Apuntes teoricos sobre Pruebas de declinación de presión

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República Bolivariana de Venezuela.
Ministerio del Poder Popular para la Defensa
Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada
UNEFA
Tucupido Núcleo Guárico.
08S-1533-D01	
Pruebas de declinación de presión. Pruebas de restauración de presión.
Facilitador:									Participantes:
Ing. José Benítez							Yorgelys Flores
									María Torrealba
									Neriyen Rodríguez
Desde el punto de vista operacional y de campo, una prueba de presión reside en la adquisición de datos de presión, producción y muestra del fluido a condiciones de pozos (aperturas y cierres) controladas. La completación del pozo objeto de prueba puede ser temporal o permanente.
Por lo general las pruebas de presión consisten en inducir cambios en la tasa actual de producción del pozo o pozos del campo, lo que perturba o cambia las condiciones dinámicas presentes (presión, flujo) asociadas con el área de drenaje del pozo. El análisis de los cambios de presión y flujo en función del tiempo permite la determinación de los parámetros del yacimiento. Dependiendo de las características dinámicas del yacimiento, es posible el logro de todos los objetivos de evaluación propuestos, siempre y cuando la duración de la prueba y el procedimiento usado en la realización de la misma lo permitan
De estas pruebas, uno de sus tipos es la de declinación de presión, o de otro modo, Draw Down. Estas prueba, consiste en abrir un pozo que ha estado cerrado y estable, donde la presión de fondo fluyente es monitoreada constantemente y es usada para el análisis, el pozo debería estar produciendo a tasa constante, pero en la práctica, esto es difícil de lograr y la data de declinación de presión normalmente es errática. Por tanto, el análisis del periodo fluyente (declinación) es frecuentemente difícil e inexacto. 
Este tipo de prueba es un buen método para pruebas de límites de yacimiento, ya que el tiempo requerido para observar una respuesta de límite es largo, y fluctuaciones operacionales en la tasa de flujo son menos significantes sobre tales longitudes de tiempo. “Estas pruebas se efectúan con el fin de obtener la permeabilidad promedia en el área de drene del pozo, el volumen poroso del yacimiento, determinar heterogeneidades en el área de drene” (Escobar, 2003, pág. 78). Sin embargo, lo que directamente se obtiene es la transmisibilidad y el volumen poroso por compresibilidad total.
La duración de una prueba de declinación puede ser unas pocas horas o varios días, dependiendo de los objetivos de la prueba y las características de la formación, pruebas de declinación extensas o pruebas límite (reservoir limit tests, RLT) se corren para delimitar el yacimiento o estimar el volumen de drene del pozo. Idealmente, el pozo se cierra hasta que alcance la presión estática del yacimiento antes de la prueba, este requisito se consigue en yacimientos nuevos, pero a menudo es difícil o impráctico de lograr en yacimientos viejos o desarrollados. 
Aunque una debida corrida de una prueba Drawdown suministra considerable información acerca de un yacimiento, la prueba puede ser difícil de controlar como es el caso de una prueba fluyente, pues si una tasa constante no puede ser mantenida dentro de una tolerancia razonable, es recomendado el uso de pruebas Multitasas, las cuales podrían ser usadas también si el pozo no fuera cerrado por un tiempo suficiente hasta alcanzar la presión estática del yacimiento.
Los análisis a tasas de flujo múltiple, son realizadas con a un flujo variable, midiendo la presión por periodos establecidos de flujo, estas pruebas son útiles en la determinación del índice de productividad del pozo y, para hacer un análisis modal del mismo.
Por su parte, las de flujo a dos tasas, sean realizadas en pozos que han tenido problemas durante las pruebas de restauración, o cuando el cierre de producción no es posible. Consiste pues, en medir la presión antes del cambio de tasa de flujo y, durante un intervalo de tiempo en condiciones de flujo transitorio. La interpretación de la teoría en estas pruebas, se basa en la solución de la ecuación para flujo radial en un yacimiento infinito, con un fluido de compresibilidad pequeña y constante.
La prueba de restauración de presión ha sido una técnica muy popular usada en la industria petrolera y, es que varias razones la han convertido en una prueba muy popular, como por ejemplo, no requiere una supervisión muy detallada, se pueden estimar la permeabilidad y el factor de daño a partir de pruebas de restauración o declinación de presión. Sin embargo, la declinación de presión no permite estimar la presión promedio de yacimiento o la presión inicial de yacimiento mientras que la prueba de restauración de presión si lo hace
Desde el punto de vista de la calidad de los datos de presión registrados, es preferible el análisis de los datos de presión obtenidos durante el período de cierre ya que son más “limpios” que los obtenidos durante los períodos de fluencia, por cuanto estos, y sobre todo en el caso de que el fluido sea petróleo, están afectados por fluctuaciones inherentes al mecanismo de producción del pozo y no necesariamente al yacimiento.
Cabe aclarar, sin embargo, que son muchas las situaciones de campo en donde no se realizan pruebas de restauración, debido, en parte, a que obliga al cierre del pozo cuya producción puede estar comprometida. Un objetivo importante, y que se deriva de la prueba de restauración, es la presión actual del área de drenaje asociada con el pozo, la presión puede ser la inicial si se trata de un pozo exploratorio o puede ser la presión media o actual de un yacimiento que ya presenta un acumulado importante de producción, como veremos en la siguiente sección.
Por otro lado, se tiene que en los inyectores se presentan los efectos de almacenamiento en las pruebas de disipación, las cuales afecta los primeros puntos de la prueba, “…los datos que estén controlados completamente por los efectos de almacenamiento, han de tener pendiente igual a 1” (Silva, 1997, pág. 147), es importante identificar el rango de valores de almacenamiento, que pueden influenciar la interpretación del régimen de flujo esférico y hemisférico.
Muchos de los yacimientos de petróleo y gas de gran importancia a nivel mundial se han encontrado en formaciones naturalmente fracturadas, los estudios realizados en su mayoría, han supuesto que la permeabilidad permanece constante en toda la vida productiva del yacimiento. Sin embargo, esto no siempre es cierto, y es aún más evidente en los yacimientos naturalmente fracturados, para inferir las propiedades de una formación productora se analizan las respuestas de los yacimientos a los cambios de producción que son monitoreados durante una prueba de presión en el campo, en donde las variables medidas son la presión y el tiempo. 
Una correcta interpretación de estos datos permite la evaluación adecuada del yacimiento que finalmente se traduce en un manejo apropiado del mismo con miras a incrementar la productividad, los yacimiento naturalmente fracturados son conocidos como de porosidad dual debido a que consideran que la formación está compuesta de dos medios, una roca matriz que constituye la porosidad primaria y por lo tanto tiene la mayor capacidad de almacenaje y una red de fracturas que actúa como un medio conductivo y posee una alta capacidad de flujo, lo anterior implica que los dos medios presentan permeabilidad y porosidad diferentes.
Para la evaluación de este tipo de yacimientos se han propuesto diversos modelos de interpretación de pruebas de presión cuyo objetivo es proporcionar las dos propiedades básicas de la interacción fluido-roca, estas propiedades son la transmisibilidad (Kh) y el almacenaje (φc). 
De Swaan (1975) desarrolló una teoría considerando el flujo en estado inestable de la matriz a la fractura e introduciendo un nuevo parámetro conocido como constante de difusividad hidráulica, la cual representa la transferencia de flujo desde la matriz a la fractura. La solución planteada por el autor tieneen cuenta la geometría del medio poroso en la constante de difusividad. 
La estimulación ácida es una de las operaciones de campo que sea aplicado tradicionalmente la industria petrolera para mantener, recuperar e incrementar la producción de un pozo, la cual ha declinado debido al desgaste de energía natural que sufren los yacimientos o ha sido causada principalmente por el mal diseño de los fluidos en las operaciones de perforación, que han dañado severamente las zonas productoras, al utilizar un lodo inadecuado para atravesarlas y en las operaciones de terminación de pozos.
 La operación en la cual se puede provocar daños de formación en mayor escala, es durante la etapa de producción de un pozo, por la formación de parafinas o depositación de escalas y durante la reparación de pozos, donde se produce la invasión de fluidos de matado a las arenas productoras, causando un daño en las propiedades petrofísicas más importantes de la roca como la porosidad efectiva y la permeabilidad, provocando una mayor caída de presión en la cara de la arena por la acumulación de finos o, bloqueos por agua que reducen el caudal de petróleo hacia el pozo.
El daño de la formación es la reducción en permeabilidad de una zona productora en la vecindad del pozo, el término efecto de piel o, skin, también se usa en este mismo sentido para denotar una superficie o cilindro de permeabilidad reducida alrededor del pozo. El daño puede ocurrir durante las operaciones de perforación terminación o producción, este factor, S, es la sumatoria de todos los efectos que representan caídas adicionales de presión en el sistema de producción yacimiento/pozo y, es una variable adimensional y compuesta, el factor skin será positivo o negativo en los siguientes casos:
Invasión de fluidos S (+) 
Mini fractura S (-) 
Disparos parciales S (+) 
Pozos inclinados S (-) 
Perforación parcial S (+) 
Fracturas hidráulicas S (-) 
Pozo horizontal S (-) 
Flujo turbulento S (+) 
Flujo de inyección S (+) 
Si hay producción de tres fases S (+) 
Cuando la Pe-Pwf>1000 Psi S (+) 
Cuando haya altas tasas de flujo S (+)
 Cuando se cañonera a < 4 TPP S (+)
Existen varios mecanismos que pueden afectar a una formación, en primer lugar aquellos que producen precipitados que alteran los poros y la matriz de la roca, por las interacciones interfaciales entre la roca-fluido y el fluido-fluido, además las de la superficie de la roca también existen daños puramente mecánicos y otros de origen biológico.
 Dentro de esto las pruebas de presión transitoria consiste en cambiar el caudal de producción en superficie y registrar el cambio de presión en el fondo del pozo, el cambio de caudal de producción que se realiza durante esta prueba induce una distribución de presión que se transmite en el yacimiento y es afectada de varias maneras por las características de las rocas. Por consiguiente un registro de las presiones contra el tiempo produce una curva cuya forma está definida por las características propias de yacimientos y, por ende, con lo que se puede determinar el daño a la formación.
Bibliografía.
DE SWAAN A. Analytic Solutions for Determining Naturally Fractured Reservoir Properties by Well Testing. SPE 5346, 1975
ESCOBAR, H. Análisis moderno de presiones de pozos. 2003
Silva Ramón, Ramones Miguel. “Análisis de Pruebas de Presión Nivel II”. PDVSA-CIED. Marzo 1997