000

1995,75 1991,15 1988,67 1984,74 1979,34 1981,14 1973,78 1970,58 1967,59 1965,50 1961,64 1957,61 1955,90 1951,21 1949,05 1945,70 1942,51 1941,14

Pi = q= Ø= µ= β= h= rw = ct =

2750 125 22% 2,122 1,152 32 0,25 1,09E-05

psia BPD

bl/STB PIES pies

m

k

2250  1930  64,0 log 0.001  log100

162.6q mh

k

162,6 125 1,152 64,0 32

2,12

= 24,3 md

 Pi  P1hr   k     P S  1.151 P  Log  3 . 23   1hr wf 2 k   m  c r S  1.151 Logt w   3.23 2 

S  1,151

ri 

2750 -2060 - log 64,0

kt 948ct

pskin  0.869ms

EF 

ct rw 

m



p i  pwf  pskin p i  pwf

ri 



24,3 + 3,23 = 22% 2,12 1,09E-05 0,063

948

24,3 72 22% 2,12 1,09E-05

=

pskin  0.869x64*1.05  392.3 psi

EF 

2750  1941.14  392.3  51.5% 2750  1941.14

602

7,05

DRAWDOWN LIGERA VARIACIÓN DE CAUDAL – En la práctica es muy difícil mantener el caudal constante, esto puede llevar a malas interpretaciones si no se toma en cuenta este efecto. Las figuras muestra la variación de caudal y su efecto en la respuesta de la presión.

Normalización del Caudal pwf

  k  162.6qu    3.23  0.87s   pi  log t  log 2    kh  c r t w    

pi  pwf (t ) q(t )

k

162.6u  kh

     log t  log k 2   3.23  0.87s   c r    t w    

162.6 m' h

 P   k   S  1.151 1hr  Log   3 . 23 2  ct rw   m' 

Ejercicio 4: Analice la prueba de drawdown y calcule la K, s, radio de investigación t hr 0,006 0,00693 0,008 0,00924 0,01067 0,01232 0,01423 0,01643 0,01879 0,0219 0,0253 0,0292 0,0337 0,039 0,045 0,052 0,06 0,0693 0,08 0,0924 0,1067 0,1232 0,1423 0,1643 0,1897 0,219

pwf psia 1759,42 1748,83 1738,21 1727,57 1716,9 1706,22 1695,52 1684,82 1674,1 1663,38 1652,66 1641,94 1631,22 1620,51 1609,81 1599,12 1588,46 1577,81 1567,19 1556,6 1546,05 1535,09 1525,09 1514,7 1504,39 1494,16

q BPD 19,998 19,998 19,997 19,997 19,996 19,996 19,995 19,995 19,994 19,993 19,992 19,99 19,989 19,987 19,985 19,983 19,98 19,977 19,973 19,969 19,964 19,959 19,953 19,945 19,937 19,927

Pi = Ø= µ= β=

2750 psi 18,5% 6,5 cp 1,15 bl/STB

0,253 0,292 0,337 0,39 0,45 0,52 0,6 0,693 0,8 0,924 1,067 1,232 1,423 1,643 1,897 2,191 2,53 2,922 3,374 3,896 4,499 5,195 5,999

1484,03 1474,01 1464,13 1454,42 1444,88 1435,57 1426,5 1417,73 1409,29 1401,25 1393,68 1386,64 1380,23 1374,54 1369,69 1365,83 1363,12 1361,73 1361,89 1363,85 1367,9 1374,38 1383,7

rw = ct = re = h=

19,916 19,903 19,888 19,87 19,85 19,827 19,8 19,769 19,733 19,692 19,644 19,589 19,526 19,452 19,368 19,27 19,157 19,026 18,875 18,701 18,5 18,268 18

0,25 pies 8,42E-06 /psi pies 35 PIES

Grafica de Diagnóstico

Grafica de Interpretación

Pendiente (m) ??

Pozos de Gas Hay dos diferencias principales con pozos de petróleo – Las propiedades del gas son altamente dependiente de la presión (viscosidad, compresibilidad). – Cerca del pozo se dan altas velocidades y el flujo se transforma del régimen de flujo laminar a turbulento causando una contrapresión frente a las perforaciones que a su vez origina una caída de presión adicional. Skin dependiente del caudal Dq

La función de pseudo presión m(p) es sustituida por la presión para el análisis de las pruebas de presión p

m( p ) 

K en md Q en mpcd

2 p.dp

 u ( p) z ( p)

p0

m( pi )  m( pwf )  1632

  k  qscT     3.23  0.87s'  log t  log 2  kh   i ci rw  

y = mx + EF 

m( p i )  m( pwf )  m(pskin ) m( p i )  m( pwf )

m

1632qscT kh

b  m( p1h )   k    s'  1.151  log  3 . 23 2   m  c r  i iw   S '1  S  Dq1 S '2  S  Dq 2

Donde:

S’= factor de daño total S= daño mecánico D= coeficiente de turbulencia Q= tasa de producción del pozo

k

1632qscT mh

Ensayo de caída de presión a 2 caudales m( pi )  m( pwf )  1632

 q1T   t  t  q2 qT  log   log t   1632 2 kh   t  q1 kh 

 t  t  q2 m( pwf )vs log   log t  t  q1

  k   '   log  3 . 23  0 . 87 s   2 2    i ci rw  

Es la ec. De una recta con pendiente

m

1632q1T kh

El factor de daño aparente asociado con el caudal, puede ser calculado con: q1s1'  q2 s2' 

s1' 

m( pwf 1 )  m( pwf 0 )q1 0.87m



 (q1  q2   k    3 . 23 log  0.87   i ci rw2  

Es el daño aparente asociado con el caudal q1

m( pwf 1 )  Es la pseudo presión de fondo fluyente a Δt=1 obtenido de la línea recta (extrapolada) m( pwf 0 )  Es la pseudo presión de fondo fluyente a tiempo cuando se cambia de q1 a q2

 m( pi )  m( pwf 0 )   kt   s1'  1.151  log  3 . 23  2  m  i ci rw    s2' 

 q1 ' m( pwfi )  m( pwf 0 )q1 (q1  q2 )   k   s1    3 . 23 log  q2 0.869mq2 0.869q2   i ci rw2  

Ejercicio 5: Un pozo estuvo produciendo a un caudal constante de 5,65 MMpcd. La presión inicial a lo largo de todo el reservorio fue de 3732 psia. Datos de la prueba se muestra a continuación. Hallar K, S’, radio de investigación m(Pi) = Pi = q= Ø= µ= β= h= rw = ci = t= re = Δm(p) 1h = GE = H2S = Pc = CO2 = Tc = N2 = T=

872,7 3732 5,65 10% 0,0208

psi2/cp 106 psia mmpcd

cp bl/STB 20 PIES 0,29 pies 0,0002 /psi 120,53 2640 pies 9,30E+07 psia 1 1,28% 639 psia 4,11% 376,0 ªR 0,10% 673 ªR

t hr 1,60 2,13 2,67 3,20 4,00 5,07 6,13 8,00 10,13 15,20 20,00 30,13 40,00 60,27 80,00 100,27 120,53

Pws(dt) m(p) Δm(p) psia psi2/cp 106 psi2/cp 106 3729 871,55 1,15 3628 833,26 39,44 3546 802,44 70,26 3509 788,62 84,08 3496 783,77 88,93 3491 781,91 90,79 3481 778,19 94,51 3433 760,39 112,31 3413 753,01 119,69 3388 743,80 128,9 3366 735,71 136,99 3354 731,31 141,39 3342 726,92 145,78 3323 719,98 152,72 3315 717,06 155,64 3306 713,78 158,92 3295 709,77 162,93

Ejercicio 6: A two-rate test was conducted on a well in a new reservoir. The initial reservoir pressure, Pi, was 4342 psia. The pressure-time data for the first flow rate, q1 27,76 MMscfd, was not recorded. The flow rate was chaged at t =6 hours at which time the flowing sand face pressure, Pwfo, was 3838 psi. The scond flow rate, q2=20,16 MMscfd, was continued for 37 hours during which time the flowing sandface pressure was monitored continuosly. The pressure-time data and others is next. Calculate the permeability, k, of the reservoir, the skin factor, s, and the IT flow factor, D.

dt hr 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37

Pwf psia 3971 3973 3971 3965 3960 3959 3951 3944 3941 3934 3931 3928 3925 3919 3913 3910 3907 3904 3901

GE = Pc = Tc = H2S = CO2 = N2 = ui =

0,6 709 psia 362 ºR 5,02% 1,46% 0,25% 0,022 cp

ci = T= h= porosida = re = rw =

0,00017 622 32 5,00% 2640 0,4

/psi ºR pies pies pies

PRUEBAS DE LIMITE Son pruebas que se realizan con el objeto de identificar límites, fallas, volúmenes asociados al tiempo de prueba, etc,

0.234qt 141.2q  1 10.06 A  3  Ec. Flujo pseudo estable pwf (t )  pi   ln    s 2   Ahct kh  2  c A rw  4  m

0.234q Ahct

141.2q  1 10.06 A  3  b  pi  ln    s 2   kh  2  c A rw  4 

Volumen Poral

V p ( MMpc)  Ah 

0.234q m pss ct

Petróleo In situ

V p (1  Sw)

q(1  Sw) N  5.615 24m pss ct Area de Drenaje

A

Vp

h

Indice de Productividad

J

q q  p  pwf pi  bpss

• Flujo Pseudo Continuo (Pseudo steady state) Flujo pseudo continuo ocurre cuando a caudal de producción constante la presión transitoria alcanzó lo límites del reservorio. Una vez que se alcanza el flujo pseudo estable, la presión decrece a un caudal constante. El variación de la presión con el tiempo es inversamente proporcional a volumen poral del reservorio.

Durante el flujo infinito, una gráfica de presión vs tiempo forma una línea recta en una escala semilog

Eurante el flujo pseudo estable, una gráfica de presión vs tiempo forma una línea recta en una escala cartesiana.

Ejercicio 7 Dado las propiedades del fluido y de la roca, analizar los la prueba de límite de reservorio mostrados en la tabla. Sw = q= Ø= µ= β= h= rw = ct =

25% 250 21% 0.61 1.328 15 0.32 16.1-e6

t hr

BPD cp bl/STB PIES pies 1/psi

0 0.5 0.75 1 1.25 1.5 2 2.5 3 4

Pws psia 4419.0 4240.8 4225.4 4219.5 4217.0 4215.4 4213.3 4212.2 4211.4 4210.2

t hr 5 6 7 8 9 10 11 12 14 16

Pws psia 4209.6 4208.3 4207.4 4207.3 4207.0 4206.3 4206.2 4205.7 4204.9 4203.7

t hr 18 20 22 24 27 30 33 36 39 42

Pws t psia hr 4203.4 45 4202.5 48 4202.1 51 4201.2 54 4199.7 57 4198.4 60 4197.7 63 4196.8 66 4195.4 69 4194.5 72

Pws psia 4193.4 4192.5 4190.8 4189.9 4188.5 4187.8 4186.9 4185.2 4184.1 4183.8