PRUEBAS DST
1. INTRODUCCION.
Cuando Cuando se conclu concluye ye la perfor perforaci ación ón de las zonas zonas que son potenc potencial ialmen mente te produc productor toras as de hidroc hidrocarb arburo uros, s, inmedi inmediata atamen mente te se proced procede e a probar probar estas estas zona zonass para para dete determ rmin inar ar si es conv conven enie ient nte e o no real realiz izar ar una una term termin inac ació ión n definitiva. Antes de realizar las pruebas DST, se debe identificar los intervalos de interés mediante la toma de reistros. reistros. !s un procedimiento de terminación temporal de un pozo,es decir, antes antes de que el pozo sea revestido, revestido, donde donde se colecta y analizan analizan astos de flu"o, presión presión y muestras de los fluidos de la formación. #na #na prue prueba ba DST DST se def defin ine e como como un método para determinar el potencial productor de las formaciones del subsuelo, ya sea en agujero abierto o revestido.
2. OBJETIVOS
$ara poder determinar el potencial potencial productor, con la prueba DST se debe% • • •
&btener la presión estabilizada de cierre de la formación. &btener un asto de flu"o de la formación estabilizada. Colectar muestras de los fluidos de la formación.
3. COMPON COMPONENT ENTES ES DE UNA UNA PRUE PRUEBA BA DST DST..
'as 'as sart sartas as para este este tipo tipo de prue prueba ba se comp compon onen en b(sic b(sicam amen ente te de herramientas de medición )presión y temperatura continua*, control )v(lvulas de flu"o* , muestreo )c(mara de fluidos* y, una tuber+a ancla que permite la entrada de fluidos fluidos a la sarta . !stas herramientas son colocadas dentro de la sarta sarta o de un apare apare"o "o de prod produc ucci ción ón de prue prueba ba,, pose poseen en uno o dos dos pacers para aislar la zona de interés. 3.1. .1.
Compo mponent nentes es de fon fondo. do.
!l equipo o componentes de fondo, deben ser dise-ados para% Aislar la zona de interés, controlar los periodos de flu"o y cierre de la prueba, reistrar la presión en el interior y eterior de la herramienta, colect lecta ar los los flui fluido doss en con condic dicione ioness fluy fluye entes ntes y, permi ermiti tirr la recuperación de las herramientas, cuando se presenten problemas de peaduras.
Cuando se trata de pozos offshore, se arean componentes adicionales para permitir la compensación de movimientos y sacar la herramienta en casos de emerencia. A continuación , se describen los componentes de fondo principales. 3.1.1.
Tue!"# de pe!fo!#$%&n 'tu%n().
!s la sarta utilizada como medio de conducción de los fluidos a producir y el medio por el cual se ba"an las herramientas para activar la prueba. 3.1.2.
Po!t#me$*#s.
Son piezas tubulares auiliares, para dar peso a la sarta. 3.1.3. Sust%tuto de $%!$u+#$%&n %n,e!s#.
Activa la circulación inversa, desplazando con el lodo de perforación, los fluidos producidos a superficie durante la prueba. $uede contener uno o mas puertos de circulación, estos puertos se ba"an cerrados al pozo hasta obtener todos los datos requeridos. 'os puertos son abiertos y se brinda comunicación entre el espacio anular y la tuber+a, al momento de sacar el arrelo, esta comunicación es importante para% Circular y acondicionar el sistema de lodo. $revenir reventones. Servir de lubricación cuando se presente una peadura por presión diferencial.
• • •
3.1.4. V-+,u+# de $ont!o+ de f+uo.
Se encara de reular los periodos de flu"o y de cierre durante la prueba. Se opera ya sea por aplicar peso a la tuberia, rotando la misma o aplicando presión en el anular, para el caso de la rotación, los periodos de cierre son / o 0. 3.1.5. V-+,u+# *%d!-u+%$#.
Se mantiene cerrada al momento de introducirla en el pozo, su función es mantener 1seca2 la tuber+a, es decir, sin fluidos en su interior. 'a v(lvula se abre al ba"ar la sarta y aplicar peso para asentar el pacer, esta v(lvula posee un dispositivo de retraso entre 0 y 3 minutos para ser activada. 3.1./. M#!t%++o *%d!-u+%$o.
en caso de que eista peamiento durante la prueba, se utiliza para proporcionar una fuerza de impacto ascendente a la sarta. 3.1.7. Junt# de se(u!%d#d.
Se utiliza para recuperar todas las herramientas arriba de esta, en caso de que la parte inferior quede atrapada o peada. !isten varios mecanismos para accionar estas "untas.
3.1.8. P#$0e!.
Cuando es en au"ero abierto, se utiliza un pacer inflable. Al aplicar peso a la sarta, el ensamble del pacer se mueve hacia aba"o comprimiendo la pared eterna del mismo.
Tipos de packers.
3.1.. Tuo #n$+#.
!s un con"unto de portamechas perforados que permiten la entrada del fluido de la formación hacia el arrelo. &tra función es absorber las caras compresivas cuando se anclan los pacers. 3.1.10.
Re(%st!#do! de p!es%&n tempe!#tu!#.
Son dispositivos con los que miden y reistran datos de presión y temperatura. 4eneralmente se ubican deba"o del pacer cerca del intervalo a probar. !stos reistradores de presión pueden ser internos )colocados por deba"o del ancla* y eternos )por encima del pacer*. 3.1.11.Sust%tuto %(u#+#do! de p!es%&n.
$ermite la comunicación entre el espacio anular arriba del pacer, y, la zona aislada entre dos pacers, es decir, superior e inferior. Se coloca un tubo de di(metro peque-o desde este dispositivo hasta el fondo del pacer inferior, por donde pasa el fluido conforme se corre la sarta en el pozo iualando la presión arriba del pacer y la que hay en el pacer inferior, lo que permite incluso detectar si el pacer de fondo fue anclado correctamente. 3.1.12. V-+,u+# m#est!# sum#!%n#.
#tilizada en pozos marinos, es una combinación de v(lvula y un sistema hidr(ulico que debe ser anclada en el sistema de preventores. Act5a como una v(lvula de seuridad, es activada o
desactivada por el sistema hidr(ulico para permitir la desconeión de la sarta en casos de emerencia. 3.1.13. Junt#s de ep#ns%&n.
Se instalan para compensar los movimientos de las plataformas y mantener un peso constante sobre la sarta mientras es ba"ada en el pozo. También, funciona como un medio mec(nico para absorber la contracción y dilatación de la sarta debido a los efectos de presión y temperaturas presentes durante y después de la prueba. Se coloca por arriba de las herramientas de prueba y portamechas , por deba"o de la sarta6 mayormente se ba"an dos "untas. 3.1.14. E4u%po supe!f%$%#+.
!ste equipo se utiliza para controlar y dar seuridad a la prueba. Consta de los siuientes componentes% a). C#e5# de $ont!o+.6 !s una combinación de Swivel y v(lvula de control, que se localiza en la parte superior de la sarta. 'a v(lvula permite el control del flu"o, mientras que el Swivel permite la rotación de la sarta en caso necesario, ya sea para asentar los pacers o para operar otra herramienta en particular. !n el caso de pozos offshore, se utiliza una cabeza de control dual en casos de tener altas presiones en los intervalos a probar. !sta v(lvula se activa mediante presión con l+neas de nitróeno, posee un recept(culo para incorporar y soltar unas barras para activar los puertos de circulación inversa. b). Manifold.- !s un con"unto de v(lvulas de control colocadas en el
piso del equipo, cuyas funciones son% tomar muestras de los fluidos, colocar estranuladores, medir la presión en superficie y tener un control adicional de la presión.
manifold
7. ES8UEMA DE 9UNCIONAMIENTO. #) Descenso del tren de test. ) Anclado de packer, es el peso necesario dado por la sarta, ue cierra la v!lvula de igualaci"n y abre la v!lvula de retenci"n.
$) #eriodo de flujo, donde se abre la v!lvula de apertura. d) Toma de presi"n final, donde es cerrada la v!lvula de cierre. e) Apertura de la v!lvula de igualaci"n, donde son igualadas las presiones superior e inferior del packer. f) Desanclado del packer. () Abertura de la v!lvula de circulaci"n, donde se recogen los fluidos por circulaci"n inversa. *) Subida del tren de test.
:. ;RA9ICA PRESION 6 TIEMPO.
!isten 7 técnicas% :.1.
T<$n%$# de do+e $%e!!e.
!s la técnica mas usada, consta de los pasos% 9+uo %n%$%#+= ' entre 3 y /8 min*, tiene por ob"etivo lorar una
•
ecualización de la presión hidrost(tica de fluido de la zona del reservorio a la zona invadida de filtrado cercana al 9ell bore )orificio* a la duración del flu"o inicial. Du!#$%&n de $%e!!e %n%$%#+ de !e$upe!#$%&n de p!es%&n= )entre 08 y :8 min*, !ste ciclo de flu"o inicial y de cierre permite llevar a cabo una correcta evaluación de la presión est(tica del reservorio. 9+uo f%n#+= )entre 08 min a 0 o ; hrs*. !s Du!#$%&n de $%e!!e f%n#+ de !e$upe!#$%&n de p!es%&n= eneralmente mas prolonado que el /do flu"o. 'a función de la duración del /do flu"o es la de evaluar el comportamiento del flu"o natural de la zona probada. !n reservorios de ba"a profundidad es com5n emplear periodos de recuperación final m(s laros que permiten obtener información confiable con respecto a la presión.
A>
=erramienta en posición. C> $acer en la zona a evaluar D> Apertura de la v(lvula. E> Cierre de pozo )restauración*. 9> >inal de cierre. ;> Apertura de pozo, ultimo periodo de flu"o, hasta llear al punto ?. Ent!e ? e I> ?ltimo cierre. Ent!e J @ > @etiro de equipos de prueba.
Después de construir la Carta de $resión !squem(tica para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases )obtenidas en pruebas de campo* para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes.
:.2.
DST se$o.
!s una formación completamente impermeable )lutitas* donde no hay flu"o.
$suema DST seco.
:.3.
Cond%$%ones po!es en e+ po5o.
$suema de condiciones pobres en el po%o. :.7.
P!ue# de f+uo m+t%p+e.
:.:. 9#$to!es 4ue #fe$t#n +os !esu+t#dos. :.:.1. Efe$to de +# p!ue# p!e,%# de p!es%&n 'p!etest)=
$ara presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos periodos se incrementa. 'a variación entre las respuestas se reduce en el seundo periodo de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión est(tica de la formación,el efecto es muy peque-o.
:.:.2. Efe$to de +# pe!me#%+%d#d=
Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera mas r(pido, aunque el efecto es iualmente notorio cuando hay altos
valores de permeabilidad. 'a presión supera a la presión de formación.
:.:.3. Efe$to de +# tempe!#tu!#=
!l efecto de la temperatura en permeabilidades ba"as )apro.8,/ mD* provoca un incremento constante de la presión al final de cada periodo de cierre. Cuando hay permeabilidades altas, el efecto de la temperatura es despreciable ya que el fluido puede fluir dentro y fuera de la formación. !stas pruebas se realizan para probar si el pozo sure o no, se verifica la capacidad de una formación real. Si el pozo sure se realizan pruebas de producción, muestra de fluidos a diferentes choques y rafico de los aues. Si el pozo no sure se toma el fluido que esta por encima del tester valve y se calcula la presión inicial del reservorio, muestra de fluido ,rafica de aues y el c(lculo de presión teorica. 6. TIPOS DE PRUEBAS.
!stas pruebas son realizadas en dos formas, en au"ero abierto o entubado, esta elección se elie dependiendo eneralmente de los reistros eofisicos. /.1.
En #(ue!o #%e!to.
!n este método, las pruebas se realizan cerca del fondo del pozo o en el intervalo de producción6 eisten 0 métodos% /.1.1. Con,en$%on#+ de fondo.
!s aquella que se usa pacers convencionales, se usan oma solida que se epanden, manteniendo un buen sello al aplicar peso con la
tuber+a de perforación. !sta prueba se realiza cuando el intervalo de interés esta muy cerca al fondo del pozo. Sus componentes son espaciados para aislar la zona de interés, y asi lorar que la sarta lleue a fondo. Con las herramientas en el fondo, se aplica peso de 8 a 3 toneladas )soltando el peso de la sarta*, lo que enera una compresión en el pacer para su ancla"e,inmediatamente se abre la v(lvula hidraulica. 'a v(lvula de control se cierra para enerar un cierre inicial, y, se abre para permitir un periodo de flu"o6 esta prueba debe realizarse cuando el au"ero esta en buenas condiciones.
Arreglo t&pico convencional
de una prueba DST en agujero abierto.
/.1.2. P!ue# $on,en$%on#+ p#!# %nte!,#+os.
Se realiza cuando la zona de interés se encuentra por encima del fondo del pozo, o, cuando el intervalo es aislado de la zona potencial, que se ubica por deba"o del pacer. 4eneralmente se aplica cuando el pozo alcanzo su profundidad total, el au"ero esta en buenas condiciones y eisten varias zonas de interés para ser probadas. Si la zona de interés no esta a mucha distancia del fondo del pozo, se utilizan portamechas por deba"o del pacer para soportar las caras compresivas, al aplicar peso al pacer para anclarlo, también abre una v(lvula hidraulica. 'os pacers son anclados arriba y deba"o de la zona de interés. !l pacer superior es epuesto a una cara de fuerza aial proporcional al peso del fluido, el pacer inferior también eperimenta una cara aial, pero ascendente proporcional al peso oriinal del fluido mas los efectos de compresión.
Arreglo t&pico de convencional
una prueba DST para intervalos.
/.1.3. P!ue# $on s%stem#s %nf+#+es.
Se usa cuando se requiere una prueba por arriba del fondo del pozo y las condiciones cercanas a la zona de interés son irreulares. Se utiliza un sistema de pacers inflables, por lo que no es necesario aplicar peso. Cuando los pacers alcanzan la zona de interés, se rota la sarta para activar la bomba de lodo, este lodo infla el pacer. $ara operar la bomba, se rota la sarta de 08 a B8 rpm por un lapso de 3 min, hasta
lorar una presión considerablemente mayor que la hidrost(tica. $ara evitar que la parte inferior de la sarta también rote, al momento de activar la bomba, esta posee un dispositivo de arrastre en e fondo.una vez los pacers est(n activados, dan peso y abren la v(lvula hidraulica.
Arreglo t&pico de una sistemas inflables.
/.2.
prueba DST con
En #(ue!o entu#do '$on,en$%on#+).
Se corre cuando se ha cementado la tuber+a de producción, los disparos son realizados antes de ba"ar las herramientas de prueba o,
pueden formar parte de la sarta, si es asi, los disparos deben ser realizados en condiciones de sobrebalance. !stas pruebas se realizan en pozos con alta presión, desviados o profundos, mayormente, se utiliza la tuber+a de perforación. !l pacer es armado , ba"ado y anclado. 'a forma de anclar varia, se aplica torque a la derecha y peso ,o , desenanchar una ranura 1 ' 26 al aplicar peso, las cu-as mec(nicas se enanchan en las paredes del casin , abre la v(lvula hidr(ulica y aislar la zona deba"o del pacer .
Arreglo t&pico de una prueba DST convencional en agujero revestido.
/.2.1. En #(ue!o !e,est%do $on *e!!#m%ent#s #$t%,#d#s po! p!es%&n.
Se utiliza un ensamble de fondo, cuyas herramientas son activadas con presión, es la me"or opción en equipos offshore o pozos muy desviados. !l pacer es anclado convencionalmente, la v(lvula de
prueba esta equipada con un ensamble que neutraliza las presiones hidrost(ticas del fluido de perforación. &tra herramienta es una c(mara carada con / que conserva la v(lvula cerrada, lueo de anclar los pacers se presiona el anular para abrir la v(lvula y permitir el flu"o, para cerrar esta v(lvula se libera esta presión. Todas estas herramientas son operadas con cable.
. DATOS OBTENIDOS
'os datos obtenidos de la prueba DST son% • • •
• •
• • • • •
Caudal en superficie ,, )
También, durante y después de la prueba se puede obtener% • • • • • • •
Transmisibilidad. $ermeabilidad efectiva del almacén. Da-o 1$stimated Damage adio- )!D@*. 'a altura potenciometrica. Jndice de productividad. =eteroeneidades del almacen.
. POSIBES PROBEMAS.
Fal desempe-o mec(nico de los tubulares de la sarta utilizada. Da-o al pacer debido a la presión de choque impuesta a la formación cuando es epuesta a tuber+a vacia.
$resiones de surencia debido al movimiento de la tuber+a y al ancla"e del pacer.
La IMPORTANCIA de bajar el arreglo DST, es determinar si se baja la cañería de rod!cci"n, siemre # c!ando el o$o rod!$ca ,#a %!e esta cañeria reresenta del &' al ()* del costo total del o$o+
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