Ensayos de pozos

67.56 Técnicas Energéticas DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA Facultad de Ingeniería – UBA

Trabajo Práctico de Investigación

Ensayos de pozos

Estudiante: Hernan Levi, 93672

2do Cuatrimestre 2015

Durante un ensayo de pozo, desean obtener características críticas del reservorio para evaluar la rentabilidad de su producción. Para eso se monitorea la respuesta del reservorio ante un cambio de producción (o eventualmente una inyección), dado que esta es característica de las propiedades del reservorio nos es posible inferirlas. El objetivo es encontrar un modelo matemático del pozo que tenga la misma respuesta que la que observamos, y a partir de este realizar una evaluación económica, obtener información de administración y una descripción del pozo. Evaluación económica: Para alcanzar la decisión de cual es la mejor forma de producción de un reservorio (o si es rentable o no), es necesario determinar la conductividad [kh], presión inicial [pi] y los límites del reservorio (su tamaño). A la vez se estudian los fluidos en el laboratorio para obtener sus propiedades físicoquímicas y se estudia la condición del pozo, así como su factor de daño y su capacidad de almacenamiento. Conductividad: qué tan rápido puede fluir el hidrocarburo a través del reservorio, de esta propiedad depende cuántos pozos se van a realizar y la separación entre ellos. Si ésta es muy baja se deberá evaluar el costo-beneficio de realizar una estimulación. Presión inicial del reservorio: cuánta energía potencial contiene, da información útil para pronosticar la producción que puede sostenerse. Límites del reservorio: cuánto fluido está presente en el reservorio y qué tipo de límites se tiene (cerrado o abierto) Administración del reservorio: durante la vida útil de un reservorio se monitorea la performance y la condición del pozo. Los cambios en la presión permiten pronosticar cambios en la performance. Monitoreando la condición de los pozos se puede pensar en trabajos de estimulación para mejorar la producción. Descripción del reservorio: las formaciones geológicas que albergan hidrocarburos, gas y agua son complejas y pueden contener distintos tipos de rocas, interfaces estratificadas, fallas, barreras y frentes de fluidos. Algunas de estas características pueden afectar la performance del reservorio. La caracterización de éste puede ser útil a la hora de desarrollar el pan de producción. Curva de declinamiento: este tipo de estudio permite, a través de las mediciones de variación de presión o de caudal a lo largo de la historia del pozo, pronosticar su producción e inferir cuándo dejará de ser rentable su explotación. En general, tanto el caudal como la presión son interdependientes por lo que medir uno o el otro no traería mayores diferencias.

TIPOS DE ENSAYOS Ensayo Drawdown En este ensayo, se somete al pozo a un escalón de caudal que se mantiene constante y se observa la caída de presión subyacente. Este tipo de ensayos es de rara aplicación por la dificultad de mantener un caudal constante a lo largo del tiempo. Sin embargo, son útiles a la hora de ensayar los límites del reservorio dado que los tiempos de respuesta son largos y las fluctuaciones de caudal se hacen menos significantes. Ensayo Buildup El pozo se mantiene produciendo a un flujo constante cuando se cierra, la subida de presión en el fondo se monitorea y así se obtiene su respuesta. El efecto es similar al de un golpe de ariete de tiempos muy largos. La ventaja tecnológica de este ensayo es que es más fácil mantener el flujo constante que en el anterior, dado que este es cero. La desventaja de este tipo de ensayos es que se debe parar la producción mientras el pozo está cerrado. Ensayo de inyección El concepto es idéntico al drawdown excepto que el flujo entra al pozo en vez de salir. Los caudales de inyección son más fáciles de controlar que los de producción por lo que la aplicación tecnológica será más simple. Puede verse perjudicado por los efectos de fase dentro del pozo a menos que el fluido inyectado sea el mismo que el subterraneo. Ensayo Falloff Mide la caída de presión subsecuente a un cierre en la inyección, conceptualmente idéntico a un ensayo buildup.

En un Ensayo de interferencia se monitorea más de un pozo, se puede dejar uno produciendo mientras se mide la presión en otro (u otros). Este tipo de ensayos mide los cambios de presión en el reservorio a distancia considerable del pozo que produce. Los cambios de presión registrados son bastante menores que los registrables en el pozo por lo que se necesitan aparatos más sensibles de registro de presión. Este método puede combinarse con cualquiera de los ensayos anteriores (de flujo constante, de cierre, de inyección, etc.). Aplicando el principio de superposición, si se tiene un pozo produciendo y otro inyectando caudales idénticos, a una distancia considerable la respuesta será como si se hubiera detenido la producción. Drill Stem Test (DST) Este tipo de ensayo utiliza una herramienta especial montada sobre el final de la columna de perforado. Es un ensayo comúnmente utilizado en pozos recién perforados. El pozo es abierto a través de una válvula en la herramienta. Los tiempos de ensayo suelen ser cortos dado que se evita el almacenamiento de pozo. Punzonado TCP La operación de punzonado (disparo o cañoneo) consiste en disparar una pistola o cañón con cargas explosivas huecas premoldeadas en el fondo del pozo. En pocos milisegundos las cargas huecas son detonadas y las partículas fluidizadas son despedidas en forma de chorro de alta velocidad que se desplaza a velocidades de hasta 8000m/s, creando una onda de presión de hasta 6.9GPa sobre la formación. El resultado son túneles dejados por el disparo, revestidos con una capa de roca que deberá ser removida para permitir el flujo del fluido. El objetivo de esta técnica es mejorar la performance del pozo. Durante el proceso de esta técnica se genera una sobrepresión en la formación que desciende con el tiempo hasta la presión inicial, el monitoreo de esta presión puede darnos información valiosa acerca del resultado de la operación.

ANALISIS DE RESULTADOS El modelo matemático puede ser tanto analítico como numérico (simulador de reservorio). Analíticamente, la ecuación matemática que modela la transmisión de presión en un medio poroso, lleno de un fluido poco compresible es:

Las hipótesis que se hicieron fueron: - Aplica la ley de Dacry - Porosidad, permeabilidad y viscosidad constantes - La compresibilidad es baja (no sirve para gases) - Los gradientes de presiones son pequeños - El fluido es monofásico - Gravedad y efectos térmicos despreciables Si aceptamos la permeabilidad como isotrópica, y sólo se permiten flujos radiales y verticales, la ecuación se reduce a:

Las variables más importantes que se buscan caracterizar del pozo en el modelo son el efecto de daño (o skin effect), la capacidad de almacenamiento y la presión estática de la formación.

Skin effect: durante la perforación, un volumen en el radio del pozo quedará dañado y con una permeabilidad menor que el resto de la formación. Esto genera una pérdida de carga mayor, reduciendo así el caudal que resultaría del mismo si no hubiera tal daño, reduciendo la eficiencia de flujo FE. Se evalúa, ante un factor de daño positivo la posibilidad de estimular el pozo, a través de técnicas de punzonado TCP o por acidificación del medio.

Almacenamiento: El objetivo del ensayo es medir las propiedades del reservorio ante una perturbación en el caudal, sin embargo, en muchos ensayos la única forma de medir esto es a través de la columna del pozo y a pesar de que el pozo produzca a caudal constante, puede haber fluctuaciones de caudal en el reservorio por lo que el ensayo no sería representativo. La manera de sortear este efecto es con ensayos que puedan medir el caudal en el fondo del pozo (sand face) qsf. Por ejemplo: cuando el pozo es abierto durante un ensayo drawdown, la reducción de presión causa que el líquido ascienda, cuando la columna del pozo siente esta reducción, el líquido ahí se expande generando más volumen que terminará saliendo a la superficie del pozo, y mientras tanto el reservorio no entregó tanto fluido como el que se ve en la superficie.

Resultados El ensayo que mayor aceptación alcanzó es el de buildup o recuperación de presión, donde se mantiene el pozo en fluencia durante un tiempo tp, luego se cierra y se registra la respuesta de presión en función del tiempo t, se observa la secuencia de caudales y de presión en la Figura 1. El efecto es similar a un golpe de ariete de grandes dimensiones y tiempos muy largos. Si se grafica la variación de presión en una escala log(tp+t)/t (gráfico de Horner), se obtiene una recta cuya pendiente permite estimar la transmisividad, su ordenada al origen el factor de daño y el límite superior la presión estática p* del reservorio (cuando el tiempo del ensayo tiende a infinito). Cerrar el pozo en superficie no significa que el caudal se anule instantáneamente frente a la formación, tal como se indica en la primera de las figuras anteriores. Esto se debe a que el pozo posee capacidad de almacenamiento. La respuesta de presión se afectada haciendo que los puntos no se alineen inmediatamente sobre una recta en el gráfico semilogarítmico. Se observa que recién a partir de las 3 horas la presión se estabiliza en una recta que permite estimar las características del pozo. El tiempo de este ensayo puede alcanzar las 50 horas. Secretaría de Energía – Ministerio de Planificación

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Si se analizan las medidas de flujo variable durante el cierre, utilizando como hipótesis que la respuesta de presión frente a la formación es igual a la suma de las respuestas de presión a cada una de las variaciones de caudal, y se representa en un gráfico de presión normalizada vs esta integración de caudales (integral de convolución), se obtiene un gráfico de convolución, de donde también se puede obtener información acerca del reservorio en un tiempo considerablemente menor. Se observa en el gráfico, un ensayo de fluencia tradicional, que dura 30hrs, mientras que en la parte inferior encontramos el gráfico de convolución del mismo ensayo (utilizando la técnica que evalúa tanto presión como caudal), obteniendo valores muy similares en apenas 0.3 hrs de ensayo. Esta diferencia en tiempo de ensayo es económicamente significante, dado que se debe frenar la producción durante este tipo de ensayos de cierre.

De esta manera, los ensayos de corto tiempo no estarán afectados por las condiciones de borde del reservorio.

Cuando se realiza la técnica de punzonado TCP, se genera una sobrepresión en el pozo que, monitoreando su depresión y su caudal asociado se le puede aplicar la técnica analítica antes vista. Otra forma de analizar su comportamiento es a través de curvas tipo, soluciones precomputadas que representan la respuesta de presión de los reservorios teóricos con características determinadas tales como: la capacidad de almacenamiento del pozo, daño, condición de flujo radial, etc. Ramey, Agarwal & Martin resolvieron el problema para el análisis del período de flujo de un ensayo de DST en el cual el caudal va disminuyendo paulatinamente hasta que el pozo se ahoga, presentando los resultados como las curvas tipo, en ellas se grafica la relación adimensional de presiones vs el tiempo corregido: Donde CD es la constante de almacenamiento adimensional, relacionada con la constante de almacenamiento real a través de la siguiente expresión:

El parámetro de correlación CDe2s correspondiente a la curva tipo ajustada permite calcular el factor de daño. Secretaría de Energía – Ministerio de Planificación Entonces, teniendo un registro de los niveles de presión durante el llenado luego de el punzonamiento permite obtener estimaciones rápidas acerca de la transmisividad y el factor de daño del pozo. Además los valores de factor de daño mostrarán que la técnica de punzonado es sumamente beneficiosa para la performance del pozo. Será necesario contar con un valor de la presión inicial, o la ventaja en la reducción de tiempos quedará eliminada.

Para el análisis del caudal del pozo, se tuvo como hipótesis que la suma de las respuestas de presión se corresponderá con la suma de los caudales y a partir de estos supuestos se realiza la integral de convolución. En yacimientos heterogéneos, con grandes contrastes en la permeabilidad esta hipótesis no es del todo correcta, y la respuesta de presión no suele alinearse en una recta al graficarse. Por lo tanto la convolución del caudal con una función del tiempo no puede aplicarse. Es mediante la deconvolución que se trata de reconocer al sistema. Por el contrario, en los procesos en los cuales se aplica la convolución se asume que se conoce parcialmente el sistema y sólo se trata de obtener algunas de sus propiedades. Secretaría de Energía – Ministerio de Planificación Tecnicas SIP En ensayos de pozos de múltiples reservorios se debe realizar un perfilaje de la producción. La presión dentro del pozo en función de la profundidad está indicada en la pista 1, y los porcentajes acumulados de caudal en función de la profundidad están indicados en la pista 2. Caso de aplicación En el siguiente ejemplo, correspondiente a un pozo gasífero en la Cuenca Neuquina, mientras producía 200.000 metros cúbicos por día, todas las capas aportan a la producción, el movimiento del fluido siempre es ascendente, y el caudal de cada capa se calcula como la diferencia entre el caudal por encima de la capa y el caudal que se observa en el pozo por debajo de la capa. El ejemplo posterior se corresponde al mismo pozo, 3 días después, mientras producía 35.000 metros cúbicos diarios. Para este régimen, se observa que muchas de las capas tienen una presión superior a la de formación por lo que empiezan a admitir fluido. Por debajo de la primer capa el movimiento del fluido es descendente. Se realiza, a partir de estos estudios y de distintos escalones de caudales, una caracterización de la performance de cada capa, indicando para cada caudal el porcentaje de aporte/admisión, proveyendo la presión de cada reservorio. De esta manera se pueden distribuir adecuadamente los caudales a lo largo de la historia de producción.

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Los modelos de pozo más simples son simuladores que resuelven las ecuaciones apropiadas del flujo de una sola fase en las direcciones radial y vertical asumiendo simetría axial. Para resolver problemas que involucran más de una fase o que necesitan una descripción en tres dimensiones sin asumir simetría axial, son necesarios modelos más compejos. Los simuladores de reservorio generalmente no son muy eficientes como modelos de pozo debido a que están diseñados maximizando su eficiencia para resolver otro tipo de problemas, en otra escala y con otras condiciones de borde. De ahí la necesidad de contar con otras herramientas para problemas a nivel de pozo. Los ejemplos de aplicación que se incluyen ilustran el uso de estos simuladores. En este modelo el reservorio está descripto como se indica en la siguiente figura. El reservorio está considerado como una serie de unidades separadas por barreras impermeables. Toda unidad puede ser subdividida en capas, cada una de las cuales tiene diferentes características petrofísicas, de terminaciones, presiones o daño de formación. El modelo permite en cada capa, un cambio de las propiedades petrofísicas en un determinado radio. Secretaría de Energía – Ministerio de Planificación

Caso de aplicación Este caso corresponde a un yacimiento de petróleo de la Cuenca Neuquina donde se desea confirmar un modelo de reservorio que pueda explicar ensayos de recuperación de presión de pozos en producción. En dichos ensayos, aún luego de tres meses de tener el pozo cerrado la presión continúa incrementándose. Esto contradice los cálculos teóricos que utilizan fórmulas analíticas desarrolladas para yacimientos homogéneos y que predicen, para dichos pozos, recuperaciones de presión mucho más rápidas. Sin Reservorio muy heterogéneo de petroleo embargo, el reservorio es muy heterogéneo con zonas de muy alta y baja permeabilidad. Durante la producción del yacimiento quedan bloques con diferentes presiones de acuerdo al grado de dificultad de comunicación hidráulica entre ellas y el pozo. Cuando el pozo se cierra, se inicia la ecualización de presiones en el reservorio y el tiempo necesario para llegar al equilibrio puede resultar muy largo. En la siguiente figura se describe un ejemplo de este tipo de yacimientos. Se asume que un pozo ubicado en el centro de este reservorio produce durante once meses y luego se cierra por tres meses. El gráfico de Horner simulado, representando la evolución de la presión dentro del pozo, está indicado en la siguiente figura. Después de tres meses la presión continúa subiendo.

Recuperación de presión Secretaría de Energía – Ministerio de Planificación



En la siguiente figura se muestra el mapa de presiones antes de cerrar el pozo. Se ha hecho un corte radial, graficándose sobre el mismo la línea de potencial (presión) constante. Se puede apreciar que existen zonas contiguas con presiones diferentes. Obsérvese que la capa inferior tiene más presión que la suprayacente cerca del pozo, y tiene menos presión lejos del pozo. Las líneas de flujo tienden a ir hacia abajo lejos del pozo y a subir cerca del pozo. En la zona superior se indica sobre el diagrama un alto de la presión que origina una divisoria de aguas: el fluido encuentra la misma dificultad en llegar hasta el pozo en Mapa de presiones durante la producciónn forma directa que en alejarse inicialmente para poder ingresar a la capa de alta permeabilidad y llegar a través de ésta hasta el pozo. Cuando se cierra el pozo, las zonas de mayor presión ubicadas en las zonas menos permeables, alimentan a las otras zonas a un ritmo lento, lo que determina una muy larga recuperación de presión. El mapa de presiones luego de tres meses de pozo cerrado está indicado en la figura a continuación. La presión dentro del pozo es 834psi, mientras que la presión media del reservorio es superior a 1000psi. Secretaría de Energía – Ministerio de Planificación

Mapa de presiones a 3 meses de cerrado el pozo

EJECUCIÓN Este tipo de operaciones en pozos operacionales se realiza mediante la variación de caudal a través de los distintos artefactos en superficie, mediante estrangulamientos o inyecciones. En pozos recién perforados, necesitando que esté el taladro en sitio y cuando es necesario realizar una caracterización del pozo estos ensayos se pueden realizar con un sistema DST (Drill Stem Test), siendo la manera más económica de determinar la capacidad productiva del pozo, la presión estática y la permeabilidad del mismo para analizar la viabilidad económica de su explotación. Ensayo DST El dispositivo de ensayo desciende por el pozo, ubicándose a la altura de la sección a ser ensayada, se inflan unos sellos por encima y por debajo de la sección para aislarla y se realiza el ciclo de ensayo. Existen 3 tipos de períodos principales durante un ensayo DST típico: - durante el run-in y run-out, los sellos están abiertos, la presión corresponde al peso de la columna de fluidos de perforado (presión hidrostática). - durante el período de flujo (apertura), los sellos están cerrados y la válvula de testeo se mantiene abierta, permitiendo que los fluidos salgan de la formación a causa de la sobrepresión de la misma. - durante el shut-in (o cierre) la Dahlberg - Applied Hydrodynamics in válvula de testeo se mantiene cerrada, Petroleum Exploration no permitiendo el flujo haciendo que la presión aumente bruscamente y descienda hasta equilibrarse con la presión de la formación. Típicamente, un ensayo DST consiste en un descenso seguido del cierre de los sellos, seguido de un período de pre-flujo para descargar la presión hidrostática remanente: un período de apertura de 5-10 minutos seguido de un cierre de 30-60 minutos en el cual la presión se aproxima a la presión de formación. La válvula de control se abre nuevamente y comienza la etapa de flujo, de donde se registran los datos que se utilizan en las técnicas de modelado: se deja fluir por un tiempo tp 60180 minutos para un ensayo de agujero abierto y 8-10 horas para un pozo con casing. Al finalizar este período, se toma una muestra del fluido para analizar en el laboratorio y se cierra la válvula de control efectuando el cierre que debería durar por lo menos el doble de tiempo que la apertura precedente. Se sueltan los sellos (observando que la presión registrada vuelve a ser la hidrostática) y se retira el dispositivo del pozo.

American Institute of Formation Evaluation Dahlberg - Applied Hydrodynamics in Petroleum Exploration

Composición del fluido Cuando se proyectan las producciones de hidrocarburos, la composición del fluido contenido en el reservorio tiene altas implicancias económicas. A veces se desea obtener la relación de petróleo-gas para decidir si explotar el pozo o no. En la proyección, los yacimientos que contienen gases ricos en hidrocarburos son sustancialmente distintos a los que tienen alto porcentaje de CO2. El dióxido de carbono es altamente corrosivo por lo que su presencia modifica los requerimientos del yacimiento. Los hidrocarburos comprenden una variedad de componentes que abarcan desde el metano (de un solo átomo de carbono) hasta compuestos de carbono cadenas muy largas , cíclicas, aromáticas y otras moléculas complejas. Estos componentes determinan el comportamiento de fases del fluido de un yacimiento determinado, representado por un diagrama de fases que relaciona presión, temperatura y estado. Si la presión del yacimiento cae por debajo del punto de rocío, precipita condensado líquido dentro de la formación. Si la saturación es baja, el líquido en los espacios porosos no es móvil reduciendo la permeabilidad del gas. De esta manera, se reduce la productividad del pozo y queda en el yacimiento líquido valioso. Para evitar este efecto se deberá inyectar gas o agua para mantener la presión por encima del punto de rocío. Esta necesidad tiene un impacto económico de fácil previsión con una buena caracterización del fluido. Durante muchos años, la evaluación de los fluidos se realizaba recolectándolo en superficie y enviándolo a un laboratorio que podía estar lejos de la localización del pozo, requiriendo mucho tiempo. Posteriormente, se desarrollaron los separadores multifásicos, en donde el fluido entra horizontalmente y choca con varias placas perpendiculares que hacen que los líquidos caigan al fondo y que los gases suban. Luego cada fase sale por separado midiéndose mecánicamente la cantidad presente de cada una.

Recientemente se desarrolló una herramienta de análisis óptico de fluidos in-situ y en tiempo real, descendiendo por el cable guía hasta la zona de estudio y a través de sus sellos aislándola de las que la rodean. Esta herramienta cuenta con un espectrómetro de absorción de luz visible cercana a la infrarroja para la detección de fluidos, y un refractrómetro para la detección de gas libre. El modelo fue desarrollado para interpretar la cantidad de agua y petróleo en un fluido bifásico. Para flujo trifásico entrega la cantidad de agua y una estimación cualitativa de la cantidad de petróleo y gas presentes. Las moléculas de hidrocarburos interaccionan con la luz visible cercana a la infrarroja. La combinación de C y H puede tomar 3 formas: CH4, -CH3, -CH2-. Cada una con distinta absorción de luz por lo que pueden inferirse sus proporciones. La complicación con el análisis de los espectros de los hidrocarburos es la superposición de los espectros de absorción. En yacimientos de gas condensado se dificulta la recolección del fluido, para hacerlo fluir se debe forzar una diferencia de presión, pero si se reduce la presión por debajo del punto de rocío el fluido condensará y la muestra tomada no será representativa del fluido que se tiene en el reservorio. Se desarrolló entonces un detector de fluorescencia concebido específicamente para detectar la formación de rocío como una segunda fase del hidrocarburo. El azufre es un elemento muy importante para los petróleos crudos y combustibles. El contenido de azufre es regulado en muchos productos y desempeña un papel importante en el control de calidad de emisiones contaminantes. Las regulaciones alrededor del mundo limitan la cantidad de azufre permisible en gasolinas diesel, queroseno, aceites de calentamiento, etc., de tal manera que afectan el precio y la calidad de los petróleos crudos. Se caracterizan estos como crudo dulce o agrio. Crudo ‘dulce’ es definido comúnmente como el petróleo con un contenido de azufre menos de 0,5%, en tanto que el crudo ‘agrio’ posee niveles de 0,5% o más. Para esto se desarrollaron espectrómetros de

fluorescencia de rayos X, de sobremesa y portátiles. Los primeros también detectan, a través de semiconductores, la presencia de Cloro, que de no ser correctamente medido puede alterar la medición del Azufre o generar problemas en la refinación.

BIBLIOGRAFÍA - Modern Well Test Analysis, a Computer Aided Aproach – Roland N. Horne - Operaciones de disparos – Schulmberger - Análisis de Hidrocarburos en el Pozo – Schulmberger - Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico – Schulmberger - Formaciones Geológicas en la Argentina – Ministerio de Planificación - Pozos y Acuíferos. Técnicas de evaluación mediante ensayos de bombeo – Villanueva Martínez, Manuel; Iglesias López, Alfredo - Formation Testing Fluid Analysis – Cosan Ayan