Prueba De Pozos De Gas q4z6k

REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACION SUPERIOR UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICA DE LAS FUERZAS ARMADAS EXTENSION PUERTO PIRITU CATEDRA: INGENIERIA DE PRODUCCION

PRUEBA DE POZOS DE GAS PRUEBAS CONVENCIONALES E ISOCRONALES

Profesora:

Bachilleres:

Ing. Deisy Gutierrez

López, Ernesto

C.I. 13.288.596

Soto, Oscar

C.I. 19.483.391

Gallardo, Dislany

C.I. 21.113.783

Puerto Píritu, Abril de 2013

INTRODUCCION

Durante las evaluaciones realizadas a los yacimientos, se deben determinar las características del mismo, asi como las características del fluido, los limites del yacimiento y los posibles daños que posea la formación o que se puedan producir durante la explotación del mismo. Esto se realiza a través de multiples y variados procedimientos, tales como la caracterización física, la dinámica y las pruebas de pozos, siendo este ultimo uno de los metodos ampliamente utilizados actualmente y el cual es el objetivo de la presente investigación. En las pruebas de pozos se someten los pozos a evaluar a un impulso y el mismo nos entregara una respuesta expresada en un cambio de una magnitud, que generalmente es la presión o el flujo, a través de variados procesos tales como gas lift, pruebas isocronales, pruebas de declinación de presión, pruebas de interferencia, entre otras. A continuación profundizaremos en lo referente a las pruebas convencionales de pozos, y la información y características de las mismas.

PRUEBA DE POZOS

Las pruebas de pozos, son utilizadas para proveer la información que nos proporcionen las características del yacimiento, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El análisis de pruebas de pozo 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.

Las Pruebas de pozos consisten en un 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 está determinada por parámetros tales como: la permeabilidad, factor de daño, coeficiente de acumulación en el pozo, distancia a los bordes, entre otros.

La interpretación de pruebas de presión es el método primario para determinar permeabilidad, factor de daño, presión de yacimiento, longitud y conductividad de fractura y heterogeneidad del yacimiento. Además, es el único método más rápido y más barato para estimar variable dependientes del tiempo como el factor de daño y la permeabilidad en yacimientos sensibles al esfuerzo.

Por lo tanto Los parámetros que se calculan con las pruebas de pozo son los siguientes: • Área de drenaje. • Presión del yacimiento (P). • Permeabilidad de la formación (K). • Daño o estimulación en la formación (s). • Limites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento.

Básicamente los objetivos del análisis de las pruebas de presión son: 

Evaluación del yacimiento



Manejo del yacimiento



Descripción del yacimiento

EVALUACION DEL YACIMIENTO

Para tomar la decisión de poner en producción un yacimiento se debe conocer: 

Su capacidad de entrega



Propiedades



Tamaño

A través de las pruebas de presión, se puede determinar: conductividad (kh), la presión inicial (pi) y los límites del yacimiento.

La conductividad (kh) gobierna qué tan rápido los fluidos pueden fluir al pozo. Por lo cual es un parámetro a tener en cuenta para diseñar el espaciamiento y el número de pozos.

La presión nos indica que tanta energía tiene el yacimiento y permite pronosticar por cuánto tiempo el yacimiento podrá producir.

Las presiones en la vecindad del pozo son afectadas por la perforación y por la producción, y puede ser bien diferente del valor de la presión del yacimiento. La interpretación de las pruebas de pozo permite inferir las presiones a distancias considerables del pozo a partir de las presiones locales que se miden en los pozos.

El análisis de los límites permite determinar cuánto fluido está presente en el yacimiento y si los límites son cerrados o abiertos.

PRUEBA DE POZOS DE GAS

Uno de los métodos de levantamiento artificial más utilizado en la industria petrolera es la inyección de gas, también conocido como LAG (levantamiento artificial por gas). Este consiste como su nombre lo indica en inyectar gas a alta presión en la tubería del pozo, ya sea de manera continua para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo), o a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquidos (flujo intermitente).

El gas inyectado hace que el fluido llegue a la superficie debido a la acción de alguno de los siguientes mecanismos o a la combinación de los mismos:

a) Reducción de la presión que ejerce el fluido en la tubería de producción frente a la formación, mediante la disminución de su densidad. b) Expansión del gas inyectado. c) Desplazamiento del fluido por alta presión del gas.

PRUEBA CONVENCIONAL

El análisis de un pozo productor de gas puede ser dividido en dos regiones de presión: pozos de baja a mediana presión y pozos de alta presión. Gran cantidad de la teoría básica de las pruebas y análisis de las mismas, fue desarrollado a partir de las pruebas realizadas en pozos con niveles de presión de yacimiento por debajo de 2500(lb/pulg2).

Con el advenimiento de la perforación de pozos profundos, se ha encontrado que los

pozos

productores

de

gas

presentan

una

presión

de

yacimiento

aproximadamente de10000 (lb/pulg2). En estos casos y todos aquellos que presentan presiones por debajo de 2500(lb/pulg2), se debe utilizar métodos

convencionales de análisis, así como también la teoría de potencial de gas real para una mejor aproximación.

Las pruebas convencionales o también llamadas a un solo punto son realizadas cuando existen limitaciones de factor tiempo para llevar a cabo una prueba de flujo tras flujo en yacimientos de muy baja permeabilidad. En este caso el pozo fluye a una sola tasa de producción hasta alcanzar una presión de fondo fluyente estabilizada.

Las

principales

pruebas

convencionales

empleadas

en

el

análisis

de

comportamiento de afluencia en pozos de gas son: • Pruebas de potencial. • Pruebas Isocronales. • Pruebas Isocronales modificadas.

El tipo de prueba a seleccionar dependerá del tiempo de estabilización del pozo, el cual es una función de la permeabilidad del yacimiento. Si un pozo se estabiliza medianamente rápido, se podrá efectuar una prueba de potencial. La experiencia en trabajos de campo ha mostrado que para pozos con diámetro reducido o estrecho es conveniente emplear una prueba isocronal. Para pozos con tiempos muy grandes de estabilización una prueba isocronal modificada resulta más práctica.

PRUEBA DE POTENCIAL

Las pruebas de potencial en los pozos de gas se realizan para determinar la capacidad productiva teórica de los mismos, bajo condiciones de flujo abierto. Anteriormente se acostumbraba hacer estas pruebas poniendo el pozo en producción con una presión en la cabeza del pozo igual al atmosférico.

Actualmente con el fin de evitar desperdicios y daño a la formación, la capacidad a flujo abierto de los pozos de gas se obtiene extrapolando los resultados de las pruebas hechas a diferentes gastos moderados de producción, en lugar de abrir los pozos a flujo total. En este método, un pozo se pone a producción a un gasto constante seleccionado hasta que la presión de fondo fluyendo se estabiliza. El gasto estabilizado y la presión de fondo son registrados, y a continuación se cambia el gasto (usualmente se incrementa). Así, el pozo esta fluyendo a un nuevo gasto hasta alcanzar nuevamente el estado pseudo estacionario. La presión puede ser medida con un registrador de fondo (preferentemente) o bien, a partir del cálculo utilizando valores medidos en superficie. Este proceso es repetido, cada vez que se registra la presión y gasto estabilizados. Se recomienda utilizar cuatro gastos diferentes.

PRUEBA ISOCRONAL

Las pruebas isocronales son desarrolladas también para cortos períodos de tiempo para aquellos pozos que tienen un largo período de tiempo de estabilización. Específicamente las pruebas isocronales son una serie de pruebas a un solo punto desarrolladas para estimar las condiciones de productividad sin llegar a los tiempos necesarios para alcanzar la estabilización del pozo. La prueba isocronal es llevada a cabo por una serie de períodos de flujo y cierre, permitiendo restaurar la presión promedio del yacimiento antes empezar el siguiente período de producción. Las presiones son medidas en el tiempo durante cada período de flujo. El tiempo a la cual la presión es medida debe ser relativamente la misma al comienzo de cada período de flujo. Por ejemplo se puede medir la presión de fondo fluyente cada 0.5, 1.0, 1.5 y 2.0 horas después de empezar cada período de flujo. Debido al menor tiempo requerido para restaurar esencialmente la presión inicial después de un corto período de flujo que se debería alcanzar en condiciones estabilizadas en una prueba de flujo tras flujo, las pruebas isocronales son más prácticas en formaciones de muy baja permeabilidad. Aunque no es

requerido para analizar la prueba, un punto de flujo final estabilizado, generalmente es obtenido al final de la prueba.

Un cambio en el gasto de producción de un pozo de gas, provoca o genera una “presión transitoria” (onda de presión o disturbio), la cual se propaga fuera del pozo (radio de drene del pozo). La distancia recorrida a ésta presión transitoria en un tiempo particular es conocida como el “radio de investigación”.

El objeto de las pruebas Isocronales, es obtener datos para establecer una curva de productividad o capacidad estabilizada sin que se deje fluir el pozo tiempo innecesario para alcanzar condiciones estabilizadas a cada gasto. El principio o fundamento es que el radio de investigación alcanzado en un tiempo dado, en una prueba de flujo, es independiente del gasto de flujo. Por lo tanto, si una serie de pruebas de flujo se realizan en un pozo, cada una para el mismo periodo de tiempo (isocronal), el radio de investigación será el mismo al final de cada prueba. Consecuentemente, la misma porción del yacimiento será drenada en cada gasto.

PRUEBA ISOCRONAL MODIFICADA.

Las pruebas Isocronales modificadas han sido empleadas extensivamente en yacimientos de baja permeabilidad, debido a que permiten “salvar” tiempo y dinero. Además, han probado ser una excelente aproximación de las pruebas Isocronales verdaderas.

El Objetivo de las pruebas Isocronales modificadas, es obtener la misma información que las pruebas Isocronales, sin requerir, en algunas ocasiones, de largos periodos de cierre. De hecho, las verdaderas pruebas Isocronales han probado ser imprácticas como tipo de pruebas para muchos pozos. Con el propósito de acortar los tiempos de prueba, se propuso desarrollar las pruebas Isocronales modificadas, las cuales se realizan empleando periodos de cierre igual a los períodos de flujo, lo cual proporcionó resultados satisfactorios. En este tipo

de pruebas se emplean las presiones de cierre inestabilizadas para calcular la diferencia de la relación de presiones para el próximo gasto.

En consecuencia, la prueba isocronal modificada es mucho menos exacta que la prueba isocronal convencional. Hay que destacar que, al medida que los períodos de cierre durante la prueba son mayores, la calidad del dato y por supuesto la interpretación va a ser mucho más precisa. Igualmente, aunque no es requerido para analizar la prueba, un punto de flujo final estabilizado, generalmente es obtenido al final de la prueba.

CONCLUSIÓN

Las pruebas de pozo proveen información para establecer las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. Las pruebas hechas en pozos deben ser diseñadas, realizadas y evaluadas de acuerdo con la información que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones existentes. La producción en el mundo varía enormemente según los pozos, algunas aportan unos pocos metros cúbicos y otros más de un millar por día, lo que se debe a factores tan diversos como el volumen de hidrocarburos almacenado en el espacio poral de las rocas reservorio hasta la extensión misma de las capas o estratos productivos La ingeniería de producción determina qué método de producción debe ser usado, diseña y optimiza las instalaciones de superficie para el tratamiento primario de los hidrocarburos, como separadores de fases, tanques de almacenamiento, sistemas de purificación, líneas de flujo, sistemas de bombeo y compresión del petróleo o el gas natural, para asi llevar el crudo o gas a condiciones específicas a las cuales se puede comercializar o distribuir.