G-11-Pruebas de Potencial en Pozosb

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SUBDIRECCIÓN DE LA COORDINACIÓNTÉCNICA DE EXPLOTACIÓN

Guía para la realización depruebas de potencial en pozos de

gas o aceite

Clave: 200-38000-G-11Revisión: 1

Fecha: 30/06/2006Página 3 de 51

ÍNDICE

I. INTRODUCCIÓN...................................................................................... 4

II. MARCO LEGAL Y NORMATIVO............................................................. 6

III. DISPOSICIONES GENERALES .............................................................. 6

PRIMERO.- Objeto................................................................................. 6

SEGUNDO.- Ámbito de aplicación......................................................... 6

TERCERO.- Definiciones....................................................................... 7

IV. DISPOSICIONES ESPECÍFICAS............................................................. 11

CUARTO.- Planeación de las pruebas de potencial .............................. 11

QUINTO.- Diseño de la prueba de potencial.......................................... 12

SEXTO.- De los casos de aplicación de pruebas de potencial .............. 21

SÉPTIMO.-Aseguramiento de la calidad................................................ 23

OCTAVO.-Manejo de la información...................................................... 26

V. TRANSITORIOS....................................................................................... 31

VI. ANEXOS................................................................................................... 32

ANEXO A.- Análisis de pruebas isocronales modificadas ..................... 32ANEXO B.- Características de las herramientas de medición de

presión y temperatura ............................................................................43

ANEXO C.- Secuencia de pruebas para determinar la capacidad

productiva de pozos fracturados, en yacimientos de gas (Gerencia de

Información Técnica de Explotación 2005) .............................................46

NOMENCLATURA................................................................................. 49

BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................... 51





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I . INTRODUCCIÓN

El término “Guía” se define como el documento de normatividad interna en el quese establecen las acciones a seguir para la correcta operación de un proceso en

Petróleos Mexicanos y/o Organismos Subsidiarios. La normatividad interna a su

vez, se define como las disposiciones que contienen las precisiones de carácter

obligatorio que regulan el ejercicio de las actividades operativas, administrativas,

financieras y comerciales de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Éste es el carácter del presente documento.

El Plan de Negocios 2002 – 2010 de PEP, en el marco del Plan Nacional de

Desarrollo 2001 – 2006, establece en su Línea de Acción 2, la estrategia de

“Integrar una cartera de proyectos de alta calidad y rentabilidad”. En este contexto,

la Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación, a través de su

Gerencia de Información Técnica de Explotación, tiene la encomienda de asegurar

la suficiencia en calidad y cantidad de la información técnica requerida para

desarrollar los estudios de explotación. Estos estudios a su vez, soportan la

generación de los proyectos de inversión que integran la cartera de PEP.

El conocimiento preciso de la capacidad productiva de un pozo, es fundamental

para determinar el esquema de desarrollo de un campo, administrar en forma

adecuada su explotación, determinar la necesidad de utilizar sistemas artificiales

de producción así como su diseño, evaluar problemas operativos y tener un

control preciso de la contabilidad de los fluidos, entre otros aspectos. Por ello, esta

guía está enfocada a regular las actividades encaminadas a caracterizar elcomportamiento de afluencia de los pozos y la determinación de su potencial. Esto

proporcionará elementos de decisión en las diferentes etapas de la vida productiva

del pozo y del campo. El conocimiento de esta información reducirá los costos de

desarrollo de un campo y mejorará los esquemas de explotación, previniendo la





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prematura conificación de agua o gas, arenamiento, etc. Estos eventos resultan

por lo general en la pérdida del pozo o bien, en el incremento de los costos de

operación, al tener que remediar una situación que se pudo haber evitado. Sepresentan diversas metodologías, aplicables a cubrir el amplio espectro de

condiciones que presentan los pozos en México.

Para dar cumplimiento a lo expuesto anteriormente, se expide la presente guía.





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II. MARCO LEGAL Y NORMATIVO

• Plan de Negocios 2002-2010 de PEP• Reglamento de Trabajos Petroleros

III. DISPOSICIONES GENERALES

PRIMERO.- Objeto

1. Establecer guías para la planeación, diseño y adquisición de datos de pruebas

de potencial en pozos de aceite o gas.

2. Establecer guías para el manejo y resguardo de los datos adquiridos.

3. Mejorar la calidad de los datos adquiridos durante estas operaciones.

SEGUNDO.- Ámbito de aplicación

La presente guía será aplicada en forma obligatoria por todas las áreas de PemexExploración y Producción que requieran realizar cualquiera de las siguientes

actividades, relacionadas con pruebas de potencial en pozos de aceite o gas:

1. Planeación de la prueba

2. Diseño de la prueba

3. Adquisición de datos

4. Resguardo de los datos

También será obligatoria su observación por aquellas áreas de PEP que realicen

contratos con terceros para ejecutar pruebas de potencial. En tales casos se

solicitará a los contratistas que en sus propuestas técnicas y económicas se





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incluyan los recursos necesarios para planear, diseñar, adquirir datos de pruebas

de potencial y resguardarlos de acuerdo con esta normatividad interna.

TERCERO.- Definiciones

Para efecto de la presente guía se entenderá por:

1. Estabilización . Como una consideración práctica, la estabilización refleja el

momento en el que la presión en el fondo de un pozo no cambia

significativamente con el tiempo, es decir ha estabilizado. En yacimientos de

baja permeabilidad este punto es difícil de alcanzar, ya que en formaciones

compactas la presión no estabiliza aún en tiempos largos, meses y algunas

veces años. Por otra parte, excepto cuando existe un mecanismo de

mantenimiento de presión actuando en el yacimiento, el verdadero estado

estacionario nunca se alcanza y la presión nunca se vuelve constante. La

estabilización se define más bien en términos del radio de investigación.

2. Estado estacionario . Se refiere a las condiciones de flujo en las cuales elcomportamiento de la presión es constante e independiente del tiempo.

3. Estado pseudo estacionario . Si no existe flujo a través de la frontera de

drene, conforme transcurre el tiempo de producción, el comportamiento de

presión se desvía del caso de un yacimiento infinito debido a la disminución de

masa en el yacimiento. Entre más tiempo transcurre, la declinación de la

presión a lo largo del yacimiento se comporta como una función lineal del

tiempo. Cuando esto sucede, se habla de un comportamiento en estado casiestacionario (o cuasi estacionario).

4. Estado transitorio . Es el comportamiento de presión durante el periodo inicial

de producción de un pozo, en el cual el comportamiento de presión es

esencialmente el mismo que en un yacimiento infinito.





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5. Medición continua de presión y temperatura en el fondo y la superficie de

un pozo. Es el registro continuo de la variación de la presión y la temperatura

en un pozo. El registro en el fondo se hará con una sonda registradora dememoria o de tiempo real, colocada al nivel medio del intervalo abierto, según

las condiciones mecánicas del pozo lo permitan. Cuando por necesidades de la

prueba se requieran utilizar herramientas especiales en el fondo del pozo

(como herramientas para alta temperatura o herramientas para alto contenido

de ácido sulfhídrico), las sondas registradoras serán colocadas de acuerdo con

la geometría de las herramientas especiales. En todos los casos, salvo por

condiciones de seguridad, al bajar y subir las sondas, se deberá tomar el

gradiente por estaciones, en el estado en que se encuentre el pozo (fluyendo o

cerrado). El registro de las condiciones de superficie se hará mediante la

colocación de sensores corriente arriba y corriente abajo del porta

estrangulador, registrando de manera continua la variación en la presión y la

temperatura.

6. Periodo de cierre . Es el intervalo de tiempo en el que un pozo permanece

cerrado, posterior a un periodo de flujo o de inyección. El cierre del pozo

normalmente se realiza en la superficie. Mediante el uso de herramientasespeciales, el cierre puede efectuarse en el fondo.

7. Periodo de flujo . El intervalo de tiempo en el que el pozo bajo estudio se hace

fluir a un cierto gasto, ya sea por flujo natural o mediante algún sistema artificial

de producción. Para fines de interpretación de las pruebas se requiere que

durante este intervalo de tiempo se registre de manera continua el volumen de

las fases producidas por el pozo, así como sus condiciones de operación, es

decir la presión y la temperatura superficial y de fondo (ver definición “Medicióncontinua de presión y temperatura en el fondo y la superficie de un pozo”).

Además, se deben registrar en forma continua las condiciones de separación y

estabilización (presión, temperatura y flujo) cuando se utilice equipo





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convencional para la medición de las fases, o condiciones de operación

(presión y temperatura) para otro tipo de medidores.

8. Potencial absoluto del pozo (AOF, por sus siglas en inglés), se definecomo el gasto al cual podría fluir el pozo si la formación tuviera una

contrapresión igual a cero. No se puede medir directamente, pero se obtiene a

partir de pruebas. Algunas veces se usa como indicador para determinar el

gasto permisible.

9. Prueba convencional o de gastos múltiples (Rawlins y Schellhardt 1936),

consiste en fluir un pozo a diferentes periodos de flujo, de menor a mayor valor.

El aspecto crítico de esta prueba es que cada periodo de flujo debe alcanzar

condiciones de estabilización. En yacimientos de alta permeabilidad esta

prueba resulta adecuada, mientras que en los yacimientos de baja

permeabilidad el tiempo requerido para alcanzar la estabilización de la presión

puede ser muy grande, por lo que estas pruebas son imprácticas en estos

casos.

10.Prueba de Potencial , es la prueba realizada a un pozo productor de

hidrocarburos, consistente en la medición de la presión y la temperatura en el

fondo y la superficie del pozo durante una combinación de periodos de flujo yde cierre, midiendo el volumen de las fases producidas durante el periodo de

flujo. La información obtenida de estas pruebas permite conocer el gasto

máximo teórico de producción de hidrocarburos de un pozo y la curva de

comportamiento de afluencia. Esto permite diseñar sus condiciones de

explotación en función de la geometría del aparejo de producción,

estranguladores de fondo o de superficie, sistema artificial de producción,

geometría y contrapresión del sistema de recolección de hidrocarburos. Deacuerdo con el tipo de hidrocarburo producido y las propiedades de la

formación productora, diversos métodos han sido definidos para realizar este

tipo de pruebas.





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11.Prueba isocronal (Cullender 1955), esta prueba consiste en fluir el pozo a

periodos de flujo de igual duración, espaciados por un periodo de cierre.

Normalmente los tiempos de los periodos de cierre duran menos que elrequerido para alcanzar la estabilización; cada periodo de flujo debe comenzar

prácticamente a las mismas condiciones estáticas.

12.Prueba isocronal en pozos de aceite (Fetkovich 1973), Fetkovich demostró

que los pozos de gas y los de aceite se comportan de forma similar, por lo que

las pruebas isocronales, diseñadas inicialmente para pozos de gas, podían ser

aplicadas a pozos de aceite, usando ecuaciones básicas similares.

13.Prueba isocronal modificada (Katz 1959), la modificación requiere que el

tiempo de los periodos de cierre y de flujo sean los mismos. Por ello, es posible

que las condiciones estáticas al inicio de cada periodo de flujo sean diferentes.

14.Tiempo de estabilización . Se refiere al tiempo en el que se alcanzan

condiciones de presión estables. Es el periodo de tiempo que tarda en pasar

del estado transitorio al estado pseudo estacionario durante el periodo de flujo.





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IV. DISPOSICIONES ESPECÍFICAS

CUARTO.-Planeación de las pruebas de potencial

1.- Los programas anuales de Pruebas de Potencial se deberán ingresar en el

sistema que la Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación, a

través de la Gerencia de Información Técnica de Explotación, proporcione para

tal fin.

2.- Con el objeto de no afectar los programas de entrega de hidrocarburos, la

producción diferida, ocasionada por el cierre de pozos para efectuar algunas

de estas pruebas, deberá ser considerada en la elaboración de los programas

operacionales, en sus diferentes modalidades (POA, POT, POM, etc.)

3.- Se deberán establecer claramente los objetivos de las pruebas a realizar. A

manera enunciativa se presentan algunos de ellos:

• Determinar el potencial teórico absoluto del pozo.

• Determinar la curva del comportamiento de afluencia.

• Determinar la capacidad de flujo de la formación (kh).

• Evaluar la tendencia en la declinación de las reservas.

• Estimar la pérdida de presión debida a flujo turbulento en la vecindad

del pozo.

4.- El área responsable de elaborar el programa operativo de las pruebas será

Ingeniería de Yacimientos, Diseño de Pozos o área equivalente.





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5.- En todos los casos, será obligatorio que personal del área que haya diseñado

la prueba supervise los trabajos operativos para asegurar la ejecución

adecuada.

6.- Como caso de excepción al numeral anterior, serán los pozos desarrollados

bajo esquemas de contratos de servicios integrados, en donde la

responsabilidad de la terminación del pozo ha sido asignada al contratista.

QUINTO.- Diseño de la prueba de potencial

Una vez que se ha decidido realizar una prueba de potencial, toda la información

pertinente al pozo y al yacimiento bajo estudio, deberá recopilarse y usarse en la

especificación del procedimiento de prueba. Tal información puede incluir

registros, pruebas DST, pruebas de potencial realizadas previamente en ese pozo,

la historia de producción, la composición de los fluidos, temperaturas, núcleos y

estudios geológicos, configuración del pozo (estado mecánico). En ausencia de

alguna información, los datos de pozos vecinos terminados en la misma formaciónpodrían sustituirla, con cierta reserva. En cualquier momento el valor de las

experiencias de campo no debe menospreciarse y deberá tener una mayor

influencia sobre el diseño y conducción de la prueba.

1.- Selección de la prueba.

El conocimiento del tiempo requerido para la estabilización es un factor muy

importante para decidir el tipo de prueba a ser usada en la determinación delpotencial de un pozo. Esto puede hacerse directamente de la revisión de pruebas

previas, tales como DST o pruebas de potencial, realizadas en el pozo o de sus

características de producción. Si tal información no está disponible, se puede

suponer que el pozo tendrá un comportamiento similar al de pozos vecinos del





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mismo yacimiento, de los cuales estén disponibles los datos. Cuando el tiempo

aproximado para la estabilización no es conocido, podría estimarse con

información de las características del yacimiento.Si el tiempo de la estabilización es de unas horas (4 a 6 horas), puede

realizarse una prueba convencional. De otra manera es preferible cualquiera de

las pruebas isocronales, ya sea normal o modificada. La prueba isocronal es más

exacta que la prueba isocronal modificada y deberá ser usada si se necesita una

garantía de mayor exactitud. Sin embargo, si el tiempo de estabilización es muy

grande, como lo es el caso de yacimientos de baja permeabilidad, o se desea

evitar la quema de grandes volúmenes de gas, para yacimientos de alto potencial,

se puede aplicar un método adicional elaborado por la Gerencia de Información

Técnica de Explotación, basado en la prueba isocronal modificada.

Las pruebas de potencial descritas en esta guía se aplican a pozos verticales y

direccionales, en el caso de pozos multilaterales o pozos horizontales el

tratamiento deberá adecuarse. En una versión posterior de esta guía se emitirán

recomendaciones para estos casos.

2.- Estimación del tiempo de estabilización.El tiempo en horas para la estabilización, o el final del periodo de flujo

transitorio, puede aproximarse con la siguiente expresión (las unidades pueden

consultarse en la Nomenclatura:

k

r ct es

2948 µ φ ≈ (1)

3. Prácticas recomendadas para las pruebas de potencial. Las pruebas en

donde el pozo fluya a través de su línea de descarga, hasta la batería o





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estación de recolección, deberán ser la opción preferida. Esto evitará la quema

de hidrocarburos. Para determinar el tipo de prueba de potencial, además del

tiempo de estabilización, se debe considerar lo siguiente:

3.1. Requerimientos ambientales y de seguridad (zonas vecinas a los pozos,

poblaciones, porcentaje esperado de H2S, modelado de dispersión de la

quema de gas, eficiencia de la quema de gas, necesidad de monitorear la

dirección del viento, impacto ambiental).

3.2. Los objetivos principales de la prueba.

3.3. Los datos que se requieren adquirir en la prueba.

3.4. El tipo de yacimiento (alta o baja permeabilidad, el mecanismo de empuje,

características de la formación, deleznable, compacta, etc.)

3.5. Los gastos y periodos de flujo deben estar diseñados para minimizar la

quema de gas (en caso de no contar con línea de descarga)

3.6. Las pruebas que involucran quema a la atmósfera, no se deben

programar para obtener información del límite del yacimiento, únicamente

para proveer suficiente información sobre las reservas que garanticen los

costos de operación. Un pozo que tiene un potencial grande se esperaque sea un buen productor y por consiguiente costeable.

3.7. Tiempo de estabilización (función directa de la permeabilidad).

3.8. Gastos, restricciones y duración del flujo (los altos gastos no incrementan

el radio de investigación y pueden ocasionar producción de arena en

formaciones deleznables; en pozos hidráulicamente fracturados pueden

ocasionar el arrastre del sustentante de la fractura).

3.9. Contrapresión. 3.10. Profundidad del pozo.

3.11. Características del pozo (presencia de hidratos, descarga de líquidos,

necesidades de limpieza, etc.)

3.12. Tipo de estimulación.





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3.13. Necesidad de análisis del fluido.

3.14. Conificación (limitaciones del decremento).

3.15. Tamaño del equipo de prueba. 3.16. Coeficiente de almacenamiento (herramienta de cierre de fondo).

3.17. Efectos de interferencia debidos a otros productores en el área.

3.18. Los medidores de presión deberán seleccionarse de acuerdo a los gastos

y presiones esperados.

3.19. Un medidor para alta presión en un yacimiento de baja presión podría

causar escalonamiento de los datos e introducir ruido afectando las

derivadas usadas en la interpretación de la prueba.

3.20. Un medidor para baja presión en un yacimiento de alta presión

comprometerá la integridad mecánica del medidor.

3.21. Pruebas de superficie. En la práctica es a veces más conveniente medir la

presión en la cabeza. Esta presión puede convertirse a presión de fondo

mediante un procedimiento de cálculo y luego obtener la gráfica del

potencial del pozo. Sin embargo, en algunos casos la presión en la

cabeza se puede graficar contra el gasto, de igual forma que la presión de

fondo. La relación obtenida se conoce como potencial de cabeza. Encoordenadas logarítmicas la pendiente obtenida de la gráfica no

necesariamente es igual a la obtenida de las presiones de fondo.

Además, a menos que se hagan correcciones, las variaciones en la

temperatura de fondo podrían causar que en vez de una recta se obtenga

una curva.

3.22. Una curva de potencial de superficie es útil pues está relacionada con una

situación de superficie, por ejemplo la selección de la contra presión en lalínea de descarga, la cual es mucho más accesible que el yacimiento. Sin

embargo tiene la desventaja de no ser lo único para el pozo, pues

depende del tamaño de la línea de descarga, la tubería de producción o la

de explotación, en la que el fluido se está moviendo.





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3.23. Debido a que la relación del potencial no es constante a través de la vida

del pozo, se necesitan diferentes curvas para representar la presión

promedio del yacimiento.3.24. En todas las pruebas descritas, el tiempo de estabilización es un factor

importante, además el gasto se considera constante a lo largo de cada

periodo de flujo. Esta condición de gasto constante no siempre es fácil de

alcanzar en la práctica.

4.- Tipos de pruebas de potencial.

Las siguientes pruebas de potencial son aplicables a pozos de aceite o a pozos

de gas, con excepción de la descrita en 4.6, que se aplica sólo a pozos en

yacimientos de gas. Estas pruebas se describen a continuación.

4.1.-Prueba convencional o de gastos múltiples, requiere una presión de

yacimiento estática y la estabilización de tres o cuatro gastos. Esta prueba

provee buen radio de investigación, pero a menudo resulta una prueba

demasiado larga, resultando en una quema excesiva de gas (cuando carece de

línea de descarga) o en tiempos largos de uso de equipo de medición. Por estarazón esta prueba se aplica mejor en yacimientos de alta permeabilidad que

estabilizan rápidamente.





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4.2.- Prueba isocronal, requiere una presión estática del yacimiento, unperiodo de flujo de duración fija, seguido de un cierre hasta que la presión se

estabilice otra vez. Esta secuencia de flujo y cierre a una presión estabilizada

se repite tres o cuatro veces, finalizando la prueba con un periodo de flujo final

extendido hasta alcanzar la estabilización. La prueba es todavía demasiado

larga y, otra vez, apropiada para yacimientos de alta permeabilidad.

p

t

tpR

pwf1 pwf2

pwf3

pwf4

q1

q2

q3

q4

qSC

Diagramas de presión y gasto para una prueba convencional





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4.3.- Prueba isocronal modificada, inicia con el pozo cerrado, registrando la

presión estática del yacimiento; en seguida se fluye por periodos de flujo y decierre de igual duración, finalizando la prueba con un periodo de flujo final

extendido hasta alcanzar la estabilización Este método se desarrolló para

probar yacimientos de poco espesor, pero se usa a menudo con pozos de gran

volumen de producción, tubería de producción restringida y/o pozos

parcialmente penetrantes con buena permeabilidad. Debido a que los valores

obtenidos de presión no están estabilizados, la interpretación de este tipo de

pruebas no se puede hacer en forma directa, como en las otras pruebas. Para

ello se presenta en el Anexo B las metodologías desarrolladas por Brar & Aziz,

Kabir & King y una metodología desarrollada por la Gerencia de Información

Técnica de Explotación

p

t

t

pR

pwf1 pwf2

pwf3

pwf4

q1

qSC q2 q3

q4

Gasto extendido

pwf5

Diagramas de presión y gasto para una prueba isocronal





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4.4.- Prueba de un solo punto, requiere de un gasto estabilizado y la presión

de fondo fluyendo estabilizada. Enseguida el pozo se cierre y se toma una

curva de incremento hasta alcanzar la presión del yacimiento. Esta prueba se

usa ampliamente cuando se conoce el factor de turbulencia, para pruebas

subsecuentes en un pozo, pruebas iniciales en campos relativamente maduros,

o donde el potencial podría ser pobre o las condiciones de flujo están

predeterminadas por restricciones en la línea de descarga o las instalaciones.

4.5.- Prueba isocronal modificada, suprimiendo el último periodo de flujo.

La aplicación de esta prueba está enfocada a evitar la quema excesiva de gas(cuando el pozo no está conectado a un sistema de recolección), para lo cual

la prueba isocronal modificada se realiza de acuerdo al inciso 4.3, suprimiendo

el periodo final de flujo extendido. La Gerencia de Información Técnica de

p

t

t

pR

pwf1

pwf2 pwf3

pwf4

q1 qSC

q2

q3

pwf5

pws1

pws2 pws3

pws4

Diagramas de presión y gasto para una prueba isocronal modificada

Gasto extendido





gas o aceite



Explotación elaboró una metodología de análisis para interpretar este tipo de

pruebas. Esta metodología se presenta en el Anexo A.

4.6.- Prueba para pozos fracturados en yacimientos de gas. La Gerencia

de Información Técnica de Explotación elaboró un procedimiento operativo

base, para evaluar el potencial productivo de pozos fracturados en yacimientos

de gas. La secuencia operativa se describe en el Anexo C.





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SEXTO.- De los casos de aplicación de pruebas de potencial

Será obligatoria la realización de pruebas de potencial en todos los pozos de

desarrollo o delimitadores a cargo de los Activos Integrales de Explotación. En los

casos en que los pozos estén a cargo de contratistas (como en el caso de los

esquemas de contratación de servicios múltiples o integrados), aquellos deberán

ser probados por el mismo contratista. Para ello, se deberá incluir en el clausulado

de los contratos, la planeación, diseño y ejecución de este tipo de pruebas. Se

contemplan los siguientes casos:

1. Pozos nuevos.- La prueba de potencial se deberá realizar dentro de los tres

primeros meses después de poner el pozo a producción. Con esta prueba se

determinará el comportamiento de afluencia del pozo (Inflow Performance

Relationship), el comportamiento de flujo en la tubería y el comportamiento de

flujo a través del estrangulador. Se deberá determinar la capacidad productiva

del pozo en función de la contrapresión del sistema de recolección.

2. Pozos reparados con intervalos nuevos.- La prueba de potencial se deberá

realizar dentro de los tres primeros meses después de la intervención. Con

esta prueba se determinará el comportamiento de afluencia del pozo (Inflow

Performance Relationship), el comportamiento de flujo en la tubería y el

comportamiento de flujo a través del estrangulador. Se deberá determinar la

capacidad productiva del pozo en función de la contrapresión del sistema de

recolección.

3. Pozos redisparados.- La prueba de potencial se deberá realizar dentro de los

tres primeros meses después de la intervención. Con esta prueba se

determinará el comportamiento de afluencia del pozo (Inflow Performance

Relationship), el comportamiento de flujo en la tubería y el comportamiento de

flujo a través del estrangulador. Se deberá determinar la capacidad productiva

del pozo en función de la contrapresión del sistema de recolección.





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4. Pozos en los cuales se haya aislado algún intervalo productor.- La prueba de

potencial se deberá realizar dentro de los tres primeros meses después de la

intervención. Con esta prueba se determinará el comportamiento de afluenciadel pozo (Inflow Performance Relationship), el comportamiento de flujo en la

tubería y el comportamiento de flujo a través del estrangulador. Se deberá

determinar la capacidad productiva del pozo en función de la contrapresión del

sistema de recolección.

5. Pozos a ser estimulados matricialmente.- La prueba de potencial se deberá

realizar antes y después del tratamiento, para determinar la curva de

comportamiento de afluencia en ambos casos. Las pruebas se deberán realizar

como parte de toda la secuencia operativa para estimular el pozo.

6. Pozos a ser fracturados hidráulicamente.- Las pruebas deberán realizarse de

acuerdo con lo descrito en la guía de “Toma de información en operaciones de

fracturamiento hidráulico”.





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SÉPTIMO.- Aseguramiento de la calidad

Debido a que la realización de una prueba de este tipo es costosa, dado el equipoque se debe utilizar, además de la producción diferida o quemada, tiempo de

espera de plataforma, barcos, equipos de perforación o reparación, etc, se

requiere que los instrumentos de medición operen adecuadamente. Por ello se

hacen las siguientes recomendaciones:

1. Herramienta registradora de presión de fondo.

La herramienta deberá escogerse considerando que el valor de presión que

se espera sea medido, esté entre el 60 y el 90 por ciento del rango del

medidor.

Las herramientas deberán ser probados antes y después de cada prueba

para asegurarse que el medidor de presión está trabajando

adecuadamente.

Se recomienda utilizar al menos dos herramientas colocadas en serie, para

verificar el comportamiento de ambas y mejorar la veracidad de las

mediciones. Si se espera manejar altas temperaturas, la herramienta utilizada deberá

ser la adecuada para este tipo de condiciones. El uso de una herramienta

no adecuada resultará en lecturas inciertas.

Cuando la herramienta sea sacada a la superficie, deberá fijarse a las

elevaciones de la referencia de profundidad nuevamente, en la cima o

borde de la tubería de revestimiento donde el contador de la línea de acero

fue inicializado. Esto da una verificación sobre la exactitud del dispositivo demedición de profundidad. La discrepancia en las lecturas en este punto no

deberá ser mayor que la indicada en la siguiente tabla (en metros).





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Discrepancia (m) 0.3 0.6 1.2 2.1 4.2 7.5

Longitud de la corrida (m) 600 1200 1800 2400 3000 3600

Cuando se observe una mayor discrepancia, alguna condición que puede

haber causado un deslizamiento o una deformación elástica de la línea o

cable, deberá reportarse en la bitácora de operación.

Los certificados de calibración de las herramientas no deberán tener más

de un año de haber sido emitidos.

Cuando las herramientas no puedan ser introducidas hasta el nivel medio

del intervalo productor, éstas se bajarán hasta la profundidad más segura

permisible. Bajo tales condiciones la determinación del gradiente del pozo a

la profundidad de la corrida es crítica para la extrapolación de la presión a

al nivel medio de los disparos. Tomando estaciones a intervalos de 30

metros sobre los últimos 150 metros puede ayudar a obtener un gradiente

exacto. Sin embargo, se debe asegurar que el gradiente usado en la

extrapolación tenga sentido (por ejemplo si la herramienta no ha encontrado

líquido en un pozo de aceite, podría no ser apropiado suponer un gradiente

de gas para extrapolar la presión al nivel medio de los disparos).

2. Se debe asegurar que el ritmo de adquisición de datos de las herramientas de

fondo sea el adecuado para las condiciones y etapas de la prueba que se

estén supervisando. Sin embargo se deberá tener mucho cuidado al efectuar

algún cambio en dicho valor, ya que esto puede descalibrar la herramienta de

medición y cambiar la tendencia observada en el comportamiento de la

presión.

3. Se debe verificar que los equipos superficiales de medición de fluidos cuenten

con un certificado de calibración y que durante la operación, en el caso de

utilizar equipo convencional, no existan oscilaciones. Esta condición introduce





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un error apreciable en la medición. Es de notar que la precisión de la medición

de los volúmenes de fluidos producidos o inyectados al pozo, es mucho menor

que la precisión de la medición de la presión de fondo del pozo. Sin embargo,la información de la medición de gastos es utilizada con mucho menos cuidado

y se le da menor atención que a los datos de presión. En condiciones de

laboratorio, el error de un medidor de gas con placa de orificio puede ser del

orden de 0.5%, mientras que en aplicaciones reales de campo, el error puede

llegar a ser del 5% al 15%. Además, la metodología convencional de

interpretación de las pruebas involucra el manejo de un dato promedio para

cada periodo de flujo, introduciendo así otra fuente de error en los cálculos. El

error final de la medición del gasto, afecta en proporción directa los valores

calculados.

4. Se debe verificar que durante la medición del flujo del pozo se contabilice en

forma adecuada el agua producida. En algunas ocasiones (al operar

separadores trifásicos), dicha agua es enviada durante la medición, a la presa

de quema y no se contabiliza como volumen producido por el pozo.

5. Los informes entregados por las compañías de servicios, deberán incluir copia

de los certificados de calibración, tanto de las herramientas de fondo como de

los equipos superficiales de medición de presión, temperatura y flujos

utilizados.

6. Se recomienda que durante las operaciones de cierre de pozo, se tome un

gradiente estático. Esta información ayudará a determinar si alguna de lasherramientas ha quedado dentro de la fase líquida o no. Durante el análisis de

la prueba, esta información será de mucha utilidad





gas o aceite



OCTAVO.- Manejo de la información generada durante las pruebas de

potencial.

Toda la información generada durante la ejecución de la prueba deberá ser

resguardada en el sistema que la Gerencia de Información Técnica de Explotación

indique. La información a respaldar es la siguiente:

1. Tipo de prueba.- Se debe especificar el tipo de prueba realizada:

a. Prueba convencional de gastos múltiples

b. Prueba isocronal

c. Prueba isocronal modificada

d. Prueba de un solo punto

e. Prueba de pozo fracturado en yacimiento de gas

2. Nombre y ficha del supervisor en campo.- Es el ingeniero de yacimientos o de

diseño de pozos, que supervisó los trabajos en campo.

3. Programa operativo.- Archivo electrónico (se recomienda formato PDF) que

contiene el programa operativo original de la prueba. Debe incluir un diagrama

del estado mecánico con la ubicación de las herramientas.4. Bitácora de la operación.- Archivo electrónico (se recomienda formato PDF)

que contenga toda la secuencia operativa, desde la instalación de los equipos

hasta su desmantelamiento. En caso de existir cambios en el programa

original, la bitácora debe consignar las razones del cambio. Debe incluir la

descripción de los eventos, así como la fecha y hora de cada uno de ellos.

Tales eventos pueden ser (a manera enunciativa y no limitativa): hora de

introducción de las sondas al pozo; horas del inicio y fin de cada una de lasestaciones que se registren; cierres y aperturas del pozo; cambios en el

estrangulador; hora en que se alinea el pozo a separadores; hora en que los

separadores están estabilizados; inicio y término de las mediciones; análisis





gas o aceite



del contenido de CO2, H2S, densidad relativa del gas, contenido de sedimentos

y agua en emulsión (BSW), calibración de los medidores de flujo, etc.

5. Datos recuperados por los registradores de fondo.- Son los archivoselectrónicos en formato LAS, ASCII u otro tipo de formato, que contengan toda

la información (sin editar) de todos los registradores de fondo que se hayan

utilizado (tiempo real, una o dos sondas de memoria). La información contenida

en estos archivos serán los valores de presión y temperatura y la hora en la

que fueron registrados.

6. Archivos electrónicos de la interpretación de los periodos de flujo y cierre. Son

los archivos electrónicos del software especializado para interpretar pruebas de

variación de presión. Tales archivos contiene los ajustes y la interpretación final

de la prueba, desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos.

7. Archivos electrónicos del análisis hidráulico de la tubería y el estrangulador.

Son los archivos electrónicos del software especializado para analizar el

comportamiento del flujo dentro del pozo, estranguladores y línea de descarga.

Tales archivos contiene los ajustes a las correlaciones de flujo seleccionadas.

8. Datos recuperados por los sensores en la cabeza del pozo.- Son los archivos

electrónicos en formato LAS, ASCII u otro tipo de formato, que contienen lainformación continua de la presión y temperatura registrada en la cabeza del

pozo y corriente abajo del estrangulador.

9. Datos recuperados por los equipos de medición de flujo.- Son los archivos

electrónicos en formato LAS, ASCII u otro tipo de formato, que contienen los

datos continuos de presión, temperatura, gasto de aceite, gas (incluyendo la

lectura diferencial y estática de la placa), condensado, agua, para cada una de

las etapas de separación (en el caso de haber utilizado equipo convencional) obien a las condiciones de medición (en caso de haber utilizado un equipo no

convencional).

10. Informe final.- Es el informe que elabora el especialista del área de estudio,

responsable de la medición, o bien el que entrega la compañía que realizó el





gas o aceite



servicio de registro de la presión y la temperatura en el fondo del pozo (o

ambos). El informe deberá contener como mínimo lo siguiente:

a. Un resumen en donde se mencione el tipo de prueba, nombre delpozo, plataforma, Activo Integral, objetivo de la prueba, compañías

de servicio involucradas, nombre y ficha del supervisor de Pemex.

b. Programa original de la prueba.

c. Listado de todos los equipos superficiales utilizados y sus

características (número de separadores y sus capacidades, múltiple

de estrangulamiento, unidad de registros, grúa, tanques de

almacenamiento, etc.).

d. Diagrama esquemático con la distribución superficial de los equipos.

e. Diagrama del estado mecánico del pozo mostrando la ubicación de

las herramientas, asentamientos de TR, boca de la TP. El diagrama

debe mostrar claramente las zonas disparadas o abiertas de la

formación, indicando, si es el caso, el tipo de pistola con la que fue

disparada.

f. Listado de todos los sensores de presión y temperatura utilizados en

la cabeza del pozo y sus características.g. Listado de todas las herramientas de medición de presión y

temperatura y equipos de fondo utilizados. Para cada una de las

herramientas se deberá especificar además lo siguiente (ver Anexo

B):

i. Número de serie

ii. Fecha de última calibración

iii. Tipo de la herramientaiv. Modelo

v. Rango de presión

vi. Precisión

vii. Resolución





gas o aceite



h. Bitácora de la operación.

i. Certificados de calibración de las herramientas de fondo, sensores

de presión y temperatura de la cabeza del pozo y medidores de flujo. j. Información adicional para analizar la prueba, como es: presión

original del yacimiento, presión de saturación, factor de volumen del

aceite, gas o de la formación, espesor neto de la formación,

porosidad, radio de drene, diámetro del agujero, compresibilidad de

la formación, viscosidad de los fluidos. Se deberá especificar el

origen de esta información.

k. Descripción del modelo geológico utilizado, incluyendo mecanismos

de empuje presentes, y las razones por las cuales fue seleccionado

este modelo.

l. Una discusión sobre el análisis de la prueba y los resultados

obtenidos; esta discusión deberá desarrollarse sobre los

aspectos de la caracterización estática y dinámica del

yacimiento, como son: el daño a la formación, capacidad de

flujo (kh), características de las fracturas, y distancia a fallas o

fronterasm. Una discusión sobre el análisis del comportamiento de flujo en

la tubería de producción, estrangulador y línea de descarga, así

como el análisis y la determinación de las condiciones de

operación más adecuadas para explotar el pozo.

n. En el caso de que la prueba esté enfocada a determinar los

parámetros de un fracturamiento hidráulico, se deberán describir los

resultados obtenidos, tales como: longitud, ancho, conductividad ydaño de la fractura, entre otros.

o. Identificación de efectos de dinámica de pozos como pueden ser

entrada/salida de fluido de la formación durante el cierre,

redistribución de fases, taponamiento o limpieza de la cara de la





gas o aceite



formación, cambios PVT en el fluido del pozo, liberación de gas en

solución, condensación retrógrada, fugas, efectos de marea, micro

sismos, etc..p. Identificación de efectos de la herramienta como pueden ser deriva,

histéresis, funcionamiento inadecuado, entre otros.

q. Información adicional de pruebas en pozos vecinos.

r. Conclusiones y recomendaciones.





gas o aceite



V . TRANSITORIOS

PRIMERO.- La presente “Guía para la realización de pruebas de potencial enpozos de gas o aceite” entrará en vigor a partir de la fecha en que sea autorizada

por el Director General de Pemex Exploración y Producción.

SEGUNDO.- La interpretación, actualización y vigilancia de la aplicación de la

presente guía, corresponderá a la Gerencia de Información Técnica de

Explotación de la Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación de

PEP.





gas o aceite



VI . ANEXOS

ANEXO A.- Análisis de pruebas isocronales modificadas

Métodos de Brar & Aziz (1978) y Kabir & King(1995)

Brar y Aziz (1978) presentaron un trabajo en el que describen el análisis de

pruebas isocronales modificadas para predecir el potencial estabilizado de pozos

de gas sin usar datos del flujo estabilizado. Hacen referencia a que el método más

usual para predecir el potencial productivo de un pozo es la prueba isocronal

modificada, que incluye un periodo de flujo extendido para estabilizar la presión.

Consideran que algunos yacimientos no logran estabilizar, aún después de cien o

más horas de flujo y en consecuencia un periodo confiable de flujo extendido

resulta irrazonablemente costoso y derrochador. En muchos casos los pozos

nuevos no están ligados a instalaciones de producción antes de la prueba, por lo

que el gas debe quemarse durante la ejecución de esta. Para evitar este

problema, la porción isocronal de la prueba podría conducirse y después retrasar

el periodo de flujo extendido, hasta que el pozo esté conectado a una línea dedescarga. Finalmente en muchos casos en los que se han corrido pruebas

isocronales modificadas completas, el periodo de flujo extendido no ha alcanzado

la estabilización. El potencial productivo estabilizado debe estimarse a partir de los

datos de flujo del periodo isocronal. Los autores presentan dos técnicas sencillas

para predecir el potencial productivo de la estabilización, usando únicamente los

datos del isocronal de la prueba isocronal modificada. Con cualquiera de las

técnicas propuestas, referidas como “análisis simplificado de las pruebasisocronales” es posible obtener valores razonables de permeabilidad-espesor (kh),

factor de daño (s), y el factor de turbulencia (D).





gas o aceite



Kabir & King (1995) presentan un método que obtiene el potencial absoluto a

partir del transitorio de presión (AOFP) y la presión promedio del yacimiento ( p ),

mediante la evaluación de los parámetros de Forchheimer (a y b ), la ecuaciónempírica de la contrapresión (C y n ) y la presión media. Consecuentemente este

método permite describir la ecuación de potencial estabilizado a partir de datos

transitorios, usando estimaciones razonables del área de drene y forma del

yacimiento. Este procedimiento se basa en el método de Brar y Aziz. Todas las

formulaciones resultantes son flexibles para manejar la presión, el cuadrado de la

presión y la función de pseudopresión para pozos de gas. Esta metodología no

está restringida a pozos de gas. Los pozos de aceite también son candidatos al

procedimiento de análisis propuesto.

Ecuaciones básicas y métodos propuestos.

La ecuación para flujo no laminar en términos de p2 está dada por:2222bqaq p p p wf R +=−≡∆

w ………. (A-1)

La ecuación anterior representa el flujo estabilizado; para condiciones

transitorias de flujo a es reemplazada por t a para dar:

2222bqqa p p p t wf R +=−≡∆

w ………. (A-2)

Estas ecuaciones se presentan en términos de p y ψ (pseudo presión del

potencial de gas real).

Ecuación para flujo transitorio:

[ ]2*2

869.0869.023.3) / log( mDqqst t m p ++−=∆ ………. (A-3)Donde

222

wf R p p p −≡∆ w ……….(A-4)

khT Z m / 632,1 µ &&= ……….(A-5)





gas o aceite



k r ct w / 2* µ φ = ……….(A-6)

La ecuación de flujo para el estado pseudo estacionario:

22 869.0303.2

472.0log(2 mDqq

s

r

r m p

w

e +

+=∆ ……….(A-7)

Cálculo de a y b

Aplicando mínimos cuadrados se tiene:

qqq N q pqq pat

ΣΣ−ΣΣΣ∆−Σ∆Σ=

2

222 ) / ( ……….(A-8)

Y

qqq N

qq p p N b

ΣΣ−Σ

Σ∆Σ−Σ∆=

2

22 ) / (……….(A-9)

Los datos a usar en las ecuaciones anteriores provienen de pruebas

isocronales modificadas. Los parámetros t a (transitoria) y b de las ecuaciones

anteriores también pueden determinar de una recta cartesiana obtenidagraficando ∆p2 /q contra q.

Método 1 para el cálculo de kh , s y D

De las ecuaciones anteriores:

[ ]st t mat 869.023.3) / log(* +−= ……….(A-10)

ymDb 869.0= ……….(A-11)

Por tanto una gráfica de t a contra log(t) dará una línea recta de pendiente m

igual a:





gas o aceite



kh

T Z m

µ 632,1= ………(A-12)

e intercepción[ ]st m 869.023.3) / 1log( * +− ………(A-13)

Las ecuaciones anteriores se pueden resolver para determinar kh y s . Debido a

que b se considera independiente del tiempo y el nivel de presión, se puede

determinar D de la ecuación:

m

b D

869.0= ………(A-14)

Método 2, para el cálculo de kh , s y D

Reescribiendo las ecuaciones como:

[ ]qst t m p 869.023.3) / log( '*2 +−=∆ ………(A-15)

Donde

Dqss +=' ……….(A-16)

y

qbqa pt )(2 +=∆ ……….(A-17)

Comparando las ecuaciones se tiene:

[ ] 869.023.3) / log()( '* st t mbqat +−=+ ……….(A-18)

Por tanto una gráfica de ( a t+bq) vs log(t) debería dar una línea recta.

Considerando cuatro diferentes flujos usados en la prueba isocronal

modificada, en la gráfica semilog dará cuatro líneas rectas con pendientes:





gas o aceite



4

44

1

11

)(

)(632,1

.

.

.

)(

)(632,1

kh

T Z m

kh

T Z m

µ

µ

=

=

……….(A-19)

e intercepciones

[ ]

[ ]'

4

*

44

'

1

*

11

869.023.3) / 1log(

.

.

.

869.023.3) / 1log(

st m

st m

+−

+−=

………. (A-20)

Una suposición conveniente, que simplifica y no genera error cuando los

decrementos son pequeños y genera un error pequeño para grandes

decrementos, para calcular kh, s’ 1……s’ 4 , s y D , es la siguiente:

Z Z Z Z Z µ µ µ µ µ ==== 4321 )()()()( ………. (A-21)

yccccc µ µ µ µ µ ==== 4321 )()()()( ……… (A-22)

Es sencillo resolver las ecuaciones de las pendientes y las intersecciones,

obteniendo

4

)()()()( 4321 khkhkhkhkh

+++= ……… (A-23)

Debido a que la ecuación de s’ describe las relaciones de s’ , s y D , y debido a

que s’ 1…… s’ 4 pueden ser obtenidas de las ecuaciones de las intersecciones

correspondientes a q 1…..q 4 , respectivamente, el método de mínimos cuadrados

se puede usar para obtener:

qqq N

qqsqss

ΣΣ−Σ

ΣΣ−ΣΣ=

2

'2'

……….(A-24)





gas o aceite



qqq N

qsqs N D

ΣΣ−Σ

ΣΣ−Σ=

2

''

……….(A-25)

Estos valores de kh , s y D podrían ser sustituidos en las ecuaciones de t a para

determinarla como una función de t, y en la determinación de b .

Estimación del potencial de flujo absoluto (AOF)

Para pwf=0, se tiene:

b

pbaaq AOF R

2

4 22 ++−== ……….(A-26)

Esta ecuación representa el potencial estabilizado. En muchos casos, el

periodo de flujo extendido de una prueba isocronal modificada no se lleva

hasta la presión estabilizada y el valor del potencial del pozo (AOF) reportado

en la prueba corresponde a un valor inestabilizado de a que es t a .

Metodología para el análisis de una prueba isocronal modificada,

suprimiendo el último periodo de flujo extendido.

Como resultado de la necesidad de determinar el potencial de un pozo,

evitando venteo o quema excesiva de gas, se elaboró una metodología basada en

la prueba isocronal modificada, manejando gastos pequeños y analizando el

decremento simultáneamente para determinar propiedades del yacimiento,

suprimiendo el último periodo de flujo, en el que normalmente se intenta alcanzar

la estabilización (es decir, sentir la frontera del área de drene del pozo). Este

procedimiento se basa en los métodos de Brar-Aziz y Kabir- King. A continuación





gas o aceite



se describe su aplicación para determinar la capacidad productiva de pozos no

fracturados:

1. Realizar la limpieza completa del pozo. Esta limpieza se realiza hasta que se

hayan eliminado los fluidos de terminación en la tubería y/o posibles invasiones

severas, considerando que en ocasiones será necesario inducir el pozo con

tubería flexible utilizando N2 como fluido de desplazamiento, hasta observar

que el pozo está limpio.

2. Fluir el pozo por cuatro estranguladores y entre cada cambio de estrangulador

cerrar el pozo por un tiempo igual al tiempo de flujo. De preferencia losdiámetros de los estranguladores deberán ser pequeños, aunque si la

experiencia dicta que es mejor utilizar estranguladores de mayor diámetro,

éstos deberán usarse. En este último caso, hay que tomar en cuenta una

posible producción de arena, aunque si la formación no es deleznable, se

pueden usar diámetros mayores. El tiempo de cierre y de flujo deberá ser al

menos:

hk

eC t

s

g

14.0170000 µ

= (1)

El valor de t está en horas. Los valores de los parámetros involucrados en la

ecuación anterior son los valores obtenido de análisis previos, de pozos

vecinos o en función de la petrofísica del pozo. En caso de que no se cuente

con esta información, se puede iniciar con una apertura utilizando el

estrangulador menor, y realizar la medición del gasto en superficie y la presión

en el fondo. Analizar el decremento simultáneamente durante la prueba para

determinar la presencia del periodo semilogarítmico. El tiempo óptimo de

apertura y cierre estará determinado por la presencia de este periodo. Este

tiempo óptimo se utilizará en la secuencia de flujos y cierres para los

estranguladores siguientes. Lo importante es que la información no esté





gas o aceite



influenciada por efectos de almacenamiento. En el caso de que los cálculos de

tiempo para alcanzar el periodo radial arrojen intervalos de tiempo muy

grandes, entonces se puede optar por usar cierre en el fondo, utilizandoherramientas como MSDST de Schlumberger, o DHST de Halliburton. Con el

uso de estas herramientas el tiempo requerido para alcanzar el periodo

semilogarítmico se reduce substancialmente.

3. Analizar los incrementos y decrementos, obteniendo la pendiente

semilogarítmica, y con ésta obtener kh y el daño total, de preferencia usando la

pseudo presión, o en su defecto usar ∆p cuadrada sobre gasto (para presiones

menores a 2,000 lb/pg2). Obtener el daño mecánico, s , y el coeficiente de flujono laminar, D , de una gráfica de daño total contra gasto. De los incrementos,

determinar la presión promedio. Así para el caso en que usen pseudo

presiones se usará la siguiente relación,

( ) ( ) gt

p

pgi

ii

g

n bqadp p z p

p

q p

z

q

p

wf

+==∆

∫ µ µ

(2)

En donde:

+−

= s

r c

t k ma

wtii

t 87.023.3log'22

φµ (3)

hk

Bm 610615.5

6.162' −×=

µ (4)

Dmb '87.0= (5)





gas o aceite



y para el caso en que se usen presiones cuadradas se usará la siguiente

relación,

gt

g

wf

g

bqaq

p p

q

p+=

−=

∆22

2

(6)

Donde:

+−

= s

r c

t k ma

wtii

t 87.023.3log2

φµ ..........(7)

Dmb 87.0= … …….(8)

hk

T zm

ii µ 1637= … …….(9)

4. Con los valores de gasto y presión de fondo, y la presión promedio, graficar la

∆ de pseudo presión (presión cuadrada, o presión) sobre gasto, contra elgasto, y obtener los valores de t

a (transitoria) y b. También se pueden usar las

expresiones de Brar y Aziz. Obtener el máximo potencial transitorio de esta

gráfica.

5. Con la pendiente semilogarítmica, el daño mecánico (ver métodos 1 y 2 de

Brar y Aziz) y un estimado del radio de drene (que se puede obtener del

espaciamiento entre pozos), obtener el valor de t a (para flujo estacionario).

Así, para el caso en que se usen pseudo presiones, a estará dada por:

+

=

303.2

472.0log'2 s

r

r ma

w

e

… …….(10)





gas o aceite



Y para el caso en que se usen presiones cuadradas, a estará dada por:

+−

= sr r maw

e 75.0ln151.1

…… ….(11)

6. Con este valor de a , obtenido del paso 5, y el valor de b, obtenido en el paso

4, determinar el potencial del pozo para pwf = 14.7 lb/pg2, o usar la expresión

de Brar y Aziz (ver Apéndice A).

gg

n

bqaq

∆p

+= …… ….(12)

7. En caso que la prueba no se realice con el pozo conectado al sistema de

producción, construir la gráfica de presión en cabeza del pozo contra gasto

para simular la capacidad de producción del pozo ante las condiciones reales

de contrapresión, ejercidas por el sistema al cual se conectará. También es

necesario calcular la curva del comportamiento de la tubería (o una tabla

hidráulica) para que junto con la curva de IPR se pueda determinar el gastoestabilizado al que se producirá para una determinada contrapresión.

8. Para determinar si el pozo producirá a un cierto gasto durante un periodo de

tiempo es necesario determinar IPR futuras, para lo cual es necesario el uso de

balance de materia, lo que implica tener conocimiento del volumen original en

el área de drene del pozo.

9. Un paso alternativo al paso 8, es utilizar la información obtenida en el paso 3,

la tabla hidráulica del paso 7, y un estimado del radio de drene, para realizar

una predicción de la producción con algún software de análisis de pruebas de

presión, y analizar el comportamiento del gasto y de la producción acumulada,

para efectos de realizar estimaciones económicas.





gas o aceite



10. A efecto de minimizar el impacto al medio ambiente, evitar correr riesgos

innecesarios y considerando que el gas quemado tiene un valor económico, se

recomienda en la medida de lo posible que las pruebas se realicen con el pozoconectado al sistema de producción.





gas o aceite



Anexo B.- Características de las herramientas de medición de presión y

temperatura.

En el aspecto de selección de la herramienta para realizar la medición, se

presentan tablas con valores típicos en cuanto a precisión y resolución tanto de

temperatura como de presión, de acuerdo con el principio de funcionamiento de la

herramienta. Para pruebas cortas se recomienda utilizar la herramienta de zafiro,

debido a que su deriva es mayor. Para pruebas con periodos prolongados se

recomienda utilizar herramientas de cuarzo.

Herramientas con sensor de cuarzo

Precisión de presión ± 1.2 a ± 4 lb/pg2; ± 0.01% de lectura

Resolución de presión 0.035 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo de 3

seg.

0.01 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo de 1

seg.

Rango de presión máxima 15,000 – 25,000 lb/pg2

Precisión de temperatura ± 0.9 °F (± 0.5 °C)

Resolución de temperatura 0.002 °F (0.001 °C) a ± 0.25 °F (0.139 ºC)

Rango de temperatura

máxima

150°F a 400 °F (65 ºC a 204 ºC)





gas o aceite



Herramientas con sensor de zafiro

Precisión de presión ± 5 lb/pg2 (máximo 347°F [175°C])± 10 lb/pg2(máximo 375°F [190°C])

Resolución de presión 0.05 a 0.15 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo

de 1 seg.

0.03 lb/pg2 a una frecuencia de muestreo de 10

seg.

Rango de presión máxima 10,000 – 20,000 lb/pg2

Precisión de temperatura ± 0.5 °F (± 0.3 °C) a ± 0.9 °F (± 0.5 °C)

Resolución de temperatura 0.002 °F (0.001 °C)


máxima

150°F – 400°F (65 ºC a 204 ºC)

Herramientas de capacitanciaPrecisión de presión 0.02%

Resolución de presión No disponible

Rango de presión máxima 5,000 lb/pg2

Precisión de temperatura ± 0.1 °F a ± 0.5 °F (± 0.06 ºC a ± 0.28 ºC)

Resolución de temperatura ± 0.01 °F (± 0.006 ºC)


máxima

302 °F (150 ºC)





gas o aceite



Herramientas de pulso sónicoPrecisión de presión No disponible

Resolución de presión 2.44 lb/pg2

Rango de presión máxima 10,000 lb/pg2

Precisión de temperatura No disponible

Resolución de temperatura ±1 °F (± 0.56 ºC)


máxima

257 °F (125 ºC)





gas o aceite



Anexo C.- Secuencia de pruebas para determinar la capacidad productiva de

pozos fracturados, en yacimientos de gas (Gerencia de Información Técnica

de Explotación 2005)

1. Realizar la limpieza completa del pozo. Esta limpieza se realiza hasta que se

hayan eliminado los fluidos de terminación y/o posibles invasiones severas,

considerando que en ocasiones será necesario inducir el pozo con tubería

flexible utilizando N2 como fluido de desplazamiento, hasta observar que el

pozo esté limpio.

2. Antes de realizar el fracturamiento hidráulico, fluir el pozo por tresestranguladores y entre cada cambio de estrangulador, cerrar el pozo por un

tiempo igual al tiempo de flujo, el cual podría ser de 8 horas. Los diámetros de

los estranguladores deberán ser de preferencia pequeños para evitar una

posible producción de sólidos, en el caso de que la formación sea deleznable.

Iniciar la apertura con el estrangulador de menor diámetro y realizar la

medición del gasto en superficie y la presión en el fondo. Analizar el

decremento en tiempo real, durante la prueba, para determinar la presencia del

periodo semilogarítmico. El tiempo óptimo de apertura y cierre estará

determinado por la presencia de este periodo. Este tiempo óptimo se utilizará

en la secuencia de flujos y cierres para los estranguladores (en lugar del

tiempo de 8 horas).

3. Analizar los incrementos y decrementos, obteniendo la pendiente

semilogarítmica, y con ésta obtener kh y el daño total, de preferencia usando la

pseudo presión, o en su defecto usar ∆p cuadrada sobre gasto (para presionesmenores a 2,000 lb/pg2). Obtener el daño mecánico, s , y el coeficiente de flujo

no laminar, D , de una gráfica de daño total contra gasto. De los incrementos

determinar la presión promedio. Con los valores de gasto y presión de fondo, y

la presión promedio, graficar la ∆ de pseudo presión (o ∆ de presión cuadrada





gas o aceite



sobre gasto) contra gasto, y obtener los valores de t a (transitoria) y b. Usando

las mismas relaciones que para pozos no fracturados (ecuaciones del Anexo

A) obtener el máximo potencial transitorio de esta gráfica.

4. Realizar el fracturamiento hidráulico y efectuar la limpieza de la fractura,

abriendo el pozo poco a poco con un cambio de presión en el fondo

incrementándose paulatinamente; es decir se puede empezar con un

estrangulador de diámetro reducido y después de 2 a 3 lecturas estabilizadas

de presión, ±20 lb/pg2 en el manómetro, cambiar el estrangulador a uno de

mayor diámetro y continuar en forma similar hasta que el volumen de líquido

recuperado sea aproximadamente entre 60 a 65 % del volumen inyectado. En

este punto se considera que la limpieza ha sido efectiva.

5. Realizar una prueba de incremento después de un periodo de flujo de al menos

8 horas. El propósito de esta prueba es evaluar las características de la

fractura, su conductividad y longitud.

6. Realizar el análisis nodal del pozo, considerando que éste se encuentra

conectado al sistema de producción. Esto permitirá simular su capacidad deproducción ante las condiciones reales de contrapresión ejercidas por el

sistema al cual se conectará. Elaborar una tabla hidráulica considerando estas

condiciones de contrapresión.

7. Con los datos obtenidos de permeabilidad, daño mecánico, coeficiente de flujo

no laminar, características de la fractura, la tabla hidráulica, y un estimado del

radio de drene (que se puede obtener del espaciamiento entre pozos), obtener

una predicción del comportamiento de flujo del pozo, con un software de

análisis de pruebas de presión. Con esta predicción es posible determinar,

a través del gasto y de la producción acumulada, si el pozo cumplirá con

los requisitos de un pozo productivo o superproductivo (esta





gas o aceite



determinación aplica sólo para los modelos de contratos de servicios

múltiples).

8. A efecto de minimizar el impacto al medio ambiente, evitar correr riesgos

innecesarios y considerando que el gas quemado tiene un valor económico, se

recomienda que en la medida de lo posible las pruebas se realicen con el pozo

conectado al sistema de producción.

9. Siempre que sea posible se recomienda realizar mediciones de presión de

fondo. Es importante registrar las presiones de fondo fluyendo para cada

estrangulador o por lo menos un registro de las presiones de fondo fluyendo

(con línea de acero lo cual es una operación sencilla), para que con un ajuste

del gradiente obtenido del registro se pueda hacer la selección de la o las

correlaciones adecuadas para determinar la correlación representativa de las

presiones asociadas a cada gasto y así tener una idea más clara del potencial

absoluto del pozo (AOF).





gas o aceite



NOMENCLATURA

AOF Potencial absoluto del pozo (MMpie3

/día)a Parámetro del potencial estabilizado (M(lb/pg2)2 / MMpie3 /día)

t a Parámetro del potencial transitorio (M(lb/pg2)2 / MMpie3 /día)

B Factor de volumenB Parámetro estabilizado y transitorio en pruebas de potencial (M(lb/pg2)2 /

MMpie3 /día2)C Constante de almacenamiento (pie3 /lb/pg2)C Compresibilidad total (lb/pg2)-1 c ti Compresibilidad (lb/pg2)-1 D Coeficiente de turbulenciaD q Coeficiente de turbulencia debido al gas

E Número de EulerH Espesor de la formación (pies)K Permeabilidad efectiva (mDarcy)M Pendiente de la línea trazadaM’ Pendiente de la línea trazada en la sección transitoriaN Número de puntos en el ajuste de la curva o trazo de la línea.P Presión (lb/pg2)P i Presión inicial (lb/pg2)P n Presión en enésimo intervalo (lb/pg2)P R Presión de referencia (lb/pg2)P wf Presión de fondo fluyendo (lb/pg2)

P ws Presión de fondo estática (lb/pg2

)Q Gasto (MMpie3 /día)q g Gasto del gas (MMpie3 /día)q sc Gasto a condiciones estándar (MMpie3 /día)r e Radio de drene (pies)r w Radio del pozo (pies)S Factor de daño adimensionalS’ Factor de daño aparenteT Temperatura (ºF)T Tiempo (horas)T * φµ c r w

2 /k en horast s Tiempo de estabilización (horas)Z Factor de compresibilidad promedio del gasZ i Factor de compresibilidad inicial del gasµ Viscosidad (cp) µ Viscosidad promedio (cp)µg Viscosidad del gas (cp)





gas o aceite



µi Viscosidad inicial (cp) ∆ P Diferencial de presiónφ Porosidad

Σ Sumatoria de términos





gas o aceite



BIBLIOGRAFÍA

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G-11-Pruebas de Potencial en Pozosb