INSTRUMENTOS DE MEDICIÒN UTILIZADOS EN LAS PRUEBAS DE PRESIÓN

El uso masivo de computadoras personales, ha facilitado la aplicación del método de la derivada de presión y la simulación con curvas tipo para el análisis de las pruebas de presión transitoria en la industria petrolera. El concepto de la derivada de presión con respecto al tiempo en el análisis de pruebas de presión lo introdujeron Bourdet et al en el año 1983. Esta técnica consiste en graficar la velocidad de cambio de la presión (la derivada de la presión) con respecto a una función de tiempo versus el tiempo transcurrido, en una escala doble logarítmica. El gráfico de la derivada ofrece la ventaja de proporcionar una línea de pendiente cero (estabilización horizontal) para los regímenes de flujo cilíndrico.

La derivada de presión es sumamente sensible a las variaciones de la presión provocada por los cambios ocurridos en los regímenes de flujo que se producen en el yacimiento; aún cuando se producen a los tiempos tardíos. Debido a ello, la buena capacidad del instrumento utilizado para adquirir los datos de presión transitoria, adquiere suma importancia. Si el sensor o medidor introduce cambios debidos a las características del instrumento y no provocados por variaciones reales de la presión, se obtendrá una interpretación incorrecta y, en consecuencia se puede llegar a cometer graves errores en el cálculo de los parámetros del pozo y del yacimiento.

Las condiciones del fondo del pozo constituyen un gran desafío para la operación de un sensor de presión: puede verse afectado por golpes producidos durante las carreras de entrada y salida del pozo; por las elevadas presiones y temperaturas que pueden sufrir cambios muy bruscos debido a los procesos de producción, inyección o estimulación; por la presencia de substancias químicas hostiles como ácido sulfhídrico (H2S), Dióxido de Carbono (CO2) o ácidos de estimulación; y por las vibraciones provocadas por el flujo mismo de los fluidos, o los golpes causados por los cañones de perforación bajados con la tubería de producción.

Cuando se utiliza una sonda para adquirir datos durante las pruebas de presión transitoria, las características fundamentales del instrumento son la deriva, el ruido, la resolución y la respuesta del instrumento frente a una variación de temperatura. En efecto la sonda debe estar diseñada para poder mantener el comportamiento metrológico frente a estas condiciones difíciles. A continuación hacemos una breve descripción de estas características:

- Precisión: se refiere a la variación máxima esperada del valor medido con respecto al valor real.

- Repetitividad: la variación máxima esperada cuando se realiza varias veces la misma medición.

- Resolución: el menor cambio del valor real que la sonda es capaz de detectar. Respuesta a la presión transitoria durante una variación de temperatura: la tendencia de la sonda a variar la medida de presión cuando se produce algún cambio en la temperatura ambiente del sensor. Los cambios en la temperatura son de particular importancia cuando se realizan pruebas en pozos de gas.

- Histéresis: si la presión real aplicada sobre la sonda aumenta gradualmente hasta alcanzar la presión máxima admitida, y luego se vuelve a reducir a cero, la histéresis es la diferencia máxima entre la medida en el ciclo creciente y la medida en el ciclo decreciente para un valor real cualquiera de la presión.

- Deriva: el cambio de la presión medida por la sonda mediante un periodo de tiempo dado cuando se aplica una presión constante de referencia.

- Ruido: la oscilación de la medida de presión cuando se aplica una presión de referencia constante.

En todos los ejemplos que se presentan a continuación, se ha tomado como base una formación de 100 pies de espesor y una producción del pozo de 5.000 bppd.

En la Figura (a) se observa el gráfico doble logarítmico de recuperación de presión, en una formación cuya permeabilidad es de 1darcy. El modelo de simulación utilizado era el de en un yacimiento homogéneo, infinito en extensión, y con efectos de almacenamiento y daño en el pozo. Los datos que aparecen en rojo son los simulados, incluyendo la deriva de la sonda de 0,5 lpc /día. Se observa que estos datos simulados se desvían del modelo a los tiempos tardíos, e indican así un falso límite o reducción de la permeabilidad lejos del pozo.

En la Figura (b) se observa el mismo caso, pero la permeabilidad de la formación es de 100 md y la deriva de la sonda es de 2 lpc/día. En este caso también se observa una desviación errónea a los tiempos tardíos.

Figura (a) Figura (b)

Figura (c) Figura (d)

En la Figura (c) se utiliza el modelo de un pozo ubicado en un yacimiento homogéneo, con un límite de presión constante a 300 pies del pozo. Si se considera una deriva de 2lpc/día, la derivada de presión asume una forma que podría interpretarse incorrectamente, como la de un pozo en un yacimiento heterogéneo (con porosidad dual).

En la Figura (d) se considera una recuperación de presión de 400 horas de duración, en un yacimiento homogéneo, con un límite de presión constante, a 2500 pies del pozo. Si la deriva de la sonda es de sólo 0,04 lpc /día, el efecto de la barrera resulta casi imperceptible.

Estos ejemplos sirven para resaltar el efecto negativo que puede ejercer la inestabilidad de la sonda sobre la interpretación de las pruebas. Incluso una deriva relativamente pequeña, puede ejercer un impacto significativo sobre la tendencia de la derivada de presión, lo cual puede conducir a una interpretación equivocada. Los efectos son más evidentes si el producto de la permeabilidad por el espesor es elevado, y/o si la prueba es prolongada.

Figura (e) Figura (f)

En la Figura (e) se observa el caso de un pozo, en un yacimiento homogéneo de 100 md de permeabilidad. Los datos simulados muestran el efecto sobre la derivada para un nivel de 0,25 lcp de amplitud del ruido aleatorio (no se incluye la deriva de la sonda). En este caso el efecto del ruido no ejerce un efecto negativo sobre la interpretación de los datos. En el modelo de la Figura (f) la única diferencia es que la permeabilidad de la formación es de 1 darcy. En este caso, el nivel de ruido de 0,25 lpc perjudica la confiabilidad en el diagnóstico del modelo, y la interpretación subsiguiente.

Figura(g) Figura (h)

En la Figura (g) se ilustra el efecto de la resolución de la sonda. El modelo de simulación utilizado es el de un pozo de un yacimiento homogéneo, con 1darcy de permeabilidad. Los datos simulados incorporan el efecto de una resolución de la sonda de 0,1 lpc. A pesar de que la resolución degrada la calidad de la derivada, la interpretación no se ve afectada en este caso.

En general, los efectos del ruido y de la resolución de la sonda sobre la respuesta de la derivada están mitigados por el algoritmo de suavización, utilizado para generar la derivada de presión. En el caso de una sonda de presión, los efectos de la deriva, el ruido y la resolución de la sonda no se pueden separar, como se ha hecho en las simulaciones descriptas.

En la Figura (h) se observa un modelo de simulación de un pozo, en una formación homogénea de 200 md de permeabilidad, con un límite de presión constante a 300 pies del pozo. Los datos simulados incluyen un nivel de0,5 lpc de amplitud del ruido aleatorio, 2lpc/día de deriva de la sonda, y resolución de0,1 lpc. Resulta evidente que tales datos darían como resultado una interpretación totalmente errónea.

Otra característica a tener en cuenta es la respuesta transitoria frente a las variaciones de la temperatura del sensor. Esta característica lleva a un error de medición en la presión observada, provocado totalmente por un cambio de temperatura en la herramienta. El efecto es no lineal, y es función de la magnitud y la velocidad del cambio de temperatura. Este efecto es particularmente pronunciado en los pozos de gas, en los que habitualmente la temperatura sufre cambios bruscos muy grandes. Si en dichos pozos no se utiliza un instrumento adecuado, se producirá una distorsión importante en la derivada de la presión.

Diseño de los Medidores de Presión

El diseño de estos dispositivos se realiza tomando en cuenta la funcionalidad y la óptima medición de las características de deriva, ruido, resolución y la respuesta anta la variación de temperatura.

Fueron diseñados para obtener datos de alta calidad, total confiabilidad y resistencia a los golpes y así obtener un óptimo comportamiento metrológico.

Las herramientas presentan una arquitectura modular (Figura i) y comprenden tres componentes básicos:

• Una sección de energía, que consiste en una batería o un adaptador de línea eléctrica a través del cual se suministra la energía desde la superficie por medio de un cable.

• Una sección de registro, que contiene el microprocesador y la memoria.

• Una sección de sensores, que puede incluir uno de los varios sensores diseñados. Ver la figura a continuación:

Entre los más reconocidos modelos de medidores de presión se distinguen:

UNIGAGE-CQG (WCQR): Esta sonda comprende un manómetro de cristal de cuarzo de Schlumberger que utiliza un único resonador de cristal de cuarzo. Sobre el cristal se inducen dos modos independientes de resonancia, uno de los cuales depende fundamentalmente de la presión mientras que el otro depende de la temperatura. De este modo, se obtiene una presión con temperatura compensada, prácticamente sin ningún efecto de inercia térmica. Este sensor es el único que ofrece la respuesta dinámica de un manómetro de deformación, pero al mismo tiempo tiene las características de estabilidad, exactitud y resolución propias de un sensor de cristal.

UNIGAGE-QUARTZ (WTQR): Este sensor utiliza una versión modificada por Schlumberger del sensor Quartzdyne. Comprende dos resonadores de cristal de cuarzo, separados para medirla temperatura y la presión, con lo cual la inercia térmica resulta significativa. Sin embargo, ofrece características inigualables de estabilidad, precisión y resolución. Presenta la ventaja de tener un consumo muy bajo de energía, y por ello se utiliza en pruebas prolongadas en los que la estabilidad es importante, pero en los que no se esperan grandes variaciones de temperatura. En la actualidad se está tratando de reducir el consumo de energía del UNIGAGECQG, con lo cual la sonda UNIGAGE-QUARTZ pasaría a ser una herramienta obsoleta.

UNIGAGE-HSapphire (WTSR): Este sensor preparado para funcionar en un ambiente hostil de hasta 20.000 lpc incorpora un manómetro de deformación de zafiro. Utiliza el principio de medición de un manómetro de deformación: las resistencias sensibles a la deformación están distribuidas sobre un substrato de zafiro. El zafiro presenta la ventaja de que, al contrario de los substratos metálicos, sus características de resbalamiento (“creep”) son muy bajas, lo cual confiere a la herramienta una excelente estabilidad a largo plazo.

UNIGAGE-Sapphire (SLSR): Este sensor incluye un manómetro de deformación de zafiro de 10.000 lpc. Su sistema de operaciones idéntico al anterior, con la excepción de que se utiliza en condiciones menos severas.

En la Tabla anterior se detalla el rendimiento metrológico de cada una de las herramientas UNIGAGE.

Ejemplos de campo

A continuación, se presentan algunos ejemplos de pruebas realizadas en Venezuela, utilizando medidores de Presión, que sirven para demostrar el alto rendimiento de estos instrumentos.

Ejemplo 1. Ambiente de temperatura y presión elevadas

Este ejemplo describe un trabajo realizado para una importante compañía petrolera, en el Oeste de Venezuela. La presión en el fondo alcanzó casi 11.000 lcp, y la temperatura máxima registrada fue de 320°F. Para realizar esta prueba se bajaron conjuntamente al pozo un sensor WCQR y un WTQR mientras éste seguía fluyendo.

En la Figura (j) se observa el gráfico de presión registrado por ambos sensores y la diferencia entre ambos registros. Se observa que, mientras la herramienta se encuentra bajando al pozo, la diferencia entre las lecturas de los sensores es de hasta 20 lcp. Este efecto está provocado por la inercia térmica del WTQR, que causa un error de presión cuando la temperatura cambia bruscamente. Por otra parte, el WCQR casi no presenta inercia térmica y la lectura de presiones correcta dentro del pozo. Cuando ambos sensores llegan al fondo del pozo, la diferencia de presión entre ellos se estabiliza en alrededor de 3 lcp, lo cual coincide con la diferencia de presión hidrostática causada por la posición relativa de los sensores y la exactitud de los mismos. La diferencia constante entre las dos sondas, que incluyen dos instrumentos que realizan sus mediciones de maneras totalmente diferentes, indica que existe una deriva casi imperceptible en los mismos. Este hecho confirma que la derivada de presión es representativa de la respuesta del yacimiento.

En la Figura (k), se observa el gráfico doble logarítmico de la recuperación de presión, registrada por la herramienta WCQR. La derivada de la presión es muy suave y, para su interpretación, se ha utilizado un modelo de un pozo de penetración parcial, con efectos dealmacenamiento variable en un yacimiento homogéneo. El ajuste con la curva tipo es muy bueno.

Ejemplo 2. Yacimiento de gran movilidad

En este ejemplo se utilizó un sensor UNIGAGE–WTQR, con cable eléctrico para una prueba de producción en el Oriente de Venezuela. La presión de fondo era de casi7.500 lcpa y la temperatura de 280°F.

Este pozo pertenece a un yacimiento de gas y condensado muy productivo. El índice de productividad era de 350 Mpc /lcp, lo cual significaba que a 17 MMpcn /d, la caída de presión era menor de 50 lcp. Se realizó una prueba isocronal modificada , en la cual los períodos de cierre duraron sólo 6 horas. Al final de cada período de cierre, la velocidad del cambio de la presión aumentó aproximadamente0,005 lcp/min. Sólo un sensor con una resolución muy elevada puede captar cambios de presión tan pequeños. La alta resolución del UNIGAGE–WTQR resulta ideal para su uso en estos pozos, con alto grado de movilidad.

En la Figura m se observa el gráfico doble logarítmico de la derivada de la presión y el ajuste con la curva tipo para el segundo período de recuperación de la presión. Como consecuencia de la gran movilidad, el efecto de almacenamiento dura sólo alrededor de un minuto, lo cual dificulta la obtención de un régimen dominado por el almacenamiento del pozo, claramente definido. Sin embargo, los datos obtenidos resultaron suficientes para realizar un ajuste con curvas tipo. El régimen de flujo radial de comportamiento infinito es suave y se encuentra bien definido en la derivada, a pesar de que al final del período de recuperación de presión, la gran movilidad de la formación provoca una tasa de cambio de la presión muy baja. En esta formación con tan elevada movilidad, la metrología del sensor resulta de suma importancia. Cualquier mínima variación en la deriva de la misma, daría como resultado una indicación errónea de la existencia de barreras en el yacimiento, mientras que un nivel de ruido excesivo o una baja resolución, provocarían una derivada mal definida, con lo cual sería imposible realizar una interpretación confiable. Este ejemplo demuestra las ventajas que ofrece el uso de una sonda depresión de alta calidad en este tipo de pruebas.

Figura (j) Figura (k)

Figura (l) Figura (m)



Figura (n) Figura (o)