INDICE 1.- Introducción. 2.- Generalidades. 3.- Tipo de pruebas “DST”. 3.1.- rueba “DST” en a!u"ero abierto. a bierto. 3.1.1.- rueba con#encional de $ondo. 3.1.2.- rueba con#encional para inter#alos. 3.1.3.- rueba con siste%a in$lable. 3.2.-rueba “DST” en a!u"ero re#estido. 3.2.1.- rueba con#encional en a!u"ero re#estido. 3.2.2. 3.2 .2.-- rueba rueba en a!u"er a!u"ero o re#est re#estido ido con &erra% &erra%ien ienta ta acti#a acti#ada da por presión. '.- Co%ponentes de una sarta “DST”. '.1.- Co%ponentes de $ondo. '.2.- Co%ponentes de las &erra%ientas de una prueba DST en super$icie. (.- Condiciones i%portantes para el dise)o de una prueba “DST”. *.- Tie%po de duración de la prueba “DST”. +.- Interpretación cualitati#a. ,.- nlisis de par%etros i%portantes /ue se reali0an en una prueba de $or%ación DST %ediante el %todo 4NE4S. 5.- 4eco%endaciones. 16.- Conclusión. 11.- 7iblio!ra$8as.
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1.- Introducción9 Después de perforar zonas potencialmente productoras de hidrocarburos, las formaciones son probadas para determinar la conveniencia de realizar o no la terminación definitiva del pozo. La primera evaluación de la formación se realiza norm normal alme ment nte e medi median ante te la toma toma de regis registr tros os en los los inte interva rvalo loss de inte interé réss y, medi median ante te su inter interpre preta taci ción ón,, se dete determ rmin ina a en form forma a aprox aproxim imada ada el pote potenc ncia iall productivo de la formación y la profundidad exacta a la que ésta se encuentra. Después de identificar los intervalos promisorios de producción, por lo general se realiza realizan n pruebas pruebas DS !en pozos pozos explora explorator torios" ios".. #edian #ediante te estas estas pruebas pruebas,, las formaciones de interés se pueden evaluar ba$o condiciones de producción, con la fina finalilidad dad de obten obtener er la infor informa maci ción ón neces necesar aria ia para para dete determi rminar nar la vial vialid idad ad económica y comercial de un pozo antes de proceder a su terminación. %ada intervalo identificado se a&sla temporalmente para evaluar las caracter&sticas m's importantes del yacimiento, tales como( • • • • •
)ermeabilidad. Da*o a la formación. +xtensión. )resiones. )ropiedades del fluido.
+n caso de existir mltiples zonas con potencial productivo, se procede a efectuar pruebas DS para evaluar los intervalos de mayor interés. -na prueba DS puede defi defini nirs rse e como como un méto método do para para dete determ rmin inar ar el pote potenc ncia iall prod produc ucto torr de las las form formac acio ione ness del del subsu subsuel elo, o, ya sea sea en agu$ agu$er ero o desc descub ubie iert rto o o revest revestid ido. o. +ste +ste potencial se conoce al considerar las tres premisas que busca una prueba DS( • • •
btener la presión estabilizada de cierre de la formación. btener un caudal de flu$o de la formación estabilizada. %ole %olect ctar ar mues muestr tras as de los los flui fluidos dos de la form formaci ación ón !prop !propie ieda dades des de los los fluidos".
)ara lograr lo anterior, se arma una sarta con una variedad de herramientas y accesorios. /unque existen en el mercado diferentes marcas, la idea comn es aislar la zona de interés mediante empacadores temporales que se activan en agu$ero descubierto o revestido. +nseguida, una o m's v'lvulas se abren para permitir el flu$o de fluidos de la formación hacia el interior de la sarta por un tiempo determinado. +n esta fase, se PRODUCCION II
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obtiene el flu$o estabilizado y muestras de los fluidos de la formación. )osteriormente, una v'lvula es cerrada para obtener la presión de cierre estabilizada. Los medidores que lleva la sarta registran continuamente la presión y el caudal versus el tiempo. 0inalmente, después de un determinado tiempo, se controla el pozo, se cierran las v'lvulas, se desanclan los empacadores y se recupera la sarta. Dependiendo del comportamiento de la formación, los requerimientos solicitados y el éxito operativo de la prueba, su duración puede ser tan corta !algunas horas" o tan larga !d&as o semanas" que podr&a haber m's de un per&odo de flu$o y per&odo de incremento de la presión. La secuencia m's comn para llevar a cabo la prueba consiste de un periodo corto de flu$o !1 a 23 minutos", seguido de un per&odo de incremento de presión !alrededor de una a dos horas, dependiendo de la formación" que es utilizado para determinar la presión inicial del yacimiento. +sto es seguido por un per&odo de flu$o de 4 a 54 horas o m's para alcanzar el flu$o estabilizado en la superficie. +n la medida de lo posible, se contina con un per&odo de cierre final o una prueba de incremento de presión, para obtener datos que permitan determinar la permeabilidad del yacimiento y su capacidad de flu$o. La duración de los per&odos de flu$o y cierre se basan en reglas de dedo o por la experiencia de campo. Los reportes actuales de medición de las pruebas DS indican que el 637 de las formaciones no fueron probadas al cierre lo suficiente para alcanzar a obtener la interpretación de la presión inicial del yacimiento. +l me$or método para determinar los per&odos de flu$o y cierre es el monitoreo en tiempo real del comportamiento de la presión. Sin embargo, esta opción eleva el costo de la prueba e incrementa el riesgo de ésta y del pozo. Debido a que una prueba DS tiene un costo significativo, se debe asegurar que revele tanta información como sea posible en el menor tiempo posible.
2.- Generalidades9 %omo se describió anteriormente, esta forma de evaluación de la formación es una terminación temporal que permite obtener información de la formación en condiciones din'micas de flu$o, con el ob$etivo de obtener los datos m's precisos del comportamiento y capacidad del yacimiento. +ste método de evaluación permite ver con m's profundidad dentro del yacimiento. PRODUCCION II
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3.- Tipos de prueba “DST”9 Las pruebas DS pueden ser llevadas a cabo ya sea en agu$ero descubierto o después de que la 8 ha sido cementada. +n agu$ero descubierto, las pruebas pueden realizarse cerca del fondo del pozo o en alguna zona aislada arriba del fondo del pozo !intervalo de interés". La elección de dónde llevar a cabo la prueba se realiza después de un an'lisis de la información disponible sobre la formación, generalmente registros geof&sicos. La elección de cu'ndo realizar la prueba depender' de las condiciones del agu$ero. +xisten tres tipos de pruebas DS en agu$ero descubierto y dos en agu$ero revestido. La diferencia entre ellas consiste en la distribución y uso de los componentes de la sarta utilizada. %lasificación de los tipos de prueba de formación DS(
En a!u"ero descubierto9 %onvencional de fondo. %onvencional para intervalos. %on sistemas inflables. • • •
En a!u"ero re#estido9 %onvencional. 9erramientas activadas por presión. •
3.1.- rueba DST en a!u"ero abierto9 3.1.1.- rueba con#encional de $ondo La prueba convencional por definición es aquella que usa empacadores convencionales: esto es, empacadores de goma sólido que se expanden y mantienen un buen sello cuando se aplica y sostiene peso a través de la tuber&a de perforación. La prueba es realizada cuando el intervalo de interés se encuentra muy próximo al fondo del pozo en agu$ero descubierto. Los componentes de la sarta son espaciados para aislar la zona de interés y ésta se corre hasta el fondo. %on las herramientas en el fondo, se aplica peso del orden de 23 a 21 toneladas !soltando el peso de la sarta". +sto genera una compresión en el empacador para anclarlo arriba de la zona de interés y, enseguida, se abre la v'lvula hidr'ulica. La v'lvula de control se cierra para generar un cierre inicial y se abre para permitir un per&odo de flu$o. PRODUCCION II
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Dependiendo del tipo de herramienta utilizada, la v'lvula de control se puede operar reciprocando la sarta, rotando o, en caso de agu$ero revestido, aplicando presión al fluido en el espacio anular. Se puede utilizar un arreglo en serie de dos empacadores para incrementar la longitud de sello y garantizar el éxito de la prueba. +ste tipo de prueba debe ser corrida cuando las condiciones del agu$ero son favorables y exista un m&nimo de recortes en el fondo. La :i!ura 1 muestra una sarta t&pica para realizar una prueba convencional de fondo.
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:i!ura 1 rre!lo t8pico de una prueba DST con#encional en a!u"ero abierto 3.1.2.- rueba con#encional para inter#alos9 +s una prueba DS realizada cuando la zona de interés se encuentra por encima del fondo del pozo o cuando se a&sla el intervalo de otra zona potencial, la cual PRODUCCION II
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queda por deba$o del empacador. +ste tipo de prueba se realiza generalmente cuando el pozo alcanzó su profundidad total, el agu$ero est' en buenas condiciones y hay varias zonas de interés para probarse. La zona de interés se a&sla con empacadores, los cuales no sólo a&slan la carga hidrost'tica de la columna de lodo, sino también la otra zona de interés. Si la zona de interés no se encuentra a una gran distancia del fondo del pozo, se utiliza lastra barrenas por deba$o del empacador, de tal forma que las herramientas de la sarta estén en contacto con el fondo del pozo y los empacadores se localicen en zonas opuestas a la de interés. La lastra barrenas se utilizan para soportar las cargas compresivas requeridas para realizar la prueba. Los empacadores se anclan ba$ando la sarta y aplic'ndoles peso !carga de compresión". La aplicación de peso a la sarta también abre una v'lvula hidr'ulica. La :i!ura 2 muestra la sarta de una prueba de intervalos con un tubo anclado en el fondo.
:i!ura 2 rre!lo t8pico de una prueba DST con#encional para inter#alos. 3.1.3.- rueba con siste%as in$lables
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%uando se requiere una prueba por arriba del fondo del pozo y las condiciones cercanas a la zona de interés son irregulares, un sistema de empacadores inflables es utilizado en lugar del sólido como parte de la sarta de la prueba. +n este caso, no se requiere aplicar peso a la sarta para anclar el empacador. La sarta de prueba es armada y corrida en el pozo. %uando los empacadores alcanzan la profundidad de interés, se rota la sarta para activar una bomba de fondo, la cual utiliza al lodo para inflar el empacador. La bomba es operada rotando la sarta de 63 a ;3 rpm por un lapso de 21 minutos, hasta que la presión dentro del empacador sea considerablemente mayor que la carga hidrost'tica. -n dispositivo de arrastre localizado en el fondo de la sarta previene que la parte inferior de ésta también rote durante el bombeo hacia el empacador.
:i!ura 3 rre!lo t8pico de una prueba DST con siste%a in$lables. PRODUCCION II
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3.2.- rueba DST en a!u"ero re#estido9 3.2.1.- rueba con#encional en a!u"ero re#estido9 La prueba DS en agu$ero revestido se corre cuando el pozo se ha cementado la tuber&a de revestimiento. Los disparos de terminación se efectan frente al intervalo de interés antes de que las herramientas de la prueba sean corridas en el pozo, o bien éstas se integran como parte de la sarta de la prueba. +n este caso, los disparos deben ser efectuados ba$o condiciones de sobre balance. )or regla general, las pruebas en pozo revestido son seguras y m's f'ciles de controlar. +stas pruebas generalmente se realizan en pozos con alta presión, desviados o profundos y, por lo general, se utiliza la tuber&a de producción en lugar de la tuber&a de perforación. La :i!ura ' muestra un ensamble de fondo de la prueba convencional en agu$ero revestido, el cual incluye b'sicamente un sistema de empacadores recuperables, directamente colocados arriba de los disparos, cu*as, y una tuber&a de cola perforada o ranurada. +l empacador es armado y ba$ado a la profundidad de interés, donde es anclado. La forma de anclar var&a, dependiendo del tipo de empacadores utilizados. Lo anterior incluye aplicar torque a la derecha y peso para anclar, o bien, levantando para desenganchar una ranura en forma de =>? que trae el ensamble del empacador, y aplicando torque a la derecha mientras que se suelta peso. +sta acción hace que las cu*as mec'nicas se enganchen a las paredes de la tuber&a de revestimiento. +stas cu*as soportan el peso de la sarta requerido para comprimir los elementos del empacador, sellarlo en la 8, abrir la v'lvula hidr'ulica y aislar la zona deba$o del empacador. +l peso debe mantenerse durante toda la prueba.
3.2.2.- rueba en a!u"ero re#estido con &erra%ientas acti#adas por presión9 %uando el pozo est' revestido, se puede llevar a cabo una prueba DS con un ensamble de fondo, cuyas herramientas pueden ser activadas mediante presión, en lugar de rotar o reciprocar. +sta forma de realizar la prueba generalmente es la me$or en equipos flotantes en pozos marinos o en pozos altamente desviados, en los cuales se dificulta precisar el movimiento de la sarta. +n la sarta con herramientas operadas con presión, el empacador se ancla convencionalmente. La v'lvula de prueba est' equipada con un ensamble, la cual neutraliza las presiones de la hidrost'tica del fluido de perforación. -na c'mara cargada con <5 conserva la v'lvula cerrada. Después de anclar los empacadores, se re presiona
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el anular a una presión establecida para abrir la v'lvula y permitir el flu$o. )ara cerrar la v'lvula se libera la presión en el espacio anular. Las herramientas operadas con presión est'n disponibles con dise*os internos, los cuales permiten operaciones con la tuber&a de producción y las herramientas con cable.
:IG;4 ' rre!lo t8pico prueba DST en a!u"ero
de una con#encional re#estido.
'.Co%ponentes DST9
de una sarta
Las herramientas utilizadas para realizar una prueba DS est'n compuestas b'sicamente de herramientas de medición, de control y de muestreo que son colocadas dentro de la sarta de perforación o de un apare$o de producción de prueba. +st'n constituidas generalmente de uno o dos empacadores, que permiten aislar la zona de interés, v'lvulas de control de flu$o, dispositivos de medición continua de presión y temperatura, una c'mara de
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muestreo de fluidos y una tuber&a ancla que permite la entrada de fluidos a la sarta. +n esta sección se describe la función que desempe*an en la sarta los principales componentes utilizados. /unque existe en el mercado una variedad de marcas y modelos de herramientas, se generaliza el concepto por la función que cada componente desempe*a y por su colocación en el subsuelo o en superficie. Los componentes de una herramienta para una prueba DS est'n compuestas por( %omponentes de 0ondo. +quipos Superficiales. • •
'.1.- Co%ponentes de $ondo9 +l equipo o componentes de fondo requeridos para realizar una prueba DS deben ser =dise*ados? para aislar la zona de interés, controlar los per&odos de flu$o y cierre de la prueba, registrar la presión en el interior y exterior de las herramientas, colectar los fluidos en condiciones fluyentes y permitir la recuperación de las herramientas cuando se presenten problemas de pegaduras. /lgunos componentes adicionales se agregan, en casos de pozos marinos, para permitir la compensación de movimientos y para sacar la sarta en casos de emergencia. / continuación se describen los principales componentes de fondo utilizados para realizar una prueba(
Tuber8a de per$oración 9 +s la sarta de tuber&as de perforación utilizadas como medio de conducción de los fluidos a producir y el medio por el cual se ba$an las herramientas para activar la prueba del intervalo de interés.
Substituto de circulación in#ersa9 +s el componente de la sarta para activar la circulación inversa proporcionando el medio para desplazar, mediante el lodo de perforación, los fluidos producidos a la superficie durante la prueba. )uede contener uno o m's puertos de circulación. Se corre en el pozo con los puertos en la posición cerrada, y permanece as& hasta que se colectan todo los datos requeridos de la prueba. %uando se abren los puertos, proporciona comunicación entre el espacio anular y la tuber&a de PRODUCCION II
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perforación. +sta comunicación, durante la recuperación de las herramientas de la prueba, es importante para( • • •
%ircular y acondicionar el sistema de lodo )revenir reventones Servir de lubricación cuando se presente una pegadura por presión diferencial.
Los puertos se pueden operar mediante la aplicación de presión en el espacio anular en pruebas DS en agu$ero revestido.
=l#ula de control de $lu"o9 +ste componente se utiliza para regular los per&odos de flu$o y de cierre durante la prueba. Se opera ya sea por aplicación de peso a la sarta, rotando la tuber&a o bien, aplicando presión en el espacio anular. Los per&odos de cierre y apertura se limitan a dos o tres, en el caso de activar la v'lvula mediante el movimiento de la tuber&a. =l#ula &idrulica9 +sta v'lvula es un componente de la sarta DS, que se mantiene cerrada al momento de correrla en el pozo con el propósito de mantener la tuber&a =seca?, es decir, sin fluido por el interior, o mantener cualquier fluido utilizado como colchón dentro de la tuber&a. %uando el ensamble es colocado en la posición de interés, la sarta se ba$a para aplicar peso para asentar el empacador y abrir la v'lvula hidr'ulica. La herramienta contiene un dispositivo de retraso entre tres y cinco minutos para activar la apertura de la v'lvula. >artillo &idrulico9 +sta herramienta es utilizada para proporcionar una fuerza de impacto ascendente a la sarta en el caso de que ésta llegue a pegarse en el pozo durante el desarrollo de la prueba. ?unta de se!uridad9 +ste componente de la sarta se utiliza para recuperar todas las herramientas arriba de ella, en el caso de que la parte inferior quede atrapada o pegada en el pozo. +xisten diferentes mecanismos para accionar las $untas de seguridad. /lgunas se utilizan mediante una conexión a la izquierda, mientras que otras tienen una conexión normal a la derecha. E%pacador @CAE4B9 +l empacador o pac@er es utilizado generalmente para una prueba en agu$ero descubierto es un empacador sólido de goma. +l tipo de goma depende de la aplicación espec&fica. %uando se aplica peso a la sarta, el ensamble del empacador se mueve descendentemente, comprimiendo la pared externa del mismo contra las paredes del agu$ero. #ientras se mantiene el peso, se obtiene el PRODUCCION II
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sello requerido. /lgunas compa*&as de servicio recomiendan usar dos empacadores para garantizar el sello, sobre todo en el caso de pozos con problemas en su calibre.
bturadores o pacer /ue se utili0an en una prueba DST
Tubo ancla9 La tuber&a ancla consiste generalmente de un con$unto de lastra barrenas perforados, los cuales permiten la entrada del fluido de la formación hacia la sarta de prueba. /dem's, desempe*a la función de absorber las cargas compresivas cuando se anclan los empacadores. PRODUCCION II
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4e!istrador de presiónte%peratura9 Son los dispositivos mediante los cuales se miden y registran los datos de presión y temperatura. Se localizan generalmente por deba$o del empacador, cerca del intervalo a probar. Los registradores de presión pueden ser internos y externos. +stos ltimos se colocan por deba$o de la tuber&a ancla, mientras que los internos se pueden colocar por encima del empacador. '.2.- Co%ponentes de las &erra%ientas de una prueba DST en super$icie9 +l equipo superficial requerido durante la e$ecución de una prueba DS est' previsto para controlar y dar seguridad a la prueba, para medir los caudales de flu$o y disponer de los fluidos en superficie durante la prueba. / continuación se describen brevemente sus componentes principales.
Cabe0a de control9 La cabeza de control es una combinación de sAivel y v'lvula de control que se localiza en la parte superior de la sarta. La v'lvula permite el control superficial del flu$o: mientras que el sAivel permite la rotación de la sarta en caso necesario para asentar los empacadores o para operar alguna herramienta en particular. -na cabeza de control dual es generalmente utilizada en los casos de tener altas presiones en los intervalos a probar. >ani$old9 +l manifold es un con$unto de v'lvulas de control colocadas en el piso del equipo para operar las siguientes funciones( • • • •
omar muestras de los fluidos %olocar estranguladores #edir la presión en superficie %ontrol adicional de la presión
E/uipo de super$icie /ue son utili0adas en una prueba DST. PRODUCCION II
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+quipo de #/
E/uipo de >NI:
+s el v&nculo directo entre la cabeza de control y el separador, mechero o l&nea de producción. Ceneralmente es dise*ado en forma de un cuadrado con posiciones para colocar los estranguladores en ambos lados. +n un lado se coloca un PRODUCCION II
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estrangulador fi$o, pero de tama*o variable, mientras que en el otro lado se puede colocar un estrangulador variable. %uenta también con v'lvulas de control de flu$o, de los cuales generalmente se colocan dos en cada lado, para mayor seguridad y control.
(.- Consideraciones i%portantes para el dise)o de una prueba DST9 +n esta sección se presentan las principales consideraciones que deben tomarse en cuenta en los traba$os de dise*o de las pruebas DS. +l traba$o de dise*o consiste espec&ficamente en obtener los par'metros yo especificaciones de los materiales !tubulares de la sarta" que se utilizar'n en las operaciones, ya que deben ser descritos en el programa detallado de la terminación. Los par'metros operativos deben asegurar el éxito de las operaciones mediante la comprobación de su desempe*o mec'nico. Las condiciones principales que deben darse para una prueba exitosa son( 0uncionamiento apropiado de las herramientas utilizadas en la prueba. %ondiciones apropiadas del agu$ero. Dise*o apropiados de la prueba. • • •
*.- Tie%po de duración de la prueba DST. +s casi imposible delinear los tiempos de duración apropiados para una prueba D.S.. debido a que cada formación evaluada posee un con$unto de condiciones peculiares. )or tanto, de acuerdo a la experiencia en pruebas de formación, se puede aprender ciertos criterios operacionales b'sicos. Dependiendo del tipo de prueba a realizar ya sea en pozo abierto o entubado, los tiempos de duración de las pruebas pueden variar. Las pruebas en pozo abierto son de menor duración que aquellas que se efectan en pozo entubado: esto es debido a que la exposición del pozo abierto podr&a ocasionar algunos problemas como ser( derrumbes, arenamientos, etc. +s recomendable que el tiempo de duración de las pruebas en pozo abierto no sea mayor a tres o cuatro horas, en tanto que las pruebas a pozo entubado pueden llegar a tener una duración mayor a las 54 horas. +xisten diversos criterios sobre la distribución del tiempo, sin embargo se tiene como gu&a til para definir tiempos, el establecer un control de fluidos que el pozo aporte: es decir que los tiempos de las pruebas estar&an su$etos a la reacción del nivel probado.
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-n DS comnmente consiste de dos periodos de flu$o y dos periodos de cierre. +l periodo de flu$o inicial es un periodo de producción corto !1 minutos o menos" cuyo propósito es producir una ca&da de presión leve cerca del hueco del pozo. Si no se tiene experiencia en la evaluación de una zona en particular, se tiene que basar en la experiencia general. / continuación se ver'n algunos criterios para definir los tiempos de duración de una prueba.
:lu"o inicial. +l tiempo de flu$o inicial debe ser suficiente como para permitir la salida del aire y parte del colchón de agua de la tuber&a, evitando la sobre presión por deba$o del pac@er de la prueba.
ri%er cierre. +l tiempo de cierre inicial debe ser suficiente como para obtener una presión de restitución semi estabilizada, +s decir, el cierre inicial no solamente sirve como una importante medición de la presión inicial del reservorio, sino que da pautas necesarias para dise*ar la curva del cierre final.
:lu"o $inal. +l segundo tiempo de flu$o debe ser suficiente como para permitir la salida hasta la superficie del fluido de formación, para su muestreo y medición de caudales y en lo posible conseguir una estabilización de las condiciones de flu$o.
Se!undo cierre. +l segundo cierre debe ser lo suficiente largo como para permitir una estabilización de la restitución de presión y su posterior interpretación. +s recomendable usar la siguiente gu&a para determinar la duración de este cierre( Si el $lu"o es $uerte9 iempo de cierre final E iempo de flu$o final Si el $lu"o es dbil9 iempo de cierre final E res veces al tiempo de flu$o final Si eiste $uerte $lu"o de petróleo o !as9 iempo de cierre final E Doble tiempo de flu$o final / continuación y como referencia se muestra un e$emplo de distribución de tiempos utilizados en pruebas de formación DS.
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ruebas en po0o abierto. E 6 9s. E 6 F 1 min. Si el flu$o es fuerte. 23 F 21 min. Si el flu$o es débil. E 41 G H3 min. E 63 F H3 min. E H3 F ;3 min.
Tie%po total %i%o Tie%po pri%er $lu"o Tie%po pri%er cierre Tie%po se!undo $lu"o Tie%po se!undo cierre
ruebas en po0o entubado.
E 54 9s o m's. E 1 F 23 min. E H3 F ;3 min. E 4 F H 9rs. E 23 F 2I 9rs.
Tie%po total %i%o Tie%po pri%er $lu"o Tie%po pri%er cierre Tie%po se!undo $lu"o Tie%po se!undo cierre
+.- Interpretación Cualitati#a9 Los datos obtenidos de una prueba de formación, incluyen descripciones f&sicas de los fluidos del reservorio, volumen de recuperación, tiempos de flu$os y cierres: adem's de las gr'ficas de presiones de fondo con relación al tiempo, que muestran las variaciones de la presión del pozo durante el desarrollo de la prueba. La información del reservorio que puede obtenerse a partir de una prueba de formación DS es la siguiente( •
ipos de fluidos %audales del reservorio
+.1.- Tipos de $luidos F caudales ( 7.1.1.- Sistema líquido.
o0os sur!entes9 +l me$or sistema de medición para la determinación de caudales surgentes es a través del separador, pero si no se cuentan con estas facilidades se recomienda disponer de algn recipiente, o un ca$ón de lodo vac&o, a fin de recolectar el volumen de fluido recuperado durante la prueba y relacion'ndolo con el tiempo, para determinar el caudal. PRODUCCION II
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o0os no sur!entes9 )ara casos en que el l&quido !petróleo o agua" no fluya hacia la superficie, y sea sólo recuperado en la tuber&a o sondeo de perforación, se pueden utilizar dos métodos para la determinación del caudal( ;tili0ando el total del $luido recuperado La ecuación final es( Q=
1440∗ H ∗ DPC T
Donde(
H %audal !J)D"
H /ltura del fluido recuperado !ft"
DC H %apacidad del sondeo o tuber&a !Jblft" T
H iempo de flu$o !min."
Lo principal de este método es determinar la altura del fluido recuperado en el interior del sondeo o tuber&a de perforación, y éste se puede determinar de la siguiente manera( •
+n el caso de que no se haya efectuado la circulación inversa y se decide sacar la herramienta, en superficie, se tiene que observar y determinar a partir de que longitud se empieza a recuperar fluido del interior de la sarta y luego por diferencia con la altura del colchón de agua se obtendr' la longitud y tipo de fluido que el pozo aportó. +n el caso de efectuar la circulación inversa, que es lo normal y recomendado, la estimación del volumen recuperado se puede efectuar controlando en superficie el volumen de lodo que se bombea al pozo por el espacio anular. )ara tal efecto, en principio se debe establecer la altura del sondeo vac&o que se ten&a antes de efectuar la prueba, y si se considera que el pozo no a portó ningn fluido, el volumen bombeado ser' el equivalente al volumen del sondeo vac&o, y si se observase que este volumen bombeado es menor al que se esperaba !sin aporte de fluido", significa que la diferencia de estos volmenes ser' el equivalente al
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volumen que el pozo aportó, y conociendo la capacidad del sondeo se determina el fluido recuperado en longitud @B.
+.1.2.- Siste%a !aseoso. )ara determinar el caudal de gas que pasa a través de choques positivos !orificio fi$o", se tienen fórmulas emp&ricas que proporcionan valores aproximados al que se obtendr&an con mediciones f&sicas !separador". )ara obtener el caudal de gas se puede utilizar la siguiente ecuación( Qg=
C ∗ PS ( T ∗Yg )∗1 / 2
Donde9 ! H %audal de gas !#)%D" C
H
%oeficientes de estranguladores
s
H
)resión de surgencia !psi"
TJ
H
emperatura de flu$o !K8"
K!
H Cravedad espec&fica del gas
Ceneralmente se puede estimar que(
TJ H !I3 K0" E !143 K8" K! H 3.H
%on lo que la ecuación anterior se reduce a( Qg=
C ∗ Ps 18
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/ continuación se indican algunos coeficientes de estranguladores m's utilizados, de acuerdo a distintos di'metros(
,.- nlisis de par%etros i%portantes /ue se reali0an en una prueba de $or%ación “DST” %ediante el %todo “4NE4S” +l DS ha sido largamente aceptado como el me$or y m's económico medio para la terminación temporal de una perforación. /vances tecnológicos dentro de la industria petrolera han introducido los métodos de = tipo cur#a” y el método =4NE4S =pero el método que m's se aplica en la industria petrolera es el método 4NE4S. +n el campo de la evaluación de formación es de comn conocimiento que el DS es la nica herramienta de evaluación que obtiene par'metros del reservorio ba$o condiciones din'micas del fluido del yacimiento.
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+n una prueba de formación DS aplicando el método 4NE4S se pueden evaluar o calcular los siguientes par'metros importantes de un yacimiento como ser( Las formulas propuestas a continuación son para yacimiento de petróleo, para yacimiento de gas son las misma fórmula.
endiente @%B9 La pendiente es una variable muy importante que se utiliza para calcular los dem's par'metros a continuación, y se la puede determinar de la siguiente forma( m= Presionextrapolada − Presion@ 1 ciclo
Trans%isibilidad9 Se define la transmisibilidad como la capacidad de movimiento y traslado de un fluido de una formación dada, representada por la permeabilidad, espesor o altura de la formación de un fluido dado, representado por una viscosidad y un factor volumétrico, que a partir de la información del ensayo se puede calcular la velocidad del flu$o de transmisibilidad. La transmisibilidad se puede determinar a partir de la siguiente ecuación( k h 162.6∗q∗Bo pie = ( md − ) μ m cps
Capacidad producti#a9 La capacidad productiva se define como la capacidad de la transmisibilidad de un fluido dentro del yacimiento, y se la puede determinar de la siguiente manera( k h=
162.6∗Qo∗ Bo∗ μ o ( md− pie ) m∗h
er%eabilidad9 La permeabilidad determinada por un an'lisis de prueba DS es denominada permeabilidad efectiva que se define como la capacidad de movimiento del fluido dentro del yacimiento, y se la puede calcular la siguiente manera( PRODUCCION II
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K =
162.6∗Qo∗Bo∗ μ o ( milidarcy ) m∗h
Da)o de :or%ación @Da)o SinB9 Se puede definir da*o de formación como un da*o ocasionado por motivos de operaciones de perforación, fluidos de perforación o por invasión de sólidos de perforación. +l da*o de formación se puede determinar de la siguiente manera( 2
r ¿ ∅∗ μ o∗Ct ∗(¿¿)+ 3.23 K
¿ ¿ P 1 hora − P! m
− log ¿
S= 1.151∗¿
Donde( S E Da*o de 0ormación !a dimensional" ) !2 hora" E )resión a 2 hora. !)SB" )Af E )resión de fondo fluyente. !)SB" %t E %omprensibilidad total !)SB" 8A E 8adio del pozo !pies" E )orosidad de la formación !fracción".
4elación de Da)o @D4B9 La relación de da*o se puede definir como una relación de da*o que se la hace a la formación con respecto al da*o de formación ocasionado en la formación, y se la puede determinar de la siguiente manera( PRODUCCION II
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2
r ¿
K ∗T! ( adimensional ) ∅∗ μ o∗Ct ∗(¿¿) ⌋ −2.85 m∗⌊ log ¿ Presion extraplada − P! D"=
¿
Donde( f E iempo de flu$o !minutos"
4elación de Da)o Esti%ada @ED4B9 La relación de da*o estimada se nos ayuda a determinar la existencia de da*o en las cercan&as del pozo y la extensión de su influencia, y se la puede determinar de la siguiente manera( a dimensional Presion extrapolada ∗ P! #D" = ¿ m∗⌊ log ( T! ) + 2.65 ⌋
"
Lndice de roducti#idad 4eal @Ir B9 +l &ndice de productividad real se puede definir como el m'ximo volumen o caudal que va hacer producido de una formación, y se la puede definir de la siguiente manera( $Pr =
Qo ( BPD / PS$ ) P yac%− P!
Lndice de roducti#idad Ideal @I i B9 +l &ndice de productividad ideal se la puede determinar de la siguiente manera(
( )
Qo BPD $Pi= P yac %− P! −& Pda ' ado PS$
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Donde( M) da*ado E 3.IN O S O m !)SB"
E$iciencia de :lu"o @E:$B9 La eficiencia de flu$o se lo puede determinar de la siguiente manera( $Pr ( !raccion ) #(! = $Pi
4adio de In#esti!ación @riB9 K ∗T! ri= x = 57600∗∅∗ μ o∗Ct
√
Donde( ri E 8adio de investigación !pies" f E iempo de 0lu$o !min"
5.- 4eco%endaciones9 )ara realizar una buena prueba de formación DS se debe tener muy en cuanta( • • • •
•
Juen mane$o de las herramientas +l uso de datos confiables y que estén seguros -n buen dise*o de la sarta DS -n buen apoyo de ingenier&a !supervisados por ingenieros expertos en pruebas de formación DS u otras clases de prueba. %ontar con personal capacitado para realizar la prueba.
16.- Conclusión9 -na prueba de formación =DS? genera un volumen de información considerable acerca de una formación de interés o estrato geológico en particular, generalmente con suficiente tiempo para tener efecto sobre la vida económica y el potencial del pozo. +n una prueba de formación DS generalmente se obtienen la siguiente información( •
•
+l contenido del fluido del yacimiento ba$o las condiciones de ensayo, y una indicación de la velocidad de flu$o ba$o condiciones del pozo La presión m'xima y est'tica del yacimiento en el momento de realizar la prueba DS.
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•
•
La determinación de la permeabilidad efectiva mediante c'lculos de la transmisibilidad de la formación con respecto al fluido del yacimiento. La detección y el efecto bruto del da*o a la pared del pozo, !da*o de formación".
11.- 7iblio!ra$8a9 DME<< SC<;>7E4GE4 !evaluación de reservorios mediante prueba de formación DS". SE<< I< C>NK !+P/L-/%B< D+ )8+SB< Q 0L-BDS". <;S ET4< !manual de dise*o de pruebas DS".
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