tipos de prueba de presiÓn
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TIPOS DE PRUEBAS DE PRESIÓN
Análisis Práctico de Pruebas de Presión
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Ambientes de las Pruebas de Presión
• Hoyo Abierto♦ Testing while Drilling and Producing♦ Probador de Formación
• Durante la Perforación• Con Cable
♦ DST
• Hoyo Entubado♦ DST♦ Pruebas Extendidas
• Pruebas de Interferencia• Pruebas Limite de Yacimiento
♦ Pruebas de Producción♦ Monitoreo Permanente
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Tipos de Pruebas de Presión
• Pruebas Convencionales♦ Declinación o Draw-Down♦ Restauración o Build-Up♦ Inyección♦ Disipación o Fall-Off
• Micro-Probador de Formación
• Drill Stem Test
• Pruebas de Interferencia
• Pruebas de Límite de Reservorio
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Micro Pruebas de FormaciónPrueba Típica
tim tsb tendtib
Pre
ssu
re (
psi)
Time (sec)
Hydrostatic
Mudcake test
Drawdown
Buildup
Open valve
tdd
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MFT, Tasa Múltiple
Mud Hydrostatic (Mud Hydrostatic (PPhydhyd))
Set PressuresSet Pressures
Start of First Pretest DrawdownStart of First Pretest Drawdown
Second DrawdownSecond Drawdown
Drawdown PressuresDrawdown Pressures
Open Equal ValveOpen Equal Valve
Time Time (seconds)(seconds)
PressurePressure(psi)(psi)
00
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Análisis Micro-Probador de Formación
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Diseño Micro-Probador de Formación
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Nivel, Pulsante y Observador
Phase delay ~ Kv
Ao
Ap
Pretest piston displacement
Prueba de Pulso Vertical
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5650
5750
5850
5950
6050
6150
240
250
260
270
280
290
300
310
320
330
340
350
360
Pres
sure
(psi
)
04
812
1620
Rat
e (c
m3 /s
)
First Drawdown with Both Probes
Flow Rate (cm3/s)
Vertical Probe Pressure Pulse (9 psi)
Source Probe Pressure Pulse (318 psi)
0.1
110
100
1000 Ti
me
(sec
)
Perm
eabi
lity
(mda
rcy)
0.01
0.1
110
100
Ani
sotro
py (k
v/kh)
Spherical Permeability (mdarcy) Anisotropy (kv/kh)
Horizontal Permeability (mdarcy)Movilidad y Anisotropía
Análisis Pulso Vertical
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Pruebas Drill Stem Test, DST
• Herramientas de Fondo• Equipo de Superficie• Adquisición de Datos• Equipo de Cañoneo TCP (Opcional)• Análisis e Interpretación
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Herramientas de Fondo
VALVULA DE CIRCULACION VALVULA DE CIRCULACION
VAVULA DE PRUEBAVAVULA DE PRUEBA
REGISTRADORES REGISTRADORES
MARTILLO HIDRAULICOMARTILLO HIDRAULICO
EMPACADURAEMPACADURA
CABEZA DE DISPAROCABEZA DE DISPARONIPLE DE FLUJONIPLE DE FLUJO
TUBERIATUBERIA
JUNTA DE SEGURIDADJUNTA DE SEGURIDAD
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Equipo de Prueba de Superficie
DATA HEADER
CHOKE MANIFOLDCHOKE MANIFOLD
Well StreamWell Stream SEPARATOR HISEPARATOR HI
Data Acquisition SystemData Acquisition System
STORAGESTORAGE
TANKTANK
CALIBRATIONCALIBRATIONTANKTANK
WaterWater
Oil
SEAPARATOR LOSEAPARATOR LO
OilOil
Gas Hi
WATERWATERTANKTANK
Well MUC-46
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Típica Carta de Presion
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Bajando Herramientas
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Asentando Empacadura
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Abriendo Válvula de Prueba
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Cañoneando
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Pozo Fluyendo en la Tuberia
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Pozo Cerrado en el Fondo
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Pozo Fluyendo en Superficie
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Pozo Cerrado en el Fondo
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Desasentando Empacadura
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Sacando Herramientas
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Presión, Permeabilidad y Skin
CA
UD
AL
(MM
pcs/
d)C
AU
DA
L (M
Mpc
s/d)
PRES
ION
(psi
a)PR
ESIO
N (p
sia)
TIEMPO (hrs)TIEMPO (hrs)
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12 18 24 30 36 42 48 54 60 66 72 78 84 900
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
DD # 2
BU # 1 BU # 2
Pr = 11482 psiaK = 7.3 md
s = 1.93
DD # 1
DD # 3,4
DD # 5
DD # 6,7
BU # 3 BU # 4
Pr = 11492 psiaK = 7.3 md
s = 0.98
Pr = 11493 psiaK = 7.4 mds = 0.76
Pr = 11481 psiaK = 7.3 md
s = 0.21
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Prueba de Pulso Areal
P0
q
P0
Delay ~ Kh
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Prueba de Pulso Areal
P0
q
P0
q
P0
0P
Delay ~ Kh
Delay ~ Kh
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Well-Testing While DrillingUBA Information
Upstream & Downstream
• Formation Fluid Rates vs Time & Depth
From Downhole
• Bottom Hole Pressure
vs Time & Depth
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-10000.00
-5000.00
0.00
5000.00
10000.00
15000.00
21 Dec 98 22 Dec 98 23 Dec 98 24 Dec 98 25 Dec 98 26 Dec 98 27 Dec 98 28 Dec 98
Pro
duc
ed F
luid
Min
us
Inje
cted
Wat
er
-4.00
-3.00
-2.00
-1.00
0.00
1.00
2.00
Prod Fluid Minus Inj Fluid
Prod Gas Minus Inj Gas
UBA Surface Data Acquisition
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Pressure While Drilling
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UBA Acquired Information
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50 5.00 5.50
Elapsed Time, days
Produced Oil Flow Bbls/DAY Depth Ft Calculated BHP psia
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UBA Reservoir Integration Concept
Incorporate Reservoir into UBA “Model”
• Measured down-hole pressures and rates contain Reservoir Information
• Reservoir information can be extracted by coupling a reservoir model to the UBA data acquisition stream
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UBA Reservoir Model
Iw(0) = 0
Assumption:
Influx into the Wellis uniform over
Iw(t)
q(0) = 0
Assumption:
Influx into the Wellis uniform over
IIww(t(t))
Iw(t)
rree
h
rw
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Pressure History Match
-7000
-6000
-5000
-4000
-3000
-2000
-1000
0
10000.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50 5.00 5.50
Elapsed Time, days
Del
ta p
, psi
a
Measured Delta P Calculated Delta P
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Productivity Index
-20
-15
-10
-5
0
50.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50 5.00 5.50
Date and Time
Prod
uctiv
ity In
dex,
STB
/D/p
si
Measured Response Calculated Response
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Well-Logs, LWDBulk Density
g/cc1.65 2.65
Neutron Porositypu60 0
Deep Phase Res.Ohm-m0.2 20
Shallow Phase Res.Ohm-m0.2 20
Medium Phase Res.Ohm-m0.2 20
ROP Averageft/h1000 0
Gamma Rayapi0 300
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MDinft
1:50
7050
7150
7250
7350
7450
7550
Data Integration
Bulk Densityg/cc1.65 2.65
Neutron Porositypu60 0
Deep Phase Res.Ohm-m0.2 20
Shallow Phase Res.Ohm-m0.2 20
Medium Phase Res.Ohm-m0.2 20
ROP Averageft/h1000 0
Gamma Rayapi0 300
Underbalance Pressurepsig1000 0
Well Flow RateSTB/d0 1000
Productivity IndexSTB/d/psi0 50
Formation Permeabilitymd0 1000
ProductivityIndex
Well-Logs, LWD Pressure & Rates, PWD UBA
ProductivityIndex
PermeabilityPermeability
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Value of Reservoir Analysis
• Reservoir Analysis While Drilling♦ Identify Permeability Changes ♦ Identify Hydrocarbon and Depleted Zones♦ Determine Reservoir Boundaries
• Oil / Water Contacts, Gas Caps
♦ Calculate Production Forecast♦ Estimate Ultimate Recovery
• Impact the Asset Assessment Process
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Asset Value Assessment Process
CumCashFlow
Spud Completion ProductionLogging Data
Interpret-ation
EconomicAsset
Decision
WellTest
Decision Making
Well TestTD
Conventional Well
Underbalanced Well Well Logs
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