Pruebas de Formación

Pruebas de Formación, Medición de la Permeabilidad y Pruebas de Pozos

¿Qué es?

Estos tres títulos son sinónimos de lo que esencialmente es encontrar las propiedades de la formación que afectan la manera en que circula el fluido a través de la tierra, ya sea un yacimiento de gas, un acuífero o las rocas que rodean una excavación.

Sigra lleva a cabo dichas pruebas para las industrias petroleras, mineras, civiles y de aguas subterráneas.

El proceso implica hacer que se produzca el flujo y encontrar los cambios de presión asociados con ese flujo. Los métodos de prueba implican el bombeo desde un pozo o la inyección en un pozo y medir el cambio de presión en dicho pozo o en pozos de monitoreo circundantes durante los períodos de flujo y recuperación.

Debido a las diversas profundidades y fluidos, los procesos de prueba pueden diferir, pero los fundamentos siguen siendo los mismos. La nomenclatura utilizada en diferentes disciplinas varía. Los ingenieros de petróleos trabajan en centipoises para medir la viscosidad y milidarcys para la permeabilidad. Los ingenieros de aguas subterráneas mezclan las dos con la densidad y crean una unidad conocida como permeabilidad o, más correctamente dicho, conductividad hidráulica.

Resumen de las Pruebas de Formación con Algunas Referencias a los Carbones

Las pruebas de permeabilidad in situ se llevan a cabo para obtener una medida de la permeabilidad en el suelo. Implica invariablemente medir el flujo de un pozo o en un pozo. Además implica la medición de la presión. Esto normalmente se realiza dentro del pozo de prueba, pero también puede llevarse a cabo en pozos de observación.

[toggle_box] [toggle_item title=”Al llevar a cabo un ensayo de permeabilidad, los aspectos que deben tenerse en cuenta son:” active=”false”]

  1. ¿Se conoce la geometría de la formación que se somete a prueba? Esto abarca todos los diferentes tipos de límites, tales como fallas, adelgazamiento o recarga. También abarca las formaciones adyacentes. ¿Son sellamiento, casquetes de gas, acuíferos o superficies freáticas fluctuantes? Sin el conocimiento de la geometría, el análisis de la prueba de pozos podría ser completamente erróneo. Sin embargo, con frecuencia, los resultados de las pruebas de pozos ayudan a proporcionar la clave de la geometría del yacimiento.
  2. ¿Cuántas fases existen (gas, agua, aceite) en el yacimiento que se analiza? La singularidad de la solución de una prueba de varias fases está siempre en duda. Es mucho mejor someter a prueba la fase predominante. Para carbones en su estado original, esto generalmente significa agua, ya que la mayoría de los carbones normalmente son agua saturada hasta que se ha reducido la presión y el gas es desorbido.
  3. La permeabilidad es direccional? La mayoría de los carbones exhiben una permeabilidad direccional significativa.
  4. ¿Cómo varía la permeabilidad durante la producción o drenaje? Los carbones muestran generalmente una relación muy marcada entre la tensión efectiva y la permeabilidad. Es posible que los carbones cambien su permeabilidad por un orden de magnitud, si la presión dentro de la veta se reduce algunos megapascales.
  5. ¿Qué ocurre cerca del orificio del pozo de prueba? El comportamiento de la formación cerca del orificio del pozo generalmente es diferente de la del resto del yacimiento. Esto puede deberse a:
    • Invasión del fluido de perforación que cambia la viscosidad del fluido adyacente al pozo.
    • Materia particulada que ingresa al espacio poroso o fisuras adyacentes al pozo y que cambia su permeabilidad.
    • Cambios de tensión efectiva cerca del orificio del pozo que cambian la permeabilidad de la formación. Esto se aplica particularmente al caso del carbón.
    • Aflojamiento de la formación adyacente al orificio del pozo que provoca el aumento de la permeabilidad cerca del pozo. Este caso se aplica particularmente a las gravas y arenas que se aflojan mientras se relajan en una pantalla.
    • Efectos del flujo no lineal cerca del orificio del pozo. En yacimientos de mayor permeabilidad es posible tener caudales lo suficientemente altos que el flujo adyacente al orificio del pozo se vuelve turbulento.
    • Variación de fase cerca del orificio de un pozo. En el caso de los carbones es posible disminuir la presión durante un período lo suficientemente largo que el gas es desorbido del carbón. Debido a los efectos de las múltiples fases, el gas puede bloquear parcialmente el movimiento del agua hacia el orificio del pozo.
  6. El almacenamiento del orificio del pozo puede ser importante en las pruebas de pozo donde el caudal que entra en el pozo es pequeño en comparación con el volumen del mismo. Este es el caso de los líquidos donde el pozo pierde y gana volumen de fluido con cambio de nivel de líquido o en el caso de pozos de gas debido al cambio en el volumen almacenado con diferentes presiones dentro del pozo.
  7. El radio de investigación de un pozo de prueba cuenta, ya que es importante conocer el grado de representatividad de un volumen de formación que se somete a prueba. Si el volumen es demasiado pequeño, el resultado de una prueba podría simplemente representar el barro dañado o la zona sometida a tensión en torno al pozo. Si es grande, entonces da confianza al resultado. Cuanto mayor sea la permeabilidad y la duración de la prueba, entonces más grande es la zona de influencia. Sigra utiliza el concepto del radio eficaz medio de investigación para caracterizar la zona de pruebas.

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El Análisis de las Pruebas de Pozos

El análisis de las pruebas de pozos debería permitir la determinación de la permeabilidad, la presión del yacimiento, el grado de daño por la permeabilidad cerca del orificio del pozo y el radio de investigación. Esto se logra con más facilidad mediante pruebas de un pozo con un caudal único seguido de un período de acumulación durante el cual no tiene lugar ningún flujo. Si la prueba se prolonga, podría observarse la reducción de su presión total (dibujado abajo) y podría hacerse una estimación del tamaño del yacimiento. Donde pueden utilizarse pozos de observación puede obtenerse información adicional sobre el comportamiento de almacenamiento y la permeabilidad direccional del yacimiento.

Poder desentrelazar una prueba compleja de múltiples velocidades es teóricamente posible si las propiedades del yacimiento permanecen absolutamente constantes y se conoce la geometría del yacimiento. Sin embargo, en la mayoría de los casos reales es una complicación indeseable. Esto se aplica particularmente al caso en que las presiones cerca del orificio del pozo varían ampliamente, con caudales que causan cambios en la tensión efectiva y la permeabilidad en el área cerca del orificio del pozo.

Tipos de Pruebas

En alguna medida es necesario tener presente aspectos prácticos. El primero consiste en mantener la sencillez de cualquier procedimiento de prueba. El segundo es garantizar que la prueba produzca resultados que se pueden analizar.

[toggle_box] [toggle_item title=”Pruebas en un Solo Agujero ” active=”false”]Las pruebas en un solo agujero son aquellas en las que la prueba se lleva a cabo por completo dentro de un solo agujero. Estas pruebas pueden, si se realizan correctamente, analizarse para proporcionar información sobre la permeabilidad media geométrica y, con suposiciones, sobre el comportamiento de pérdidas cerca del orificio del pozo. No puede analizarse una prueba en un solo pozo para proporcionar estimaciones confiables de los efectos de almacenamiento en el yacimiento, tales como la compresibilidad, la porosidad del producto, el coeficiente de almacenamiento o el rendimiento específico.[/toggle_item]

[toggle_item title=”Pruebas de Pozo en Varios Agujeros” active=”false”]Las pruebas de pozo en varios agujeros pueden utilizarse para proporcionar información sobre la permeabilidad direccional y los efectos de almacenamiento siempre que algunos de los pozos se utilicen como pozos de observaciones. Estas pruebas pueden ser de varias formas. La más común es de un solo pozo que fluye rodeado de otros pozos que contengan piezómetros para determinar el cambio de presión de fluido en el mismo. Alternativamente, puede estar compuesta por varios pozos que se hacen fluir secuencialmente y se observan en otros pozos. El proceso de flujo puede ser a una sola velocidad, en cuyo caso se obtiene la información sobre el yacimiento a partir del cambio de presión con el tiempo. También puede obtenerse información del yacimiento produciendo o inyectando de una manera pulsada y observando el cambio de tiempo del pulso que llega.[/toggle_item]

[toggle_item title=”Pruebas de Infiltración Rápida (Slug Tests)” active=”false”]Las pruebas de infiltración rápida (slug tests) son la prueba más sencilla que puede realizarse. Se vierte un volumen de agua en el pozo y el nivel del fluido disminuye a medida que fluye hacia fuera en la formación en que tiene lugar. Para poder llevar a cabo este tipo de prueba, la presión de descarga potencial en la formación debe estar por debajo del nivel superficial. Se trata de una prueba de caudal variable con presión variable en el pozo. Debido a la dirección de flujo del fluido, el fluido introducido al yacimiento no es fluido del yacimiento y podría no tener una viscosidad similar. También puede contener materia particulada que lleva a la obstrucción de las fisuras o poros adyacentes al orificio del pozo. Estos efectos y el cambio de la presión del pozo conducen a efectos variables cerca del orificio del pozo que no pueden separarse analíticamente a partir del comportamiento del yacimiento. A pesar de los trabajos de Hvorslev (1951) y otros desde entonces, estas pruebas no pueden interpretarse de manera confiable.[/toggle_item]

[toggle_item title=”Pruebas de Obturador” active=”false”]Las pruebas de obturador han sido utilizadas por la industria de la ingeniería civil durante muchos años. La técnica básica fue propuesta por Maurice Lugeon (1933). En esta, una sección del pozo es atravesada por obturadores y se inyecta agua con una presión de 1 atmósfera en la superficie. La conductividad hidráulica se expresa en términos del valor de Lugeon, que se define de forma empírica como la conductividad hidráulica necesaria para alcanzar un caudal de 1 litro por minuto por metro de intervalo de prueba bajo una presión de agua de referencia igual a 1 MPa. Si el caudal es mayor, el valor Lugeon es proporcionalmente mayor. Este tipo de prueba no toma en cuenta el potencial (nivel) del fluido inicial en el agujero. También supone que el flujo alcanza rápidamente el estado estable y no toma en cuenta los efectos cerca del orificio del pozo. Estos tres supuestos implican que los resultados de la prueba no son interpretables en términos de valores reales de permeabilidad. El método tiene cierto uso para definir de forma empírica el grado de fracturación en la masa de roca que se somete a prueba, pero no debe interpretarse más allá de esto.[/toggle_item]

[toggle_item title=”Pruebas de Bombeo” active=”false”]Las pruebas de bombeo son la prueba estándar utilizada por los hidrogeólogos. Estas se llevan a cabo normalmente a velocidad constante, ya que esto conduce al análisis más sencillo. En los casos en que la permeabilidad es baja, una parte importante del fluido producido podría proceder del almacenamiento del orificio del pozo. Ajustar el caudal al comienzo de la prueba siempre representa un problema y en los casos de caudales menores es con frecuencia difícil mantener una velocidad de bombeo constante con la precisión adecuada. Si se puede mantener una velocidad constante, se pueden encontrar buenos resultados con un bombeo prolongado. Esto es así sobre todo si los puntos de observación equipados con piezómetros están espaciados alrededor del pozo de bombeo. En este caso, los términos de pérdidas del pozo se vuelven irrelevantes y se pueden determinar los parámetros de la formación de permeabilidad y los términos de almacenamiento.

También podría realizarse una prueba de bombeo a una presión constante en el pozo. Dicha prueba es adecuada para un orificio artesiano que se produzca a la presión atmosférica en la superficie. El análisis de tal prueba con pozos de observación es sencillo, pero para el caso en que la prueba se lleve a cabo totalmente en el pozo de producción, un caudal variable complica la determinación de los efectos cerca del orificio del pozo. Las pruebas de bombeo a largo plazo con reducción significativa de presión en los carbones pueden conducir a la producción de gas a través de desorción. En este caso, el análisis se complica ya que no existe un proceso definitivo a tratar. Las pruebas de bombeo que son seguidas de un período de recuperación no productivo son especialmente valiosas ya que la acumulación de presión se determina sin los efectos de flujo importante en el pozo. Por lo tanto, los términos de pérdidas del orificio del pozo pueden eliminarse del análisis.[/toggle_item]

[toggle_item title=”Pruebas de Interferencia” active=”false”]Las pruebas de interferencia pueden considerarse como el término de petróleo para las pruebas de bombeo en las que el pozo productor tiene varios transductores de presión en los pozos circundantes para monitorear los efectos de la producción. Sin embargo, a veces una prueba de interferencia puede realizarse por inyección. Aunque la inyección eliminará el riesgo de flujo de dos fases en la mayoría de los yacimientos de carbón, se corre el riesgo de daños en el orificio del pozo por la inyección de fluidos extraños o la penetración de arcilla en las fisuras.[/toggle_item]

[toggle_item title=”Pruebas de Vástago de Perforación (DST, por sus siglas en inglés) ” active=”false”]Las Pruebas de Vástago de Perforación constituyen una forma simple de prueba de producción. La prueba consiste en aislar la formación a ser sometida a prueba mediante obturadores. Por encima de los obturadores se encuentra una barra de perforación parcialmente vacía. Una vez que se haya estabilizado la presión en la zona de prueba, se abre una válvula situada entre la zona de prueba y la barra de perforación, de manera que el fluido de la formación circule en la barra. El volumen del fluido se determina por el cambio de presión del fluido en la barra y por la medición del flujo de gas en la superficie. Después de un período de flujo, se cierra la válvula y se monitorea la acumulación de presión. Este período de acumulación se mide con flujo cero y, por lo tanto, está libre de efectos cerca del orificio del pozo.

En general, se encuentra que en los carbones hay pérdidas de presión significativas en el orificio del pozo, lo que significa que el caudal de entrada al pozo se rige más por estos efectos en lugar de la permeabilidad de la veta de carbón. Por lo tanto, el caudal de entrada para la mayoría de las DST en el carbón es casi constante. Si el tiempo de flujo de entrada y la caída de presión es limitada, entonces la desorción de gas del carbón no es una cuestión importante en el proceso de prueba. El análisis de la prueba se basa en el caudal, el tiempo de flujo y la pendiente de la gráfica de la presión en función de la acumulación de tiempo de registro. Si se realiza una suposición acerca de las condiciones de almacenamiento de la formación, entonces se pueden determinar los términos de pérdidas en el orificio del pozo.

La respuesta temprana de la presión después de cerrar en una prueba DST suele proporcionar una indicación de la característica tensión efectiva– permeabilidad de una veta de carbón y la respuesta tardía de la presión es una función de la permeabilidad del yacimiento sin perturbaciones.[/toggle_item]

[toggle_item title=”Pruebas de Caída de Inyección” active=”false”]Las pruebas de caída de inyección implican la inyección en la formación a ser sometida a prueba durante un período, después del cual se detiene el flujo y se mide la característica de disminución de la presión. El análisis es el mismo que para las DST. Las limitaciones de la prueba provienen de la inyección de fluidos no relacionados con el yacimiento y el posible daño del orificio del pozo debido a la entrada de partículas en el espacio de los poros finos o las fisuras.[/toggle_item]

[toggle_item title=”Prueba de Descarga Variable con Cierre ” active=”false”]La prueba de descarga variable con cierre es una variante de la prueba de caída de inyección. Es adecuada para yacimientos con presiones bajas (descargas). Se trata de llenar la barra de perforación con un líquido por encima de una zona de prueba aislada mediante obturadores. Una vez que se haya alcanzado una presión estable en la zona de prueba, se abre la válvula y el flujo tiene lugar a partir de la barra en la formación. La válvula se cierra y la presión de la zona de prueba se monitorea mientras se estabiliza. La prueba es el equivalente de la inyección de una DST.[/toggle_item]

[toggle_item title=”Pruebas de Tasa Escalonada Ascendente” active=”false”]Las pruebas de tasa escalonada ascendente se utilizan con la producción para determinar las características de producción del orificio del pozo no lineal generalmente asociados con flujo laminar y turbulento. En esta, el pozo se bombea generalmente en tres tasas crecientes escalonadas durante un período lo suficientemente largo como para que se pueda determinar una tasa de disminución de la presión lineal (descarga) con respecto al tiempo de registro. Un enfoque alternativo de una prueba de tasa escalonada es inyectar a una tasa de aumento gradual hasta que tenga lugar la fractura hidráulica de la formación.[/toggle_item]

[toggle_item title=”Pruebas Diagnósticas de Inyección de Fractura” active=”false”]Las pruebas diagnósticas de inyección de fracturase utilizan en los yacimientos de baja permeabilidad. El proceso de prueba consiste en bombear fluido en una zona de prueba a una presión y velocidad suficiente para que el yacimiento se fracture. Luego cesa el bombeo y se monitorea la disminución de la presión. La disminución se analiza durante un periodo lineal cuando la fractura gotea y se cierra, y por el comportamiento de flujo radial mucho después del cierre de la fractura. El análisis de flujo lineal se complica por el hecho de que se desconoce la geometría y el tamaño de la fractura. El método de prueba se ha popularizado simplemente porque cierto flujo puede inducirse en lo que, de lo contrario, sería un yacimiento demasiado impermeable para el flujo. Supera el problema de que un pozo que no fluye tenga una permeabilidad no definida – que la solución sea confiable es otro asunto.[/toggle_item]

[toggle_item title=”Pruebas de Impulsos” active=”false”]Las pruebas de impulsos implican el bombeo desde un pozo o en un pozo y el seguimiento de los cambios de presión en los pozos de observación. Son especialmente adecuadas para los yacimientos de alta permeabilidad y donde no hay tiempo para esperar que la característica de cambio de presión sea visible en el pozo de observación. El análisis de la prueba de impulsos se basa en el retraso de tiempo entre el impulso de producción y la observación del pulso de presión de la misma. El impulso generalmente se repite para obtener cierta certeza del resultado. Las pruebas de impulso entre varios pozos permiten que se determinen las características de permeabilidad direccional. Las pruebas de impulsos requieren transductores de presión muy sensibles y almacenamiento cero en el pozo en el que se utilizan.[/toggle_item]

[toggle_item title=”Pruebas de Pozos Múltiples en Grupos” active=”false”]Las pruebas de pozos múltiples en grupos pueden utilizarse para determinar el comportamiento de un yacimiento de forma ventajosa. En este caso, la producción o la inyección se llevan a cabo en cada pozo y el efecto de ese pozo se observa en los pozos adyacentes. Proporciona múltiplos de la información que se obtendría a partir de una única prueba de interferencia con la ventaja particular de que hay pozos que fluyen adecuados que permiten una determinación estadística de los parámetros del yacimiento. Evita problemas con el caso en que un solo pozo productor se encuentre en una zona de permeabilidad particularmente alta o baja.[/toggle_item]

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