prueba isocronal

Introducción.

Prueba de Pozos de Gas 4
Prueba de flujo transitorio. 4
Prueba de flujo estabilizado. 5
Prueba Convencional 6
Prueba de Potencial 7
Prueba Isocronal 8
Prueba IsocronalModificada. 9
Conclusión

Bibliografía.

Introducción.

Prueba de Pozos de Gas

Uno de los métodos de levantamiento artificial más utilizado en la industria petrolera es la inyección de gas,tambiénconocido como LAG (levantamiento artificial por gas). Este consiste como su nombre lo indica en inyectar gas a alta presión en la tubería del pozo, ya sea de manera continua para aligerar lacolumna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo), o a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquidos (flujo intermitente).El gas inyectadohace que el fluido llegue a la superficie debido a la acción de alguno de los siguientes mecanismos o a la combinación de los mismos:

a) Reducción de la presión que ejerce el fluidoen la tubería de producción frente a la formación, mediante la disminución de su densidad.

b) b) Expansión del gas inyectado.

c) c) Desplazamiento del fluido por alta presión del gas.

Cumplido el proceso deperforación de los pozos, se plantea de inmediato la necesidad de probar los mismos para lograr los siguientes objetivos:
• Establecer la productividad/inyectabilidad de los pozos al comienzo de la vida productiva comercial.
• Pronosticar la productividad/inyectabilidad de los pozos a largo plazo.

Las pruebas de pozos se pueden clasificar como simples pruebas de producción o como pruebas máscompletas de presión/producción.
Las pruebas simples de producción incluyen solamente la medición cuidadosa y controla da de los fluidos producidos durante un periodo de tiempo determinado. En estos casos, el pozo en cuestión fluye a través de sistemas de separadores o trenes de prueba que garabticen que se pueda aislar la producción del pozo, de otros que normalmente pudieran fluir con él a unmúltiple común. En este tipo de pruebas, el volumen producido de cualquier fase (gas, petróleo y/o agua) se convierte a tasa por la simple división de los volúmenes producidos entre el lapso de tiempo al cual corresponde la medición. En estos casos, la única presión que generalmente se registra en el pozo es la presión de flujo en el cabezal. No se obtiene información de otro tipo de presiones, ya quegeneralmente no se han tomado previsiones para hacerlo.
El segundo tipo de pruebas es mucho más completo. Corresponde a pruebas de presión/producción y se registran al mismo tiempo los dos parámetros.
Las pruebas de presión/producción se pueden realizar en distintos momentos de la vida de un pozo, así:
• Prueba con tubería en hoyo desnudo previo a la inserción del revestidor.
• Prueba contubería de perforación en hoyo revestido.
• Prueba después de la terminación definitiva de la perforación del pozo, una vez retirado el taladro de la localización.
La prueba con tubería de perforación como su nombre lo indica, se realiza utilizando la tubería de perforación mientras la cabria aún está en sitio. El arreglo de la tubería y de las herramientas de medición permite registrar presiones(estáticas y de flujo) simultáneamente, mientras se registran los volúmenes producidos (a ser luego convertidos a tasas).
El último tipo de prueba de presión/producción corresponde al periodo post-terminación . En estos casos, la medición de volúmenes de producción es físicamente separada, aunque concurrente con la medición de presión. Es decir, mientras el pozo está produciendo a un sistemasegregado en la superficie, concurrentemente se registran las presiones por diferentes procedimientos: uno de ellos es simplemente con equipo de guaya y registradores mecánicos de presión (tipo Amerada), guaya/cable conductor y equipos de presión de fondo, y/o registradores de fondo recuperables del tipo manómetro con memoria.
En todo caso, el objetivo fundamental es medir volúmenes de petróleo, gas...