PRUEBAS DE FORMACION DRILLSTEM TEST (DST) OBJETICO 1.- INTRODUCCIÓN 2.- DISEÑO EN PRUEBA DE FORMACION A.- Prueba DST en agujero abierto. Es importante mencionar que que esta técnica requiere que el pozo se se encuentre en buenas condiciones, bien consolidado para que el empacador realice un
sello efectivo en la pared de la formación. Los
intervalos descubiertos, también limitan la aplicación de la presión en el espacio anular, sin embargo, se han diseñado herramientas especiales capaces de operar mediante la rotación de la tubería, a fin de mantener una buena presión en el e spacio anular. Las pruebas DST en agujero descubierto reúnen reúnen información importante en poco tiempo, pero se quiere de mayor tiempo de duración de la prueba para poder determinar datos del yacimiento. El factor primordial que decide el tiempo de duración de una prueba en agujero descubierto es la estabilidad del pozo; puede presentarse durante la prueba que la parte superior del pozo se derrumbe debido a la poca estabilidad de la formación, ocasionando que la herramienta que sepultada, haciendo necesario desviar el pozo, lo que representa una una operación muy costosa. costosa.
El peligro de derrumbe puede ser eliminado al esperar que finalice la perforación para poder realizar la prueba DST, comúnmente en operaciones operaciones costa afuera, las operaciones en agujero entubado han remplazado a las las realizadas en agujero descubierto, aunque el avance en la tecnología de de las herramientas DST, permite que las pruebas sean realizadas de forma más controlada durante la perforación.
B.- Pruebas DST en agujero entubado. Este tipo de de pruebas son son realizadas principalmente en operaciones costa afuera donde los riegos de problemas durante la operación de la herramienta deben ser eliminados tanto como sea posible, por esto, en avances recientes se ha logrado que la herramienta no se mueva después que los empacadores hayan sido instalados, lo que se ha convertido en la práctica más común en costa afuera para realizar una prueba DST.
4.-Tipos de arreglos de prueba convencionales Completación Convencional" aquella operación en la cual existe una tubería mayor de 4 ½ pulgadas de diámetro externo dentro del pozo y a través de la cual fluyen los fluidos de l a formación hacia la superficie. La mayoría de las partes mecánicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir, no tienen carácter permanente. Respecto a la "Completación Permanente" son aquellas operaciones en las cuales la tubería de producción y el cabezal del pozo (árbol de navidad navidad)), se instalan de tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de producción con equipo manejado a cable
sdgawetgqwetqwetqewq 5.- METODOS P/EVALUACION DE PRUEBAS DE FORMACION A.- TODOS DE HORNER Y MBH Estos métodos también son conocidos como métodos p*, ya que esto métodos utilizan la presión p* obtenida de la extrapolación de la línea recta del gráfico de Horner y MBH. Mathews et al desarrollaron curvas tipo para incremento de presión, para pozos en distintas posiciones y en distintas formas del área de drene; estas curvas fueron desarrolladas usando la técnica y el principio de superposición. Estas curvas se presentan en el anexo 1
B.- MÉTODO DE MDH (MILLER-DYES-HUTCHINSON). La presión media del yacimiento puede ser estimada para regiones circulares cerradas o cuadradas de drene de los datos de la gráfica de MDH (pws vs log ∆t). El método MDH para el análisis de la presión media del yacimiento se aplica directamente solo a pozos que estén operando en un estado seudo estacionario después de haber hecho la prueba de incremento de presión. Para utilizar el método MDH es necesario escoger cualquier tiempo conveniente sobre la línea recta semilogarítmica (∆t)y leer la correspondiente presión (pws)
6.- SISTEMA DE BALEO A.- Sistema de baleo Convencional Consiste en bajar el cañón cargado de balas o cargas explosivas hasta la profundidad que se va balear, mediante un cable eléctrico, por el cual se transmitirá la señal elé ctrica para su activación. Una ventaja de este sistema es que se pueden emplear cañones de gran diámetro y sus principal desventaja es que se provoca daño debido a la sobre carga en la presión hidrostática.
B.- SISTEMA DE BALEO TCP Este sistema se lo hace bajando el cañón juntamente con la sarta de tubería, es decir con arreglo de producción. Es un sistema desarrollado especialmente para yacimientos donde se conocen las presiones en pozos en desarrollo. La ventaja de este sistema es que inmediatamente después de baleo, se pone el pozo en producción.
7.- Secuencia operativa de una prueba de formación La secuencia más común para llevar a cabo la prueba consiste de un periodo corto de flujo (5a 10 minutos), seguido de un período de incremento de presión (alrededor de una a dos horas, dependiendo de la formación) que es utilizado para determinar la presión inicial del yacimiento. Esto es seguido por un período de flujo de 4 a 24 horas o más para alcanzar e l flujo estabilizado en la superficie. En la medida de lo posible, se continúa con un período de cierre final o una prueba de incremento depresión, para obtener datos que permitan determinar la permeabilidad del yacimiento y su capacidad de flujo. La duración de los períodos de flujo y cierre se basan en reglas de dedo o por la experiencia de campo. Los reportes actuales de medición de las pruebas DST indican que el 30% de las formaciones no fueron probadas al cierre lo suficiente para alcanzar a obtener la interpretación de la presión inicial del yacimiento (método de Horner). El mejor método para determinar los períodos de flujo y cierre es el monitoreo en tiempo real del comportamiento de la presión. Sin embargo, esta opción eleva el costo de la prueba e incrementa el riesgo de ésta
y del pozo. Debido que una prueba DST tiene un costo significativo, se debe asegurar que revele tanta información como sea posible en el menor tiempo posible
8.-tipos de fluidos de terminaciones Agua y lodo base aceite son los mas baratos pero también son los mas dañinos. Agua de mar y salmueras nat urales son también muy usadas cuando ellas tienen la suficiente densidad para controlar las presiones de yacimientos. Salmueras preparadas son las mas frecuentemente usadas en formaciones no consolidadas y su uso se extiende a formaciones bien consolidadas. Petróleo crudo y aceites refinados son usados en formaciones sensibles a las salmueras. Espumas las cuales son usadas en yacimientos de baja presión
