0_swt_intro- spanish version rev 0
DESCRIPTION
introduccion a well testingTRANSCRIPT
Surface Well Testing Introducción
Página 1 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Cómo Comenzó Todo
Antes de considerar cómo y por qué se realizan las pruebas de pozos, es prudente que
usted comprenda el historial de cómo se formaron los hidrocarburos, cómo y dónde
quedaron atrapados dentro de la superficie de la tierra.
Consideraciones Geológicas
El núcleo de la tierra está compuesto de hierro y níquel.
El núcleo interno es sólido (presión demasiado alta para fundirse).
El núcleo externo está fundido y ayuda a generar el campo magnético de la tierra.
El manto está compuesto principalmente de silicio y magnesio.
El manto interno es sólido.
El manto externo es roca líquida.
La corteza es la capa delgada que flota sobre la parte superior del manto.
Núcleo externo de metal fundido
Núcleo interno de Metal sólido
Atmósfera
Corteza
Manto
Núcleo externo
Corteza Oceánica
Manto Superior
Corteza Continental
El manto continúa hacia abajo hasta el núcleo exterior
Surface Well Testing Introducción
Página 2 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
La siguiente Ilustración muestra lo que los geólogos creen ahora que es el registro histórico
de cómo se originó la tierra con el tiempo.
Se piensa que la tierra tiene aproximadamente 4.6 billones de años.
Se cree que la mayor parte del petróleo del mundo se formó y acumuló en el tiempo hace 2‐
200 millones de años. Mientras que la mayoría de nuestro petróleo viene de las eras
Mesozoica y Cenozoica, hay algunos campos petroleros que se producen de las rocas de la
era Paleozoica. (Arena de los períodos Devoniano, Siluriano y Ordovícico en el continente
central de los Estados Unidos)
Si usted tiene en cuenta que la duración de vida de una persona promedio es de 70 años,
entonces se puede ver que en un período de probablemente 2 ó 3 generaciones (140‐210
años), el petróleo que tomó millones de años para formarse habrá sido consumido todo.
Surface Well Testing Introducción
Página 3 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Descubrimiento de los Yacimientos
El proceso para encontrar un yacimiento comienza con el reconocimiento de un área amplia
usando instrumentos como los magnetómetros y gravitómetros para recoger mediciones de
campo magnéticas y gravitacionales del suelo. Estas mediciones brindan una indicación de
la probabilidad que haya una estructura geológica que incluya levantamientos, cuencas con
depresiones, pliegues, inyecciones ígneas y cúpulas de sal reconocidas debido a su densidad
singular y a las características de sensibilidad magnética comparadas con las rocas
circundantes.
La siguiente etapa del reconocimiento geográfico sería realizar un estudio sísmico del área
para tener una mejor indicación de cómo está estructurada la geología del sub suelo.
Surface Well Testing Introducción
Página 4 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
A partir de la información el sismólogo puede establecer si existe la probabilidad de que
haya una “Trampa de Hidrocarburo”. Ejemplo, una formación con la posibilidad de tener las
características que indiquen que puede haber condiciones en las cuales se atraparía el
petróleo y el gas si estuvieran presentes.
Surface Well Testing Introducción
Página 5 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Cómo se forma el petróleo y el gas?
Burial
Chemical Reactions Pressure Time
RadioactiveBombardmentBacterial Action Heat
Petroleum
La teoría más ampliamente aceptada sobre cómo se han formado los hidrocarburos es la
teoría orgánica. Se sabe que las vacas pueden producir grandes volúmenes de gas metano
mediante la digestión, procesando el césped en sus estómagos.
Se piensa que el proceso no es distinto pero con la adición de calor del centro de la tierra y
la presión. La radiación nuclear natural del núcleo de la tierra puede jugar también una
parte en el proceso.
Cómo se atrapa el hidrocarburo dentro de la tierra?
Se sabe que hay varios tipos de estructuras geológicas que se prestan para atrapar los
hidrocarburos. Estas se muestran en las ilustraciones que siguen.
El plegado de la tierra a través del movimiento de las placas tectónicas por millones de años
puede crear sinclinales y anticlinales. En la Ilustración anterior el petróleo ha quedado
atrapado en la parte superior del sinclinal. Para que el petróleo quede atrapado, la
formación por encima de la formación de rodamiento del petróleo no debe ser permeable
(no permite que los fluidos pasen a través de ella); esta roca es conocida como la “roca
tapa”.
Acción BacterianaBombardeo Radioactivo Calor
Reacciones Químicas Presión Tiempo
Entierro
Trampa Anticlinal
Surface Well Testing Introducción
Página 6 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
La trampa de falla geológica que se muestra en la ilustración ha sido creada por una capa de
roca impermeable que se ha deslizado sobre la roca permeable donde se encuentra el
petróleo para crear un sello. Si la roca impermeable no estuviera presente, es probable que
el petróleo hubiera migrado a lo largo de la roca permeable hasta la superficie y hubiera
formado lo que se conoce como una”filtración” de petróleo sobre la superficie. Estas se
encuentran en varias partes del mundo.
La combinación de trampa que se muestra ha sido creada por una cúpula de sal grande
arrastrándose hacia arriba a través de la geología del sub suelo. A medida que la masa salina
desfigura las formaciones, se crean estructuras de trampa que pueden retener los
hidrocarburos.
Trampa de la Falla Geológica
Combinación de Trampa Cúpula con Huecos
Surface Well Testing Introducción
Página 7 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Hay otros tipos de trampas que pueden retener hidrocarburos pero se piensa que los de la
Ilustración son los más comunes y más productivas.
Porosidad
La porosidad es una medida de cuánto espacio vacío hay entre los granos de arena que
forman la roca que está disponible para retener fluidos. Esta se expresa como un porcentaje
del volumen total de la roca.
La porosidad efectiva describe que es probable que la porosidad contribuya a la producción.
UnconnectedPore
Total Porosityincludes
Connected andUnconnected
Pores
Sand Grain
Effective Porosity(Interconnected Pores)
Poro Desconectado Grano de Arena
Porosidad Efectiva (Poros Interconectados)
La Porosidad total incluyePoros Conectados y Desconectados
Surface Well Testing Introducción
Página 8 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Permeabilidad
La permeabilidad es una medida de qué tan bien el fluido puede circular entre poros inter
conectados de la roca. Se mide en Darcies y es una función tanto de las propiedades de la
roca como de las propiedades del fluido.
Permeabilidad Absoluta: Qué tan efectivamente circula el fluido a través de una roca que
está completamente saturada con ese fluido.
Permeabilidad Efectiva: Qué tan efectivamente circula el fluido a través de una roca cuando
hay presente otro fluido o fase en el espacio poroso.
Permeabilidad Relativa: La relación de la permeabilidad efectiva a la permeabilidad
absoluta, ej. cuando el espacio poroso es 100% del fluido, la permeabilidad relativa es 1.
Saturación de Agua Irreducible: El porcentaje de agua en el espacio poroso que está
inmóvil (no se puede mover).
Surface Well Testing Introducción
Página 9 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
El Darcy se deriva de experimentos realizados por un científico Francés, Mr. Darcy.
Sand Grains
Pore Space
1 Atm
1 cm
1 cm2
Q = 1 cc/secVis = 1 cp
Formation CoreHaving Permeability
of 1 Darcy
Darcy concluyó que si usted pudiera establecer una velocidad de circulación de 1
centímetro cúbico por segundo a través de un bloque de piedra arenisca que mida 1 cm × 1
cm × 1 cm con una diferencia de presión de 1 atmósfera, entonces la permeabilidad de esa
piedra arenisca sería de 1 Darcy.
Sin embargo, la unidad de 1 Darcy es una unidad demasiado grande para el uso a diario. La
permeabilidad de los yacimientos se describe comúnmente en mili Darcies. Siendo el mili, 1
milésima de un Darcy.
Granos de arena
Espacio Poroso
Núcleo de la Formación con una Permeabilidad de 1 Darcy
Surface Well Testing Introducción
Página 10 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Las siguientes ilustraciones describen cómo se mueve el petróleo desde la cama “fuente”
hacia la formación del yacimiento y las fuerzas involucradas en el proceso.
La diferencia de densidad entre el petróleo y el agua lleva a que el petróleo migre a lo largo
de la roca portadora para ser atrapado en la roca del yacimiento.
Surface Well Testing Introducción
Página 11 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Piedra Arenisca Seca
Grano de Arena
Nivel Original del Petróleo
Piedra Arenisca llena de Petróleo
El petróleo es absorbido dentro de la Piedra arenisca por la acción Capilar
Surface Well Testing Introducción
Página 12 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Tipos de Roca
Roca Ígnea: Granito
Roca Ígnea: Roca de lava formada a partir del enfriamiento de los fluidos volcánicos
Se dice que la roca ígnea contribuye al 5% de la producción de hidrocarburos del
mundo.
Constituye el 65% de la corteza terrestre
Roca Metamórfica: Mármol, Pizarra
Metamórfica significa que ha cambiado hasta su condición actual por la influencia
del calor, presión y químicos.
Se dice que la roca metamórfica aporta aproximadamente el 2% de la producción de
hidrocarburos del mundo.
Alrededor del 27% de la corteza está constituida de roca metamórfica
Surface Well Testing Introducción
Página 13 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Roca Sedimentaria
Rocas Clásticas Sedimentarias
Clásticas significa que están compuestas de pedazos de otras rocas.
Conglomerado (partículas del tamaño de la grava, depósito glacial, alta
energía)
Piedra arenisca (partículas del tamaño de la arena)
Piedras siltitas (partículas del tamaño de la siltita)
Esquisto (partículas del tamaño de la arcilla, depósito con la energía más
baja)
Rocas Sedimentarias No Clásticas
No clásticas significa que se forma de pedazos pequeños pero no de rocas.
Química: Caliza
Formada bien sea de evaporitas o carbonatos
Bioquímicas formadas a partir de fósiles (Carbón)
Se dice que la Roca Sedimentaria proporciona hasta el 93% de la producción de
hidrocarburos del mundo.
Compone solamente el 8% de la corteza terrestre pero cubre el 75% de la
superficie de la tierra.
Surface Well Testing Introducción
Página 14 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Mecanismos de Impulsión del Yacimiento
Hay varios mecanismos que impulsan el fluido desde el yacimiento hasta la superficie.
Impulso con Gas Disuelto:
Gas que es disuelto en el líquido.
El yacimiento existe a una presión por debajo del punto de burbuja del líquido. A
medida que la presión cae en el yacimiento, más gas sale de la solución, la expansión
de este gas impulsa y saca al líquido del yacimiento.
Del 5 – 30 % del petróleo original en el sitio es recuperado.
La relación gas petróleo de los fluidos producidos en el separador será baja para
comenzar y luego se incrementará en forma constante.
Surface Well Testing Introducción
Página 15 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Impulso con la Capa de Gas:
La presión de la formación no es lo suficientemente alta para condensar los
hidrocarburos ligeros a su estado líquido.
A medida que el petróleo es sacado del fondo de la formación, la tapa de gas se
expande ayudando a impulsar el fluido desde la formación hasta la superficie.
Del 20‐40% del petróleo original en el sitio es recuperado.
La relación gas petróleo de los fluidos producidos en el separador incrementará en
forma constante con el tiempo.
Surface Well Testing Introducción
Página 16 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Impulso con Agua:
Agua atrapada por debajo de la formación de rodamiento del hidrocarburo en un
acuífero que se considera generalmente más grande que la formación de `petróleo.
A medida que el petróleo es arrastrado hacia afuera de la formación, el agua se
expande para mantener la presión del yacimiento.
Del 35‐75% del petróleo original en el sitio es recuperado.
La presión del yacimiento permanece alta y por tal razón la relación gas petróleo del
líquido producido en el separador permanece estable con el tiempo.
Surface Well Testing Introducción
Página 17 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Métodos Secundarios de Recuperación
Para prolongar la vida de un pozo, el cliente empleará diferentes métodos para maximizar la
cantidad de hidrocarburos que pueden ser recuperados del yacimiento.
Estos incluyen pero no se limitan a:
Inyección de agua dentro del acuífero por debajo de las rocas de rodamiento del
hidrocarburo para mantener la presión.
Inyección de gas dentro de la capa de gas de un pozo para mantener la presión y
desplazar más hidrocarburos desde el pozo.
Gas Lift para aligerar la columna hidrostática del fluido desde el yacimiento hasta la
superficie y mantener así la producción.
Inyección de vapor para cambiar la viscosidad de los fluidos y hacer que el petróleo
esté más dispuesto a circular.
Volver a perforar y completar pozos usando técnicas de perforación horizontal para
maximizar el área del yacimiento que puede ser drenada exitosamente colocando
como objetivo “charcos” de petróleo que hasta este punto no habrían contribuido a
la producción.
Cuándo es un pozo un pozo de petróleo o un pozo de gas?
Si el GOR (relación gas petróleo) es 5,000 scf/bbl o más, entonces tenemos un pozo
de gas
Si el GOR es Menor de 5,000 scf/bbl, entonces tenemos un pozo de petróleo
La clasificación de los fluidos de los yacimientos de hidrocarburos se hace así:
Fluido Gravedad API
Crudo Pesado <20
Crudo Negro 30‐45
Crudo Volátil (Condensado) 45‐70
Gas Condensado
Gas Seco
Con propósitos de prueba de pozo, usualmente trabajamos en condensados que tienen un
API de 50o o más, cualquier cosa por debajo de 50o se considera petróleo.
Surface Well Testing Introducción
Página 18 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Un registro histórico breve de los eventos significativos en el pasado reciente:
3000 BC – Los Persas usaban asfalto para la construcción
2000 BC – Los egipcios usan brea para la lubricación y la momificación
1200 BC ‐ China desarrolla tuberías primitivas para mover petróleo y gas
1859 – Descubrimiento del Pozo de Drake, Titusville, PA 61’
1878 ‐ Thomas Edison inventa la bombilla
1886 ‐ Karl Benz/Gottlieb Daimler inventan el motor de combustión interna
1901 ‐ Lucas/Spindletop 1100’ con equipo rotatorio y lodo
1930s ‐ BP hizo los primeros hallazgos significativos de petróleo en el Medio Oriente
2007 – Pozo Exxon Z‐11, PT de 37,016 pies en 61 días
Surface Well Testing Introducción
Página 19 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Prueba de Pozo en Superficie (Surface Well Testing)
Qué es una prueba de pozo?
Una prueba de pozo es un proceso en el cual se hace circular un pozo de gas o de petróleo
hasta la superficie bajo condiciones controladas para permitir la medición de presiones,
temperaturas y velocidades de circulación en superficie, mientras al mismo tiempo se mide
los cambios de presión y temperatura en el fondo del yacimiento tan cerca a la formación
de producción, donde sea posible instalar un indicador de presión de forma segura.
No todos los pozos fluyen desde la formación del yacimiento hasta el well bore vertical y
hasta superficie. Los parámetros que determinan si el pozo circulará son los enumerados a
continuación:
Presión del yacimiento: Debe haber suficiente presión del yacimiento en el well bore
de la formación para empujar el fluido hasta la superficie superando la cabeza
hidrostática de los fluidos en condiciones estáticas y mientras la circulación supere la
cabeza hidrostática de los fluidos en circulación, más la fricción creada por la
circulación entre el fluido y la tubería vertical del well bore.
Porosidad de la formación: La cantidad de espacio disponible entre los poros de la
roca adecuada para retener los fluidos, medida como un porcentaje del volumen
total de la roca.
Permeabilidad de la formación: Una medida de la capacidad de las formaciones para
permitir que los fluidos circulen desde un espacio poroso hasta el siguiente. La
permeabilidad de la formación se mide en unidades Darcy.
Viscosidad del fluido: Una medida de la fricción interna entre las moléculas del fluido
ej. la facilidad con la cual circula el fluido. La unidad de la viscosidad es centipoises.
Densidad del fluido: El petróleo se mide en unidades API; el gas es comparado a la
densidad del aire.
Compresibilidad la formación (roca).
Compresibilidad del fluido.
La presencia de “skin” positiva o negativa sobre la formación cerca del well bore.
o Una “skin” positiva es la indicación de una reducción en la permeabilidad
natural de la formación cerca al well bore y causada por la invasión de fluidos
de la perforación dentro de los poros de la formación
o Una “skin” negativa es la indicación de un incremento en la permeabilidad
natural de la formación cerca al well bore causada por la estimulación o
fracturamiento de la formación.
Surface Well Testing Introducción
Página 20 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Condición Ideal
Si un pozo circula libremente, esto se debe a que hay una combinación adecuada de estos
parámetros que en forma conjunta facilitan el movimiento libre del fluido a través y desde
la formación hacia el well bore vertical y hacia arriba de los tubulares hasta la superficie.
La condición ideal es un pozo que hace fluir grandes volúmenes de gas o petróleo hasta la
superficie con una disminución lenta en la presión del yacimiento en el well bore.
Combine esta condición con pozos adicionales perforados en la misma formación para
probar el tamaño y prolongación del yacimiento, entonces es posible que la Compañía
Petrolera tenga un hallazgo comercial significativo. La siguiente etapa para ellos es invertir
grandes sumas de dinero desarrollando el campo y colocándolo en producción.
En estas condiciones la Compañía de Exploración probablemente recuperará el costo de la
perforación de los pozos y el desarrollo del campo en un período de tiempo bastante corto
y continuará ganando dinero del pozo por muchos años.
En el mercado de hoy, la prueba de pozos toma muchas formas diferentes que cubre desde:
Prueba de Velocidad Múltiple
Prueba de Contra Flujo
Alta presión alta Temperatura
Prueba de Velocidad Múltiple: donde se hace circular el pozo mediante choques de
diferentes tamaños para establecer cómo se comportará el yacimiento bajo diferentes
condiciones.
Se registra las presiones y temperaturas del fondo del hueco
Se registra las presiones y temperaturas de la superficie
Se registra la presencia de sólidos y agua en una muestra de los fluidos producidos
(Base, sedimento y agua: BS&W)
Se mide la velocidad de circulación del petróleo, gas y agua en el separador
Se toma muestras del fluido para el Análisis PVT de Laboratorio
o Muestras del fondo del hueco
o Muestras de superficie
Se monitorea cuidadosamente la respuesta de presión cuando el pozo es cerrado
antes de hacerlo circular y puede obtenerse información acerca de la permeabilidad
de la formación o en algún caso la prolongación del yacimiento.
Surface Well Testing Introducción
Página 21 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
Prueba de Contra Flujo: En esta prueba se coloca menos atención a las condiciones del
fondo del hueco y puede hacerse fluir el pozo solamente con una velocidad para limpiar el
pozo antes de hacer circular los fluidos dentro de una línea de producción.
Se registra las presiones y temperaturas de superficie
Se registra la presencia de sólidos y agua en una muestra de los fluidos producidos
(Sedimento y agua base: BS&W)
Se mide las velocidades de circulación del petróleo, gas y agua
Puede o no tomarse muestras para análisis de laboratorio
Prueba de tratamiento con fractura pre y post para establecer qué tan efectivo ha
sido el tratamiento con fracturamiento
Pruebas de interferencia para establecer si el hacer circular un pozo tiene algún
efecto sobre la producción /presión en un pozo cercano.
Prueba de Alta Presión, Alta Temperatura (HPHT)
En pozos donde la temperatura del fondo del hueco es mayor de 300 0F
Requiere una Preventora con un régimen nominal de presión mayor de 10000 psi
Gráfico de una prueba típica de pozo
Surface Well Testing Introducción
Página 22 de 22 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford. Rev 0 (2012‐01)
NOTAS…