Produc 2

18
file. tói. ám pfiOOyCJl PRUEBAS DE INCREMENTE DE PRESION RAZONES PARA CONDUCIR PRUEBAS DE INCREMENTO DE PRESION Consiste de un flujo estabilizado por un cierre mientras se registra la recuperación de la presión de fondo del pozo con el tiempo, y se realizan para determinar información acerca deí yacimiento y el pozo. LA INFORMACION MAS COMUN ES LA SIGUIENTE Presión estática del yacimiento para el manejo del yacimiento, identificadón el agotamiento requerimiento regulatorio, o determinación del rendimiento del flujo interno. Factor de daño para identificar si la productividad puede aumentar con un tratamiento estimulativo. Tamaño del yacimiento (resen/as o petróleo en yacimiento) Forma del yacimiento si es yacimiento con fronteras,o limites (puede ser muy útil para planificar perforaciones subsecuentes) Mecanismos de empuje del yacimiento y tipo de flujo ene 1 yacimiento (radial, línea, esférico) Calidad del yacimiento (obtener valores de movilidad capacidad de flujo permeabilidad) Grado de conectividad con otros pozos que pueden o no pueden estar en el mismo yacimiento. Productividad presente con el objeto de diseñar el levante artificial, tamaño de la tubería de producción, o tamaño de las instalaciones de producción de superficie. Productividad futura (ejemplo: si el factor de daño o presión del yacimiento cambian) Discontinuidad del yacimiento (fallas, adelgazamientos discordantes, contactos petróleo-agua o gas-petróleo, cambios en espesor o permeabilidad) Presencia de fracturas naturales u otra porosidad secundaria de origen natural Presencia y propiedades de fracturas inducidas SECUENCIA TÍPICA CAUDAL-PRESIÓN PARA UNA PRUEBA DE PRESIONES:

description

Pruebas de Incremento de Presion

Transcript of Produc 2

  • file. ti. m pfiOOyCJl

    PRUEBAS DE INCREMENTE DE PRESION

    RAZONES PARA CONDUCIR PRUEBAS DE INCREMENTO DE PRESION

    Consiste de un flujo estabilizado por un cierre mientras se registra la recuperacin de la presin de fondo del pozo con el tiempo, y se realizan para determinar informacin acerca de yacimiento y el pozo.

    LA INFORMACION MAS COMUN ES LA SIGUIENTE

    Presin esttica del yacimiento para el manejo del yacimiento, identificadn el agotamiento requerimiento regulatorio, o determinacin del rendimiento del flujo interno.

    Factor de dao para identificar si la productividad puede aumentar con un tratamiento estimulativo.

    Tamao del yacimiento (resen/as o petrleo en yacimiento) Forma del yacimiento si es yacimiento con fronteras,o limites (puede ser muy til

    para planificar perforaciones subsecuentes) Mecanismos de empuje del yacimiento y tipo de flujo ene 1 yacimiento (radial,

    lnea, esfrico) Calidad del yacimiento (obtener valores de movilidad capacidad de flujo

    permeabilidad) Grado de conectividad con otros pozos que pueden o no pueden estar en el

    mismo yacimiento. Productividad presente con el objeto de disear el levante artificial, tamao de la

    tubera de produccin, o tamao de las instalaciones de produccin de superficie. Productividad futura (ejemplo: si el factor de dao o presin del yacimiento

    cambian) Discontinuidad del yacimiento (fallas, adelgazamientos discordantes, contactos

    petrleo-agua o gas-petrleo, cambios en espesor o permeabilidad) Presencia de fracturas naturales u otra porosidad secundaria de origen natural Presencia y propiedades de fracturas inducidas

    SECUENCIA TPICA CAUDAL-PRESIN PARA UNA PRUEBA DE PRESIONES:

  • REQUERIMIENTOS PARA UNA INTERPETACION SIGNIFICATIVA

    La siguiente informacin debe estar disponible: - , ^ .

    Medicin precisa de ios caudales estables de produccin(petrleo gas y agua) antes del cierre

    Medicin precisa de la presin de produccin antes del cenle Medicin precisa de la presin de fondo del pozo incluyendo la trancision inicial de

    las condiciones de produccin a cierre Porosidad de la roca del yacimiento Saturacin del agua congnita en el yacimiento Espesor neto Dimetro del agujero (por lo general basado en dimetro del banreno, aun cuando

    el pozo est revestido y perforado) Propiedades de los fluidos del yacimiento Incluyendo viscosidad, compresibilidad,

    factores volumtricos de formacin, GOR en solucin y la presin del punto de burbuja (si no se obtuvieron de mediciones de laboratorio, se pueden obtener de

    . correlaciones con exactitud confiable)

    TAMBIEN ES UTIL TENER LA SIGUIENTE INFORMACION

    Detalles de la terminacin del pozo incluyendo tamao d la tubera de revestimiento, empacador, si existe alguno , tamao de la tubera de produccin,

    historial de estimulaciones, datos geolgicos (o sea fallas consideradas, fallas naturales, fallas fracturas naturales, acuferos, etc)

    - Registros de produccin para identificar de donde provienen los fluidos, si el espesor/esgrande^ ,, ..^

    Los datos que incluyen pruebas previas de pozos en pozos cercanos del mismo i;:--.-,yacment0^...;^ .v..^ ;';.'. .-...-;v ' . ; ; v . r .

    EN TERMINOS S l M t t l C O S SE DARAN LOS PUNTOS ESdEhidlLS PRAEL ANALISIS DEUN PRUEBA CONVENCIONAL DE INCREMENTO DE PRESION,. .

    1. Para un pozo de petrleo,.dibuje la presin de cien-e del fondo del pozo, Pws (escala linear) vs "tiempo horner", (tp+Delta t)/(Delta t) (escala logartmica), "tp" es el tiempo "tiempo efectivo de produccin" previo al cien-e. "Delta t" es el tiempo desde el cierre. El tiempo horner es una funcin del tiempo adimensional que se aproxima en un valor de 1.0 a medida que el tiempo de cierre se dirige al infinito. Obsrvese que este es un grfico "semilogaritmico" con el eje vertical lineal, y el eje horizontal logartmico.

    2. Si se encuentra flujo radial alrededor del agujero, los puntos del grfico horner deben caer en una lnea recta, y una extrapolacin de la lnea recta a un tiempo horner de 1.0 (tiempo infinito) proporciona la presin inicial del yacimiento, (suponiendo que el yacimiento es de "actividad infinita" y no se han encontrado fronteras del yacimiento y otras discontinuidades durante periodos de flujo de cien-e)

    3. Muchos factores pueden causar desviacin de la lnea recta. Aunque la discusin detallada de estos factores est afuera del alcance de este curso, se necesita

  • entender cules factores son importantes en la creacin de desviaciones de la "linea recta horner" clsica.

    4. Los datos del tiempo iniciales pueden tener una pendiente ms inclinada debido a: - Almacenamiento del pozo - Dao de la formacin - Penetracin parcial - Perforacin taponadas - Efectos de movilidad (surgencia de gas en un pozo de petrleo)

    5. Los datos de tiempos iniciales pueden tener una pendiente ms plana debido a: - Estimulacin (tratamiento con cido o de fractura con arena) - Fracturas naturales - Agujeros desviados (surgencia de gas en un pozo petrolero)

    6. Los datos de tiempos tardos pueden tener una pendiente ms inclinada debido a: - Faltas y/o fronteras - Disminucin en permeabilidad fuera del agujero - Disminucin del espesor fuera del agujero " , - Presencia de dos o ms capas incomunicadas

    7. Los datos del tiempo tardo pueden tener una pendiente ms plana debido a: - Aumento de la permeabilidad fuera del agujero i - Aumento en espesor fuera del agujero - Frontera cerrada simtrica con el pozo en el centro - Frontera de presin constante (casquete de gas o acufero grandes)

    GRAFICO DE MYLLER-RYES-HUTCHINSON O MDH, TIENE UNA FORMA SIMILAR A DEL GAFICO HORMER

  • DETERMINACIN DE LA LNEA RECTA DE HORNER

    Si se puede identificar la seccin correcta de la lnea recta del grfico de Horner, los datos se pueden analizar para determinar varias caractersticas del pozo y su yacimiento. Si la escala de presin se dibuja en kPa, la pendiente de !a lnea recta, "m" tiene unidades de kPa/ciclo, donde un.ciclo se refiere a un ciclo logartmico (mltiplo de 10) en la escala horizontal logartmica. La presin eirtrapod detniiinad 1 extrapotai- la lnea recta hasta un tiempo Hornei- de 1.0 s lo conoce como "p*", y i-epresent la presin original en un yacimiento nfntamene activo.

    Presen de Fondo Cenada

    Figura 318. Grfico de una priieba 'Bmid-IJi>"''doiide ie puee sprcaia la c a de

    Homer que se otiUza piua analizada ' '

    Calculo de la permeabilidad a partir de m (pendiente):

    1O0O 100 10 1

  • !Cu , 2 1 2 0 * {io * 7o * fo

    m*h i i !

    ANALISIS DE PRUEBAS DE POZO USANDO CURVAS TIPO

    El concepto del uso de las curvas tipo, se basa en la suposicin que si el comportamiento de presin vs tiempo de un pozo, es similar al comportamiento de un modelo matemtico para ciertas condiciones preestablecidas que lo definieron, entonces el sistema pozo-yacimiento se encuentra bajo condiciones similares o guales a las que se Impusieron al modelo. r

    Teniendo en cuenta que las variables adimensionales guardan una correspondencia directa con las variables fsicas que ellas representan, entonces si una grfica de DP vs. Dt (tambin llamada "grfica de campo"), preparada en un papel log - log y a la misma escala que una familia de curvas tipo PD vs. tD (o cualquier combinacin de variables adimensionales que guarden correspondencia a las variables fsicas) al sobreponerias a una grfica de Curvas Tipo presentan el mismo trazado, entonces es posible obtener un "punto de cotejo match" a partir del cual se pueden calcular los parmetros del yacimiento. Esta tcnica permite identificar visuaimente cual es la curva que mejor coincide en comportamiento con la data de campo.

    Pd -

    / [ GRAFICO

    DECURVAS TIPO

    Figura mo. GiiQco dsnde se umestia ti esquema de tm cotejo o -match'" con

    Omras Tipo y de campo

    Las curvas tipo ayudan a estimar las propiedades del yacimiento, a identificar el modelo apropiado de yacimiento y a identificar los diferentes patrones de flujo que se presentan durante una prueba.

    Para aplicar correctamente una curva tipo, se deben conocer y entender las suposiciones que se tuvieron en cuenta para su desarrollo.

  • Todas fas curvas tipo fueron desarrolladas asumiendo formaciones homogneas que producen fluidos ligeramente compresibles; sin embargo, las curvas tipo se pueden usar para anlisis en pozos de gas, grafcando tas funciones apropiadas.

    L O G A R i T M O D I E T IEMPO

    Figura 4.11 :Curva de diagnsticos en ei que se muestra fas formas caractersticas de la, derivada de presin en un modelo de interpretacin

    Curvas tipo de IRamey. \ . ^ V . . ' . ^ '

    H.R. Ramey2 originalmente introdujo el grfico "tog-log" al anlisis de pruebas d e presin transitoria. Pr rt estudi de incfemrito de presiones en'n pb:d d petr-le, el grfico log-lg es un grfico del cambio de pfesin, delta P, en l escala vertical vs el cambi de tiempo, delta t, en la escala horizontal, con ambos ejes dibujados en escalas logartmicas. El grfico log -4g d datos d prsiri en conjunt bn n "curva tipo* s pueden usar para calcular directamente la permeabilidad del yacimiento y el factor de da, pero para esta discusin, se usan solo para detenninar la ubicacin de ta lnea recta coaeca en el grfico de Horner.

    La figura muestra un grfico "curva tipo" de Ramey, el cual es un grfico universal log-log dibujado con escalas adimensionales de presin y tiempo:

    n ^ POIt VOL m i SnMUSE MD SON ErFGCT !UMl Rl>

  • La curva tipo consiste de dos familias de curvas, una marcada "CSD=" y la otra marcada "s=". El parmetro "CSD=" representa el coeficiente adimensional de almacenamiento del pozo. El parmetro "s" es el factor de dao. La familia de curvas del coeficiente de almacenamiento del agujero comienza en la porcin del lado izquierdo inferior de la curva tipo como una lnea recta, pendiente de 45, o una "pendiente de unidad". En las pruebas de presin normalmente se tienen almacenamiento del agujero debido a que el pozo se cierra en la superficie- no frente a la formacin. Por lo tanto, el pozo contina fluyendo en ei agujero despus del cierre, aun cuando el flujo se ha detenido en la superficie. En almacenamiento de pozo "puro", los datos log-log de incremento de presin dan una lnea recta de pendiente unitaria, debido a que no se obtiene ningn dato til.

    La familia de curvas marcada "s=" comienza en el lado izquierdo en forma de lneas con cierta curvatura descendente. En su extremo izquierdo, representan el comportamiento transitorio de presin si no hay almacenamiento del pozo. Cada curva individual de cada familia de curvas eventualmente se une con una curva de la otra familia de curvas. A partir de ese punto, aun cuando el pozo puede tener cantidades grandes de almacenamiento de agujero, el caudal del pos-flujo hacia el agujero se ha reducido o suficiente de tal forma que los efectos de almacenamiento se hacen despreciables. A partir de ese punto en el anlisis de incremento de presiones, el pozo se comporta como si no hubiera almacenamiento del agujero, y esto coincide con el inicio de la lnea recta de Horner durante el ensayo de presiones. (Suponiendo que el yacimiento es uniforme y sin discontinuidades).

    En la Figura 11.11 se muestran las curvas tipo de Ramey y se observa que dichas curvas presentan un comportamiento muy parecido y que el match podra hacerse sobre ms de una curva, lo que obliga a requerir informacin adicional que permita elegir la curva correcta. , > , ;

    Figura IIJ1. Curvas Tipo de Ramey. produccin coasente, yacimieuto infinito. Se

    aprecia que la fonna similar de las cundas puede llevar a realizar una inteipretadn

    incoffecta

  • Para usar fas curvas tipo en el anlisis de las pruebas de incremento de presin (en esta discusin para determinar el inicio de la lnea recta de Horner), iniciaimente se construye ungrafico log- log del cambio de presin (delta R) vs el cambio del tiempo desde el cierre (delta t) en papel grfico con la misma escala logartmica que en la curva tipo. Las dos curvas se pueden superponer para determinar ei ajuste. E! tiempo del incremento ai cual, los datos de la prueba convergen con la curva para cero almacenamientos del agujero. debe indicar el inicio de la lnea recta de Horner.. :

    Grficos tpicos de ensayos log- log y de Horner se rpuestran en l figura.

    ; 8 ; 3003; _ , ^ i

    DETERMINACIN DE LA PRESIN PROMEDIO DEL YACIMIENTO

    Anterionnente se estableci la presin P* del grfico de Horner representa la presin original del yacimiento si el pozo esta en un yacimiento "infinitamente activo". Si el pozo produce ds un rea limitada de drenaje, la presin P* es aun utilizable, pero como las fronteras sern detectadas en un punto del incremento, requerir cierta confeccin para qu proporciona la presin real del yacimiento. Aunque existen varios mtodos para obtener la presin real del yacimiento a partir de pruebas de incremento de presin, aqu se presenta el mtodo ms comn, el mtodo de Matthews- Brons Hazebroek^ (mtodo MBH).

  • Figura 11. Presin adimensional MBH para un pozo centrado, en un yacimiento de geometra cuadrada (Modificado de Matthews, Brons y Hazebroeck^^)

    3e

    -tus

    : 2

    Pozo a i/S d qlTura del lac

    m

    Tiempo 4c Pioduccia adimeasioual, ^ D A . -

    Cuando un pozo produce de un rea de drenaje limitada, su comportamiento sobre ei grfico de Horner iniciaimente presenta el comportamiento de un yacimiento infinitamente activo. Cuando se sienten los efectos de los linderos, los datos se desvan de la lnea recta de Homer. En la mayora de los casos (con propiedades uniformes dentro del rea de drenaje), los datos para tiempos tardos caen por debajo de la lnea recta de Horner, y la presin corregida del yacimiento ser menor que la presin extrapolada P*.E1 mtodo MBH presenta una forma de corregir la presin P* a la presin promedio correcta en el rea de drenaje.

    Los siguientes pasos describen el procedimiento para determinar la presin MHB promedio del yacimiento:

    1. Dibuje el grfico log - log y el grfico de Horner. Use el grfico log - log para determinar la ubicacin de la lnea recta de Horner, extrapole la lnea recta para obtener la presin P*.

    2. Estime rea y figura de drenaje del pozo. Calcule el tiempo adimensional

    pDi4 = 3.6 * 6 * k * t p / ( 0 * I I * Cf * i4) Donde: k= permeabilidad ~ v

    tp= tiempo efectivo de produccin 0 = porosidad H = viscosidad ; obh'-~;)f^ Q = compresibilidad total A = rea de drenaje

  • L- i- : . . ; ^. i ' - w . i

    3. Lea e factor de correccin MBH PD^BH del grfico MBH para fa figura apropiada y ubicacin del pozo.

    4. Calcule la presin promedio, P = P* - PDMBH * ( j f j j )

    Donde:

    P = presin promedio de rea de drene.

    P* = presin extrapolada de Horner.

    PDMBH - factor de correccin, adimensional.

    m= pendiente de la lnea resta de Homer.

    Observe que en figuras de drenaje severamente "oblicuas" el factor de correccin puede ser negativo, lo cual significa que la presin corregida es mayor que P*.

    Los principios de estos mtodos tambin se aplican a pozos de gas, aunque requieren cierta modificadn. Para pozos de gas, debido a la variacin de las propiedades de! gas con presin, ya sea el cuadrado de la presin (P^) o una funcin integral llamada pseudo-presin de gas real se usa en lugar de presin.

    DISEO DE LA PRUEBA

    Para obtener ta mejor informacin al menor costo, se debe utilizar un cierto tiempo en disear la pmeba.

    Es importante tomar en considi'cin las siguientes consideraciones:

    a. Caudales y presiones anticipadas b. Equipo requerido

    'c. ' T i e m p o s t i l T i a d d d a f r h a c h m n t d e l -d. Radio de investigacin "

    a. Caudales y presiones ah t id ipdas ' " - ' vr-^'-p-v?. :

    La mayora del tiempo, los caudales y las presiones de superficie para un .pozo de petrleo se pueden medir usando las instalaciones permanentes existentes.

    Un pozo de gas por Ib gnrat requiere urt separador porttillaar la medicin del gas y liquido producido. , , , .

    Si un pozo tuviera levante artificial, se necesitan registradores de subsuelo adecuados para que registren las presiones de fondo de pozo. ;

    b. Equipo requerido

    Si las instalaciones pennanentes de su superficie no son adecuados el equipo de medicin requerido incluye:

  • Un separador de tres fases anticipando la produccin de agua. Suficiente capacidad de almacenamiento para guardar los fluidos producidos. Registradores de presin de fondo de pozo (pozos fluyentes) o registradores

    acstico (pozos de bombeo).

    c. Tiempo estimado de almacenamiento del pozo ,

    Muchas de las pruebas producen datos que son insuflcientes para analizar o tiempos de cierre que son ms largos de lo necesario, dando como resultado perdida de produccin innecesaria, se pueden estimar algunos parmetros del yacimiento, se puede calcular el tiempo de cierre con exactitud aceptable; as evitando pruebas innecesarias y morosas.

    Si el agujero est lleno de un fluido en una sola fase

    Si el nivel de lquido en el pozo cambia.

    Donde: ' ^

    C: coeficiente de almacenamiento del agujero [m3/kPa]

    Vu: volumen unitario del agujero [mS/m]

    Vws: volumen total del agujero [m3] - .,

    p: densidad [g/cc]

    c: compresibilidad del agujero [kPa-1]

    Para reduccin de la presin de fondo de pozo.

    t > (2620000 + 157000s) * C

    k* h/|j.

    Para incremento de |a presin de fondo

    (2227000 * C)e-^ *^^

  • Donde: ' '

    s: factor de dao

    k: penneabilidad [md]

    h: espesor neto; {mj,

    p: viscosidad [mpa^s]

    IMPORTANTE

    El flujo o el tiempo de cierre debe ser por lo menos 10 veces el tiempo estimado de almacenamiento de! agujero para obtener por lo menos un ciclo logartmico completo de datos de flujo radial para analizar.

    d. Radio de investigacin ' - '

    Debe investigar un mnimo puro de 30m.solamente para alcanzar dao profundo.

    La ecuacin de radio de investigacin es validad solamente antes de tocar un frontera o lindero.

    Donde:

    c; compresibilidad total [kPa-1]

    k: penneabilidad [mD]

    nnv: radio de investigacin [m]

    t: tiempo Ihr]

    p:viscosidad[mPa.s] - . ' .

    : porosidad Tr.] \

    POZOS DE BOMBEO

    En un pozo de bombeo debido a la presencia de la bomba y de las varillas para el caso de las bombas de balancn y de las bombas de cavidad [srogresiva, no es posible con-er registradores de presin de subsuelo en la tubera de produccin para registrar directamente la presin de fondo de pozo. .,

    - Sin embargo se puede obtener una medicin directa de presin extrayendo la bomba y las varillas y corriendo un medidor de presin en el pozo.

    r 3.6E 6 * /c * t

    inv = 2* C * jJL * ()

  • Desventajas.- Este procedimiento es costoso y por lo general proporciona presiones bajo condiciones diferentes que aquellas bajo las cuales el pozo normalmente produce.

    -Otra forma de medir presiones de fondo del pozo es utilizando sensores de presin estos son instalados en o sobre la tubera de produccin con un conductor elctrico atado con cable en la parte externa de la tubera, sin embargo el sensor de presin al estar expuesta sufre daos lo cual no es conveniente; adems que la misma es costosa. -Tambin si la tubera de revestimiento es lo suficiente grande se puede instalar una segunda sarta de produccin; de modo que se pueda bajar registradores de subsuelo y as poder registrar presiones de fondo de pozo, para poder hacer esto se necesita un tipo dual de terminacin del cabezal para incluir las dos sartas de produccin, este arreglo no es utilizado debido a que es muy costoso por que no se utiliza tuberas demasiado grandes pero este sera un buen arreglo para registrar presiones de fondo.

    -El mtodo ms comn para poder obtener presiones de fondo es el mtodo acstico, el cual se utiliza para determinar el nivel del fluido en el espacio anular de la tubera de revestimiento y de la tubera de produccin

    PRUEBA DE NIVEL DE FLUIDO \

    1.- Instrumentos de la prueba acstica

    El instrumento utilizado en la prueba acstica es el cabezal de pozo o pistola y un registrador electrnico. sny

    La pistola es la fuente de ondas de sonido y contiene un micrfono conectado elctricamente al registrador. #

    La fuente de ondas de sonido es por una carga explosiva o una carga de gas de alta presin (nitrgeno o bixido de carbono), que es disparado repentinamente en el espacio anular, estas ondas viajan a travs del gas en el espacio anular y se refleja en los collares de la tubera de produccin, el nivel de fluido y cualquier otra obstruccin o cambios en ei rea de seccin transversal que puedan estar presentes en el agujero. El miafono recibe las ondas de sonido reflejado y manda una seal ai instrumento registrador, donde se filtra, se amplifica y se registra en un diagrama.

    Cada collar de la tubera refleja una parte de la onda original de sonido, (a misma tiene alta frecuencia debido a que la seccin transversal es pequea) y el nivel de fluido refleja el espectro completo de la fuente de sonido original.

  • ! *

    2.- Lectura del diagrama

    Cuando se registra una prueba acstica, la siguiente informacin, debe de marcarse., claramente sobre e! diagrama:

    Fecha -;->0;.. Tiempo del disparo

    -Ubicacin del pozo - - ^ '^^'Preisitidltber-drv^timirit ^ ' ^ ^ - 'V ' Nhifo^ . ! , "

    Para leer el diagrama, eLprimer^ paso es localizar y marcar;.el tiempo-del disparo inicial y la -. ubicacin del .nivel del-fluido; lEI nivel: del fluido ser indicado mediante una desviacin ' significativo hacia abajo dla pluma del fluido del fluido de nivel . . . .

    El marcados con una lnea con ngulo rectos con la longitud del diagrama. Sr la sea es suficiente mente fuerte, el registrador se debe dejar correr suficientemente para registrar una segunda desviacin del fluido de nivel. (Despus de viajar de regreso a la superficie, . las ondas de sonido se pueden reflejar nuevamente hacia el fondo y despus al registrador por segunda ocasin). Esto asegura que ta desviacin de ta pluma no es causado por una restriccin parcial arriba del nivel del real del fluido. Debe notarse que cualquier bloque en el espacio anular (tapn de cera, etc) o disminucin en el rea de seccin transversal del espacio anular puede aparentar un nivel del fluido, por lo que se recomienda cambiar al presin de la tubena de revestimiento para causar movimiento en ei nivel del fluido y despus registrar un segundo disparo. Si la ubicacin del nivel del fluido cambia, es probable que el nivel verdadero del fluido haya sido identifcado. Sin embargo, si un cambio substancial en la presin de la tubera de revestimiento no provoca

    i

  • un movimiento en el nivel aparente del fluido, es probable que el "nivel del fluido" sea realmente una obstruccin de cierto tipo.

    Despus de que el nivel del fluido se identifica y marca, los coliares en el diagrama por lo general se cuentan usando un conjunto de divisores proporcionales los cuales leen a un tiempo diez collares igualmente distanciados. Se debe intentar contar cada collar de la superficie al fondo, en lugar de contar solamente los collares superiores y suponer que el espacio entre collares no cambia. El espacio entre collares puede cambiar significativamente a diferentes profundidades debido a la diferente longitud fsica de las uniones de la tubera o la variacin de la composicin del gas a profundidades diferentes, lo cual causa cambios en la velocidad del sonido a travs del gas.

    Si se conoce la longitud promedio de las uniones de la tubera de los registro de terminacin o de reparacin, la distancia al nivel de! fluido se puede determinar al sumar el nmero de reflejos del collar de la tubera de la superficie al nivel del fluido, y multiplicando esta cantidad por la longitud promedio de la unin.

    3. - Causa y efecto de la espuma en el espacio anular '

    Si el espacio anular entre la tubera de revestimiento y tubera de produccin se descarga en la superficie, el fluido arriba de la perforaciones consiste de lquido con gas burbujeante en su trayectoria hacia la superficie. (Una excepcin de esto si la presin de produccin de fondo de pozo est por encima del punto de burbuja del petrleo producido, si el gas no se escapa del petrleo sino hasta un tiempo despus de que entra a la tubera de produccin arriba de la bomba).

    La presencia de estas burbujas de gas reduce la densidad aparente del fluido arriba de las perforaciones a un valor menor de la densidad del lquido libre de gas. Si se supone que el fluido est libre de gas, la presin de produccin de fondo de pozo determinad e una prueba de nivel de fluido puede ser considerablemente mayor que el valor real. Esto dara un clculo de la capacidad productora de un pozo muy optimista, y equipo grande de bombeo puede llegarse a instalar en un pozo que tiene poco potencial para aumentar su productividad.

    4, - Prueba de abatimiento del fluido * \ ^

    Si existe una cantidad significante de fluido arriba de las perforaciones bajo condiciones de produccin, la densidad del fluido se puede determinar de una prueba de abatimiento del fluido anular. Una vez que la densidad del fluido se conoce, se puede detenninar la presin productora de fondo de pozo.

    Despus de que se registra el nivel inicial del fluido y la presin de la tubera de revestimiento, la lnea igualadora se cierra durante un periodo de tiempo mientras el pozo continua bombeando. Puesto que el pozo est produciendo, el gas contina burbujeando a travs del lquido en el espacio anular. Puesto que la lnea est cerrada, el gas no puede escapar a la superficie, por lo que la presin de la tubera de revestimiento aumenta, causando que ei nivel fluido descienda. Una serie de registros adicionales del nivel fluido y mediciones de la presin de la tubera de revestimiento se toman mientras el fluido desciende. Un grfico del nivel del fluido (eje vertical)vs. (eje horizontal) proporciona

  • una lnea recta con una pendiente igual al inverso del gradiente del fluido. Un ejemplo de una prueba de abatimiento de fluido se muestra en el ejemplo V-1 siguiente.

    La prueba cosiste de cuatro pruebas de nivel de fluido y did como resultado la cada del .. nivel de fluido de un valor inicia! de 1400 m 2234 m en un periodo de 25 horas. La presin calculada de produccin de 3000 se obtuvo al sumar la, presin hidrosttica de las columnas del fluido y gas a la presin inicial de la tubera de revestimiento.

    Este valor es aproximadamente 50% del valor que se obtendra si se hubiera supuesto un lquido libr d gas.

    Ejemplo -

    Prueba de abatimiento del fluido del espaci anular

    Batos del pozo

    Longitud promedio del pozo 9,253 m

    Tu)era ubicada , .: ,. 2257,8 mCF

    Bombafja 2255,0 mCF

    Punto medio de perforacin 2271,0 mCF

    Mes Oa Tiem. Hrs-CTR. Tub. TR. Columna gas Altura intedase N{v.F!u{mGF)

    09 03 10:30 00.00 235 235 057 0292 1400

    09 03 11:50 01,33 235 420 : 095 ^ 0515 -, 1475.9

    09 03 16:15 05.75 235 960 247 1684,1

    09 04 11:25 24.92 130 2195 737 2932 7233,7

    t

  • 500 =

    1 0 0 0 :

    ~1500 ^

    - 2 0 0 0 =

    5 . 2 V o^/"*^

    - 2 S O O 5-' 2 0 0 0 5000 4 0 0 0

    Ocasionaimene, una prueba de abatimiento de fluido muestra un gradiente bajo de densidad al nivel inicial del fluido, seguido de un gradiente ms pesado a profundidades mayores. Esto indica la presencia de una columna espumosa arriba de una columna ms densa. Si la prueba de abatimiento de fluido se termina de encontrar ei gradiente ms pesado, la tendencia inicial (menos densa) se extrapola ai fondo, dando una presin calcula de produccin que resulta menor del valor verdadero. Este error puede evitarse desarrollando la prueba de abatimiento hasta que el gradiente calculado sea por lo menos 80% del gradiente libre de gas o hasta que el nivel de fluido este a menos de 100 metros arriba del extremo final de la tubena

    Si la tubera se coloca arriba de las perforaciones, (suponiendo que non exista empaquetador aislando el espacio anular entre la tubera de produccin y la de revestimiento), se presenta un caso especial. La tendencia en el grfico de abatimiento de fluido es vlida solamente arriba del extremo final de la tubera, debido a que por debajo del extremo de ia tubera el pozo (incluyendo ei gas total producido) fluye a travs de la tubera de revestimiento. Arriba del extremo de la tubera, existe una columna esttica de lquido con una porcin de gas total producido burbujeando a travs del mismo. El gas restante viaja a travs de la bomba para obtener la presin de produccin bajo estas condiciones, use la prueba de abatimiento del fluido anular para detemninar la presin en el extremo de ta tubera. Despus realice un clculo 'descendiente ' de curvas de gradiente para el flujo desde las perforaciones a! e.xremo de la tubera.

    PRUEBAS DE INCREMENTO DE PRESIN CON EQUIPO MANUAL PARA LA PRUEBA ACSTICA 1

    - El siguiente artculo de McCoy y colaboradores describe los detalles del clculo de ta presin de fondo de pozo partir del mtodo acstico y un mtodo para corregir los gradientes de los liquido por ta presencia de gas. Este mtodo es esencial en una con-elacin emprica para corregir la presencia de gas en el espacio anular.

  • Godbey & Dimon presentaron un intento inicial para modelar los fenmenos fsicos que ocurren en el espacio anular de un pozo con bombeo. Ms recientemente presentaron mtodos ms sofisticados de clculos e gradientes y de correlacin para el flujo de gas. Estos mtodos consideran los efectos dla viscosidad y tensin superficial del fluido as como tambin el tamao de la tubera y excentricidad, y tienden a acercarse ms a mtodos acsticos automticos donde los puntos dato son ms frecuentes que los obtenidos en la prctica con los mtodos manuales.