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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA

Investigación # 2 DRILL STEM TEST

DRILL STEM TEST (DST)

INTEGRANTES: ALIPINTO BRIAN VLADIMIR ARIAS KANTUTA VIERKA LUZ REGUERIN LOPEZ MARCO ALFONSO SEMESTRE: OCTAVO CURSO: F DE POSGRADO MATERIA: ING, EN GAS Y PETROLEO DOCENTE: ING. FRANZ GUSTAVO VARGAS MAMANI FECHA: 5 DE OCTUBRE DEL 2018 LA PAZ - 2018

Título: Investigación # 2 – DRILL STEM TEST Autor: ALI, ARIAS Y REGUERIN ________________________________________________________________________________________

TABLA DE CONTENIDOS 1 Resumen..............................................................................................................................6 2 Introducción.......................................................................................................................8 3 Objetivos...........................................................................................................................11 3.1 Objetivo General.......................................................................................................11 3.2 Objetivos Específicos.................................................................................................11 4. Tipos De Pruebas DST:...................................................................................................12 4.1Prueba DST En Agujero Descubierto:.....................................................................12 4.1.1 Prueba Convencional De Fondo.......................................................................13 4.1.2 Prueba Convencional Para Intervalos.............................................................14 4.1.3 Prueba Con Sistemas Inflables.........................................................................16 4.2 En Agujero Revestido...............................................................................................17 4.2.1. Prueba En Agujero Revestido Convencional..................................................17 4.2.2 Prueba En Agujero Revestido Con Herramientas Activadas Por Presión.. .18 5. Aplicación De Las Pruebas DST....................................................................................19 5.1 DST En Fase Exploratoria.......................................................................................19 5.2 DST En Pozos Delimitados.......................................................................................19 5.3. DST En Pozos De Desarrollo Y Explotación..........................................................19 6. Componentes De Una Sarta DST..................................................................................20 6.1. Componente De Fondo............................................................................................20 6.1.1. Tubería De Perforación (Tubing).....................................................................23 6.1.2. Lastrabarrenas..................................................................................................24 6.1.3. Substituto De Circulación Inversa...................................................................25 6.1.4. Válvula De Control De Flujo............................................................................26 6.1.5. Válvula Hidráulica............................................................................................26 6.1.6. Junta De Seguridad...........................................................................................26 6.1.7. Empacador.........................................................................................................27 6.1.8. Tubo Ancla.........................................................................................................28 6.1.9. Registrador De Presión/Temperatura.............................................................28 Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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6.1.10. Substituto Igualador De Presión....................................................................29 6.2. Equipo Superficial....................................................................................................31 6.2.1. Cabeza De Control............................................................................................31 6.2.2. Manifold.............................................................................................................32 7. Secuencia De Operaciones De La Herramienta...........................................................32 7.1. Esquema De Funcionamiento.................................................................................33 8. Aplicaciones De Las Pruebas Build Up En Pruebas DST...........................................36 ...........................................................................................................................................37 8.1 Uso En Pruebas Buildup Y Otras............................................................................37 9. Interpretación De Resultados Obtenidos Gas, Petróleo, Casi Ideal, Casos Con Fallas ...............................................................................................................................................39 10. Factores Que Afectan A Las Pruebas DST.................................................................41 10.1. Efecto De La Prueba Previa De Presión (Pretest):..............................................41 10.2. Efecto De La Permeabilidad:................................................................................41 10.3. Efecto De La Temperatura:...................................................................................42 10.4. Presencia De Barreras (Fallas, Pinchouts, Cambios De Permeabilidad, Etc.). 42 11.1. Extrapolación De Presiones...................................................................................43 11.2. Permeabilidad Efectiva..........................................................................................44 11.3. Método De Campo Eficaz Para El Cálculo De La Permeabilidad....................45 11.4. Índice De Productividad Y Daño..........................................................................46 11.5. Método De Campo Para El Cálculo De La Relación De Daño...........................46 12. Consideraciones De Diseño..........................................................................................47 12.1. Funcionamiento Apropiado De Las Herramientas Utilizadas Para La Prueba ...........................................................................................................................................47 12.2. Condiciones Apropiadas Del Agujero...................................................................48 12.3. Diseño Apropiado De La Prueba..........................................................................48 13. Metodología Para Realizar El Diseño Y Análisis Desempeño De Elementos Tubulares Para Pruebas DST.............................................................................................52 13.1 Diseño.......................................................................................................................52 13.1.1. Integrar Información Del Pozo......................................................................52 Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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13.1.2. Definir Las Condiciones De Diseño...............................................................53 13.1.3. Definir Y Evaluar Escenarios De Cargas......................................................53 13.1.4. Seleccionas Tubulares.....................................................................................54 13.1.5. Revisar El Desempeño Mecánico...................................................................54 13.1.6. Revisar Por Efectos Corrosivos (Nace).........................................................54 13.1.7. Evaluar El Costo.............................................................................................55 13.1.8. Elaborar Reporte Del Diseño.........................................................................55 13.2. Análisis....................................................................................................................55 13.2.1. Integrar Información Del Pozo......................................................................55 13.2.2. Definir Condiciones Para El Análisis............................................................55 13.2.3. Definir Y Evaluar Escenarios De Cargas......................................................56 13.2.4. Revisar El Desempeño Mecánico...................................................................56 13.2.5. Revisar Por Efectos Corrosivos.....................................................................57 13.2.6. Elaborar Reporte De Análisis........................................................................57 14. Problemas, Soluciones..................................................................................................57 15. Anexos............................................................................................................................61 16 Conclusiones:..................................................................................................................65 17. Bibliografía....................................................................................................................66

Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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Lista De Figuras Figura 1: Arreglo Típico De Una Prueba DST Convencional En Agujero Descubierto ...............................................................................................................................................14 Figura 2: Arreglo Típico De Una Prueba DST Convencional Para Intervalos.............15 Figura 3 Arreglo Típico De Una Prueba DST Con Sistemas Inflables..........................17 Figura 4 Arreglo Típico De Una Prueba DST Convencional En Agujero Revestido....18 Figura 5: Tubería Tenaris Hydrill Wedge 553 (Izquierda) Y La Tubería Tenaris Hydrill PH6 (Derecha)........................................................................................................23 Figura 6: Collares De Perforación O Lastrabarrenas.....................................................24 Figura 7: Partes De La Junta De Seguridad(SJB)...........................................................26 Figura 8: A La Izquierda Se Observa El “Flex-Pac” (FLXP) Y A La Derecha El “FlexPac Hold Down” FLXH......................................................................................................27 Figura 9: Porta Sensores DGA..........................................................................................28 Figura 10: Junta De Expansión Y Algunos Problemas De La Sarta DST......................29 Figura 11: Cabezal De Flujo Ó Flowhead Y Sus Partes..................................................30 Figura 12: Secuencia De Operaciones De La Herramienta............................................32 Figura 13: registro de presiones DST................................................................................32 Figura 14: Interpretación de la presión de los tipos de corrida de DST........................38 Figura 15: Interpretación de la presión de los tipos de corrida de DST........................39 Figura 16: Efecto De La Prueba Previa De Presión.........................................................40 Figura 17: Efecto De La Permeabilidad...........................................................................41 Figura 18: Extrapolación De Presiones.............................................................................43 Figura 19: Técnica para Interpretación de la Permeabilidad Efectiva de un pozo......44 Figura 20: Técnica para Interpretación del Radio de Daño de un pozo........................45 Figura 21: Procesos De Reversa Y Bulheading................................................................57 Figura 22: Proceso De Reversa De La Sarta Con El Sistema De Aislamiento..............58


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1 Resumen Desde que se comenzaron a evaluar los pozos a nivel de la industria petrolera hasta la actualidad, la técnica empleada para realizar la evaluación de estos, es mediante la herramienta DST, la cual es bajada al pozo y consta de un conjunto de rios y válvulas que permiten el cierre del pozo tanto en fondo como en superficie así como el flujo del mismo. Mediante un equipo de sensores ubicados a cierta profundidad de la arena en estudio se registran datos de presión y temperatura, los cuales posteriormente son introducidos en programas que permiten obtener los parámetros de interés para diagnosticar las condiciones del yacimiento. No obstante, esta evaluación posee ciertas desventajas y aunque los avances tecnológicos han sido exitosos, no se ha desarrollado una técnica que permita evaluar el yacimiento de una manera más satisfactoria. Generalmente, las pruebas DST se realizan en un corto período de tiempo, por lo que se debe tener claro cuáles son los objetivos de la misma, que información queremos obtener para la caracterización del yacimiento, etc. Las pruebas DST casi siempre se llevan a cabo en pozos exploratorios, o en áreas que no se tienen suficiente grado de certeza, por ejemplo, áreas de reservas probables/posibles, la cual requiere comprobar si las reservas tienen algún atractivo comercial. Con la prueba DST permite evaluar los siguientes aspectos del yacimiento Una prueba DST es un procedimiento de terminación temporal de un pozo, mediante el cual se pueden colectar y analizar gastos de flujo, presión y muestras de los fluidos de la formación. Estos datos, registrados como función del tiempo durante la prueba, más otros de apoyo, permiten calcular parámetros del yacimiento que sirven para tomar la decisión de realizar

la

terminación

definitiva


o

abandonar

el

intervalo

de

interés.

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La herramienta incluye un empacador accionado desde la superficie que pueda aislar la formación del anillo existente entre la sarta de perforación y el encamisado, forzando así a cualquier fluido que se produzca a entrar solamente por la sarta de perforación. Al cerrar el pozo en el fondo, se minimiza el postflujo y se simplifica el análisis, especialmente para formaciones con bajos tasas de flujo. A veces, la sarta de perforación se llena con un gas inerte, usualmente nitrógeno, para realizar estas pruebas. En ocasiones, los operadores pueden desear evitar por completo la producción de superficie por razones de seguridad o medioambientales y producir solamente la cantidad que pueda contener la sarta de perforación. Esto se logra cerrando la válvula de superficie cuando se abre la válvula del fondo del pozo. Estas pruebas se llaman pruebas de cámara cerrada. Las pruebas de columnas de perforación se realizan típicamente en pozos de exploración y, con frecuencia, son la clave para determinar si un pozo ha encontrado un yacimiento de hidrocarburos comercial. A menudo, la formación no se entuba antes de estas pruebas y el contenido del yacimiento se desconoce frecuentemente en este punto, así que la obtención de muestras de fluido usualmente es una consideración importante. Además, la presión está en su punto más elevado y los fluidos del yacimiento pueden contener ácido sulfhídrico, de manera que estas pruebas pueden representar un riesgo considerable para el personal de la plataforma. La secuencia de pruebas más común consta de un corto período de flujo, quizás cinco o diez minutos, seguido de un período de restauración de alrededor de una hora que se utiliza para determinar la presión inicial del yacimiento. Este es seguido por un período de flujo de 4 a 24 horas para establecer un flujo estable hacia la superficie, si es posible, seguido por el cierre final o la prueba de restauración que se utiliza para determinar la capacidad de flujo y el potencial de flujo. En este trabajo de investigación se presentan los conceptos generales que se aplican en la realización de pruebas DST, así como las consideraciones técnicas más importantes que se deben tomar en cuenta en el proceso de diseño y la programación detallada de

la

intervención, a fin de promover el aseguramiento de las operaciones de estas pruebas y garantizar el éxito de la toma de información. Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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2 Introducción Al término de la perforación de cada pozo, se procede a la toma de registros eléctricos (litológicos, petrofísicos y de contenido de fluidos); estos registros junto con el registro de lodo (“mudlog”) sirven para determinar los intervalos que serán probados 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 normalmente mediante la toma de registros en los intervalos de interés y, mediante su interpretación, se determina en forma aproximada el potencial 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 realizan pruebas DST (en pozos exploratorios). Mediante estas pruebas, las formaciones de interés se pueden evaluar bajo condiciones de producción, con la finalidad de obtener la información necesaria para determinar la vialidad económica y comercial de un pozo antes de proceder a su terminación. Cada intervalo identificado se aísla temporalmente para evaluar las características más importantes del yacimiento, tales como:     

Permeabilidad. Daño a la formación. Extensión. Presiones. Propiedades del fluido.

En caso de existir múltiples zonas con potencial productivo, se procede a efectuar pruebas DST para evaluar los intervalos de mayor interés. Una prueba DST puede definirse como un método para determinar el potencial productor de las formaciones del subsuelo, ya sea Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II 8 Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO


en agujero descubierto o revestido. Este potencial se conoce al considerar las tres premisas que busca una prueba DST:   

Obtener la presión estabilizada de cierre de la formación. Obtener un caudal de flujo de la formación estabilizada. Colectar muestras de los fluidos de la formación (propiedades de los fluidos).

Para lograr lo anterior, se arma una sarta con una variedad de herramientas y rios. Aunque existen en el mercado diferentes marcas, la idea común es aislar la zona de interés mediante empacadores temporales que se activan en agujero descubierto o revestido. Enseguida, una o más válvulas se abren para permitir el flujo de fluidos de la formación hacia el interior de la sarta por un tiempo determinado. En esta fase, se obtiene el flujo estabilizado y muestras de los fluidos de la formación. Posteriormente, una válvula 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. Finalmente, después de un determinado tiempo, se controla el pozo, se cierran las válvulas, 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 (días o semanas) que podría haber más de un período de flujo y período de incremento de la presión. La secuencia más común para llevar a cabo la prueba consiste de un periodo corto de flujo (5 a 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.


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Esto es seguido por un período de flujo de 4 a 24 horas o más para alcanzar el flujo estabilizado en la superficie. En la medida de lo posible, se continúa con un período de cierre final o una prueba de incremento de presión, 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. 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 a que una prueba DST tiene un costo significativo, se debe asegurar que revele tanta información como sea posible en el menor tiempo posible

3 Objetivos 3.1 Objetivo General Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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

Describir las consideraciones técnicas más importantes que se deben aplicar en el diseño de las pruebas DST, con base en las características y el desempeño mecánico de los tubulares que componen la sarta a usarse en dichas pruebas, a fin de seleccionar los más adecuados a las condiciones y parámetros operativos del programa detallado de la terminación de un pozo para asegurar el éxito de la prueba.

3.2 Objetivos Específicos 

Describir los tipos de pruebas DST y entender su aplicación según sus características



Describir los componentes de una sarta DST y conocer la secuencia de operación de la herramienta



Conocer los factores que afectan las pruebas DST y sus características de ls mismas



Analizar las consideraciones del diseño y ala metodología del análisis del diseño de los tubulares apra una prueba DST

4. Tipos De Pruebas DST: Debido a que no todas las formaciones son iguales y a que cada pozo tiene objetivos particulares para su desarrollo, las pruebas DST tratan de adaptarse dichas diferencias. Existe una gran variedad de herramientas DST, cada una diseñada para un rango especifico de condiciones operacionales y para desempeñar diferentes funciones. Sin embargo existen dos principales categorías de las pruebas DST: Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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1. Prueba DST en agujero descubierto. 2. Prueba DST en agujero entubado. 4.1Prueba DST En Agujero Descubierto: Cuando han sido detectados hidrocarburos mediante núcleos, en los recortes o por indicaciones de los registros, una prueba DST en agujero descubierto provee un medio rápido y económico para determinar el potencial productor de la formación. Es importante mencionar que esta técnica requiere que el pozo 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 espacio anular. Las pruebas DST en agujero descubierto 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 operación muy costosa. 4.1.1 Prueba Convencional De Fondo


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La prueba convencional por definición es aquella que usa empacadores convencionales; esto es, empacadores de hule (goma) sólido que se expanden y mantienen un buen sello cuando se aplica y sostiene peso a través de la tubería de perforación. La prueba es realizada cuando el intervalo de interés se encuentra muy próximo al fondo del pozo en agujero descubierto. Los componentes de la sarta son espaciados para aislar la zona de interés y ésta se corre hasta el fondo. Con las herramientas en el fondo, se aplica peso del orden de 10 a 15 toneladas (soltando el peso de la sarta). Esto genera una compresión en el empacador para anclarlo arriba de la zona de interés y, enseguida, se abre la válvula hidráulica. La válvula de control se cierra para generar un cierre inicial y se abre para permitir un período de flujo. Dependiendo del tipo de herramienta utilizada, la válvula de control se puede operar reciprocando la sarta, rotando o, en caso de agujero 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. Este tipo de prueba debe ser corrida cuando las condiciones del agujero son favorables y exista un mínimo de recortes en el fondo. La Figura 1 muestra una sarta típica para realizar una prueba convencional de fondo.

Figura 1: Arreglo Típico De Una Prueba DST Convencional En Agujero Descubierto


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Fuente: Rodríguez Torrico, Marisol. “Drill Stem Test (Pruebas de Presión DST)”.

4.1.2 Prueba Convencional Para Intervalos Es una prueba DST realizada cuando la zona de interés se encuentra por encima del fondo del pozo o cuando se aísla el intervalo de otra zona potencial, la cual queda por debajo del empacador. Este tipo de prueba se realiza generalmente cuando el pozo alcanzó su profundidad total, el agujero está en buenas condiciones y hay varias zonas de interés para probarse. La zona de interés se aísla con empacadores straddles, los cuales no sólo aíslan la carga hidrostática 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 utilizan lastrabarrenas por debajo del empacador, de tal forma que las herramientas de la sarta estén en o con el fondo del pozo y los empacadores se localicen en zonas opuestas a la de interés.


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Los lastrabarrenas se utilizan para soportar las cargas compresivas requeridas para realizar la prueba. Los empacadores se anclan bajando la sarta y aplicándoles peso (carga de compresión). La aplicación de peso a la sarta también abre una válvula hidráulica. La Figura 2 muestra la sarta de una prueba de intervalos con un tubo ancla en el fondo. En esta prueba, los empacadores son anclados arriba y debajo de la zona de interés, estando expuestos a diferentes presiones del fluido de perforación. El superior experimentará una carga de fuerza axial proporcional al peso del fluido, mientras que el inferior experimentará una carga axial ascendente proporcional al peso original del fluido de perforación más los subsecuentes efectos de compresión sobre el empacador, fuga de fluidos, etc. Entre los empacadores, la fuerza ejercida es igual, pero de sentido opuesto. Figura 2: Arreglo Típico De Una Prueba DST Convencional Para Intervalos



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4.1.3 Prueba Con Sistemas Inflables Cuando 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. En 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. Cuando 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 30 a 90 rpm por un lapso de 15 minutos, hasta que la presión dentro del empacador sea considerablemente mayor que la carga hidrostática. Un 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. No se requiere de un dispositivo mecánico de anclaje debido a que no se proporciona peso a la sarta para anclar el empacador. Una vez activados, los empacadores sirven de ancla para proporcionar peso y abrir la válvula hidráulica. Cuando termina la prueba, el empacador se desinfla y la sarta se recupera. La Figura 3 muestra un esquema de la distribución de componentes que conforman la sarta de prueba para un sistema con empacadores inflables.

Figura 3 Arreglo Típico De Una Prueba DST Con Sistemas Inflables


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4.2 En Agujero Revestido 4.2.1. Prueba En Agujero Revestido Convencional La prueba DST en agujero revestido se corre cuando el pozo se ha cementado la tubería de revestimiento. Los disparos de terminación se efectúan 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. En este caso, los disparos deben ser efectuados bajo condiciones de sobrebalance. Por regla general, las pruebas en pozo revestido son seguras y más fáciles de controlar. Estas pruebas generalmente se realizan en pozos con alta presión, desviados o profundos y, por lo general, se utiliza la tubería de producción en lugar de la tubería de perforación. La Figura 4 muestra un ensamble de fondo de la prueba convencional en agujero revestido, el cual incluye básicamente un sistema de empacadores recuperables, directamente colocados arriba de los disparos, cuñas, y una tubería de cola perforada o ranurada.


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El empacador es armado y bajado a la profundidad de interés, donde es anclado. La forma de anclar varía, 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 “J” que trae el ensamble del empacador, y aplicando torque a la derecha mientras que se suelta peso. Esta acción hace que las cuñas mecánicas se enganchen a las paredes de la tubería de revestimiento. Estas cuñas soportan el peso de la sarta requerido para comprimir los elementos del empacador, sellarlo en la TR, abrir la válvula hidráulica y aislar la zona debajo del empacador. El peso debe mantenerse durante toda la prueba Figura 4 Arreglo Típico De Una Prueba DST Convencional En Agujero Revestido


4.2.2 Prueba En Agujero Revestido Con Herramientas Activadas Por Presión. Cuando el pozo está revestido, se puede llevar a cabo una prueba DST con un ensamble de fondo, cuyas herramientas pueden ser activadas mediante presión, en lugar de rotar o reciprocar. Esta forma de realizar la prueba generalmente es la mejor en equipos flotantes en pozos marinos o en pozos altamente desviados, en los cuales se dificulta precisar el movimiento de la sarta. En la sarta con herramientas operadas con presión, el empacador se ancla convencionalmente. La válvula de prueba está equipada con un ensamble, la cual neutraliza las presiones de la hidrostática del fluido de perforación. Una cámara cargada con N2 conserva la válvula cerrada. Después de anclar los empacadores, se represiona el Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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anular a una presión establecida para abrir la válvula y permitir el flujo. Para cerrar la válvula se libera la presión en el espacio anular. Las herramientas operadas con presión están disponibles con diseños internos, los cuales permiten operaciones con la tubería de producción y las herramientas con cable. 5. Aplicación De Las Pruebas DST 5.1 DST En Fase Exploratoria 1. Probar la presencia de hidrocarburos 2. Determinar el tipo de fluido en el yacimiento presión, temperatura, permeabilidad, daño en la formación, índice de producción, heterogeneidades 5.2 DST En Pozos Delimitados 1. Confirmar la existencia de almacén y y la presencia de hidrocarburos 2. Muestreo selectivo de los fluidos presentes en el almacén, permeabilidad, daño, IP, heterogeneidades, fallas, barrenas, mecanismos de producción 5.3. DST En Pozos De Desarrollo Y Explotación 1. Confirmar permeabilidad, índice de producción, evaluar la eficacia de la terminación, comprobar con el paso del tiempo la productividad del pozo, el daño y la presión 6. Componentes De Una Sarta DST Las herramientas utilizadas para realizar una prueba DST están compuestas básicamente de herramientas de medición, de control y de muestreo que son colocadas dentro de la sarta de Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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perforación o de un aparejo de producción de prueba. Están constituidas generalmente de uno o dos empacadores, que permiten aislar la zona de interés, válvulas de control de flujo, dispositivos de medición continua de presión y temperatura, una cámara de muestreo de fluidos y una tubería ancla que permite la entrada de fluidos a la sarta. En esta sección se describe la función que desempeñan en la sarta los principales componentes utilizados. Aunque existe en el mercado una variedad de marcas y modelos de herramientas, se generaliza el concepto por la función que cada componente desempeña y por su colocación en el subsuelo o en superficie. Los componentes de una herramienta para una prueba DST están compuestas por: 

Componentes de Fondo.



Equipos Superficiales.

6.1. Componente De Fondo Las sartas utilizadas para realizar una prueba DST están compuestas básicamente de herramientas de medición, de control y de muestreo que son colocadas dentro de la sarta de perforación o de un aparejo de producción de prueba. Están constituidas generalmente de uno o dos empacaduras, que permiten aislar la zona de interés, válvulas de control de flujo, dispositivos de medición continua de presión y temperatura, una cámara de muestreo de fluidos y una tubería ancla que permite la entrada de fluidos a la sarta. En esta sección se describe la función que desempeñan en la sarta los principales componentes utilizados. Aunque existe en el mercado una variedad de marcas y modelos de herramientas, se generaliza el concepto 31 por la función que cada componente desempeña y por su colocación en el subsuelo o en superficie. Componentes de fondo El equipo o componentes de fondo requeridos para realizar una prueba DST deben ser “diseñados” para aislar la zona de interés, controlar los períodos de flujo 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. Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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Algunos componentes adicionales se agregan, en casos de pozos marinos, para permitir la compensación de movimientos y para sacar la sarta en casos de emergencia. A continuación se describen los principales componentes de fondo utilizados para realizar una prueba: 

Tubería de perforación (tubing)



Lastra barrenas



Substituto de circulación inversa



Válvula de control de flujo



Válvula hidráulica



Martillo hidráulico



Junta de seguridad



Empacadura



Tubo ancla



Registrador de presión/temperatura



Substituto igualador de presión



Válvula maestra submarina



Juntas de expansión



Equipo superficial



Cabeza de control

Procedimiento común del DST 

Una herramienta DST que incluye empacadura (packers) y una válvula probadora (Tester Valve) es unida al final de la sarta de perforación (Drillstring) esta corre dentro del hueco del pozo hasta la zona a ser probada.



Las empacaduras sobre la herramienta de prueba son asentados, aislando el intervalo de interés de la columna de lodo en el anular. Al abrir la válvula probadora (TesterValve) se produce una repentina caída de presión en la cara de la formación,


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causando que fluidos de la formación fluya dentro de la tubería de perforación e incrementando el nivel de fluido del hueco del pozo (Wellbore). Para pozos en los cuales el nivel de fluido no alcanza la superficie durante un periodo de flujo, el DST típicamente muestra un decrecimiento de la tasa de flujo desde el principio hasta el fin del periodo de flujo. La presión es registrada continuamente durante la prueba. 

Un DST comúnmente consiste de dos periodos de flujo y dos periodos de cierre. El periodo de flujo inicial es un periodo de producción corto (5 minutos) en el hueco del pozo (Wellbore).

Periodo de cierre inicial El periodo de cierre inicial el cual puede ser como mínimo 1 hora de duración, esto permite que la presión de formación actual se restaure a una presión cercana a la presión estática inicial de la formación, y si esta duración de tiempo es lo suficientemente prolongada para terminar los efectos de llenado del pozo, provee datos de Build-up para los cálculos iníciales de las propiedades del reservorio. Periodo de flujo final El periodo de flujo final (de 30 minutos a varias horas) debe proporcionar una muestra del fluido del reservorio en la cámara de prueba (Test Chamber) y, debe producir una caída de presión de adentro hacia afuera de la formación y es posible generar una presión transiente cuyo radio de investigación llega más allá de toda la zona alterada alrededor del pozo.

Periodo de cierre final


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El periodo de cierre final (una o dos veces tan prolongado como el periodo de flujo final) provee datos presión transiente para calcular las propiedades del reservorio. Las presiones de cierre extrapoladas (estimaciones de la presión del reservorio inicial) de los periodos de cierre inicial y final deben ser concordantes. 6.1.1. Tubería De Perforación (Tubing) Es la sarta de tuberías de perforación o de producción utilizadas como medio de conducción de los fluidos a producir y el medio por el cual se bajan las herramientas para activar la prueba del intervalo de interés. Figura 5: Tubería Tenaris Hydrill Wedge 553 (Izquierda) Y La Tubería Tenaris Hydrill PH6 (Derecha).

Fuente: Rodríguez Torrico, Marisol. “Drill Stem Test (Pruebas de Presión DST

6.1.2. Lastrabarrenas Son los elementos tubulares auxiliares para aplicar peso a la sarta. Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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Título: Investigación # 2 – DRILL STEM TEST Autor: ALI, ARIAS Y REGUERIN ________________________________________________________________________________________ Figura 6: Collares De Perforación O Lastrabarrenas


6.1.3. Substituto De Circulación Inversa Es 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. Puede contener uno o más puertos de circulación. Se corre en el pozo con los puertos en la posición cerrada, y permanece así hasta que se colectan todo los datos requeridos de la prueba. Cuando se abren los puertos, proporciona comunicación entre el espacio anular y la tubería de perforación (o tubing). Esta comunicación, durante la recuperación de las herramientas de la prueba, es importante para: 

Circular y acondicionar el sistema de lodo



Prevenir 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 DST en agujero revestido. Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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6.1.4. Válvula De Control De Flujo Este componente se utiliza para regular los períodos de flujo y de cierre durante la prueba. Se opera ya sea por aplicación de peso a la sarta, rotando la tubería o bien, aplicando presión en el espacio anular. Los períodos de cierre y apertura se limitan a dos o tres, en el caso de activar la válvula mediante el movimiento de la tubería. 6.1.5. Válvula Hidráulica Esta válvula es un componente de la sarta, que se mantiene cerrada al momento de correrla en

el pozo

con el

propósito

de mantener la tubería “seca”, es decir, sin fluido

por el interior, o mantener cualquier fluido utilizado como colchón dentro de la tubería. Cuando el ensamble es colocado en la posición de interés, la sarta se baja para aplicar peso para asentar el empacador y abrir la válvula

hidráulica.

La

herramienta

contiene un dispositivo de retraso entre tres y cinco minutos para activar la apertura de la válvula. 6.1.6. Junta De Seguridad Este 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. Existen diferentes mecanismos para accionar las juntas de seguridad. Algunas se utilizan mediante una conexión a la izquierda, mientras que otras tienen una conexión normal a la derecha. La junta de seguridad (SJB) de Schlumberger permite la liberación rápida de la sarta de prueba cuando el empacador, o algo por debajo del empacador se atascan. Se posiciona en la parte superior del empacador y se ensambla dando torque a la derecha como el resto de la sarta. El SJB se desactiva con torque a la izquierda. El torque a la izquierda se controla mediante unos pasadores de seguridad. Un anillo de ajuste evita que el torque a la derecho actué sobre el pasador de seguridad y se libere la sarta. La junta se puede reenganchar mediante la aplicación de peso y girando lentamente a la derecha. Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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Figura 7: Partes De La Junta De Seguridad(SJB).


6.1.7. Empacador El empacador utilizado generalmente para una prueba en agujero descubierto es un empacador sólido de goma. El tipo de goma depende de la aplicación específica. Cuando se aplica peso a la sarta, el ensamble del empacador se mueve descendentemente, comprimiendo la pared externa del mismo contra las paredes del agujero. Mientras se mantiene el peso, se obtiene el sello requerido. Algunas compañías de servicio recomiendan usar dos empacadores para garantizar el sello, sobretodo en el caso de pozos con problemas en su calibre.


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Título: Investigación # 2 – DRILL STEM TEST Autor: ALI, ARIAS Y REGUERIN ________________________________________________________________________________________ Figura 8: A La Izquierda Se Observa El “Flex-Pac” (FLXP) Y A La Derecha El “Flex- Pac Hold Down” FLXH


6.1.8. Tubo Ancla La tubería ancla consiste generalmente de un conjunto de lastrabarrenas perforados, los cuales permiten la entrada del fluido de la formación hacia la sarta de prueba. Además, dese mpeña lafunción de absorber las cargas compresivas cuando se anclan los empacadores. 6.1.9. Registrador De Presión/Temperatura Son los dispositivos mediante los cuales se miden y registran los datos de presión y temperatura. Se localizan generalmente por debajo del empacador, cerca del intervalo a probar. Los registradores de presión pueden ser internos y externos. Estos últimos se colocan por debajo de la tubería ancla, mientras que los internos se pueden colocar por encima del empacador.


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Título: Investigación # 2 – DRILL STEM TEST Autor: ALI, ARIAS Y REGUERIN ________________________________________________________________________________________ Figura 9: Porta Sensores DGA.


6.1.10. Substituto Igualador De Presión Este dispositivo permite la comunicación entre el espacio anular arriba del empacador y la zona aislada entre dos empacadores, uno superior y otro inferior. Un tubo de diámetro pequeño se coloca desde este substituto hasta el fondo del empacador inferior, pasando por las herramientas de prueba. Tal comunicación proporciona un paso de fluidos, conforme se corre la sarta en el pozo, igualando la presión arriba del empacador y la presente en el empacador inferior, permitiendo incluso detectar siel empacador de fondo se ancla apropiadamente. Este dispositivo se utiliza en pruebas para intervalos. 6.1.11. Válvula Maestra Submarina La válvula maestra submarina es una combinación de válvula y un sistema hidráulico, la cual es ensamblada y colocada en la sarta de prueba para anclarse en el sistema de preventores. La válvula actúa como una válvula de seguridad y el sistema hidráulico la activa o desactiva para permitir la desconexión de la sarta en caso de emergencia en pozos marinos. Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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6.1.12. Juntas De Expansión Las juntas de expansión se agregan a la sarta para compensar los movimientos de las plataformas y mantener un peso constante sobre la sarta mientras ésta se corre en el pozo. Actúa también como un medio mecánico para absorber la contracción y dilatación de la sarta por efectos de la temperatura y presión presente durante y después de la prueba. Generalmente se colocan por arriba de las herramientas de prueba y de los lastrabarrenas y por debajo de la tubería de la sarta. Al menos dos juntas de expansión se corren normalmente. Figura 10: Junta De Expansión Y Algunos Problemas De La Sarta DST.



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6.2. Equipo Superficial El equipo superficial requerido durante la ejecución de una prueba DST está previsto para controlar y dar seguridad a la prueba, para medir los gastos de flujo y disponer de los fluidos en superficie durante la prueba. A continuación se describen brevemente sus componentes principales. 6.2.1. Cabeza De Control La cabeza de control es una combinación de swivel y válvula de control que se localiza en la parte superior de la sarta. La válvula permite el control superficial del flujo; mientras que el swivel permite la rotación de la sarta en caso necesario para asentar los empacadores o para operar alguna herramienta en particular. Una cabeza de control dual es generalmente utilizada en los casos de tener altas presiones en los intervalos a probar o en el caso de los pozos marinos La válvula se activa mediante la presión con líneas de nitrógeno. Contiene un receptáculo para incorporar y soltar barras para activar los puertos de los substitutos de circulación inversa. Figura 11: Cabezal De Flujo Ó Flowhead Y Sus Partes.



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6.2.2. Manifold El manifold es un conjunto de válvulas de control colocadas en el piso del equipo para operar las siguientes funciones: •

Tomar muestras de los fluidos

•

Colocar estranguladores

•

Medir la presión en superficie

•

Control adicional de la presión

•

Separador Línea de flote Mechero Es el vínculo directo entre la cabeza de control y el separador, mechero o línea de producción. Generalmente es diseñado en forma de un cuadrado con posiciones para colocar los estranguladores en ambos lados. En un lado se coloca un estrangulador fijo, pero de tamaño variable, mientras que en el otro lado se puede colocar un estrangulador variable. Cuenta también con válvulas de control de flujo, de los cuales generalmente se colocan dos en cada lado, para mayor seguridad y control. 7. Secuencia De Operaciones De La Herramienta

El DST es corrido bajándolo dentro del pozo en la tubería de perforación en arreglos de obturadores y válvulas de superficie. Los obturadores son utilizados para sellar el lodo en el espacio anular en el intervalo que se correrá la prueba, y las válvulas permitirán que los fluidos de formación entren a la tubería de perforación. Cerrando las válvulas una presión de restitución (pressure build up) puede ser obtenida. Una presión grabada de fluido entero y secuencia de cierre es obtenida. La siguiente figura es un diagrama esquemático de una corrida operacional del DST la figura 1.2 muestra la secuencia de operaciones de la herramienta de la corrida al pozo y viceversa.


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7.1. Esquema De Funcionamiento

Figura 12: Secuencia De Operaciones De La Herramienta

Fuente: https://html2-f.idoubassets.com

Figura 13: registro de presiones DST

Fuente: https://www.google.com


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La apariencia de la grabación de presión de una prueba de formación se muestra esquemáticamente en la figura la sección marcada A muestra un incremento en la presión hidrostática del lodo mientras la herramienta es bajada al pozo. Cuando la herramienta esta en el fondo, la máxima presión de la columna de lodo es obtenida. Haciendo que los obturadores causen compresión del lodo en el anular en el intervalo de prueba, un correspondiente incremento en la presión es notada en el punto. Cuando la herramienta de prueba es abierta, existe un ingreso de fluido desde la formación, el comportamiento de la presión es mostrada en la sección C. Luego que la herramienta de prueba es cerrada un periodo de presión de restitución resulta etiquetado en D. El primer flujo y su periodo de cierre son usualmente seguidos por un flujo subsecuente y un periodo de restitución. Finalmente la prueba es terminada y los obturadores son aflojados causando la restitución de la presión hidrostática del fluido, entonces la herramienta es extraída. El fluido recuperado de la prueba puede ser estimada de los contenidos de la tubería de perforación o de la cantidad recuperada a la superficie si la prueba DST es obtenida. El método de doble cierre de prueba es el procesamiento más común en uso. Los eventos involucrados son referentes a los periodos de flujo inicial y de cierre inicial como los periodos finales. El período de flujo inicial es por lo general de a 5 de duración de 10 minutos y es principalmente con el objetivo de permitir a la igualación de vuelta a la presión de depósito estática del fluido en la zona de infiltración cerca del pozo. Tanto la presión de la columna de lodo estático como el ajuste de obturados causa que el lodo filtrado sea exprimido en la formación. El breve período de flujo iniciales diseñado para relevar esta condición de sobre presión y restaurar la formación a un estado de presión original. El período de flujo inicial es seguido por un periodo de cierre inicialen un período de aproximadamente 30 a 60 minutos. Este flujo inicial y el cerrado en la secuencia permite una buena presión estática de reservorio Al principio del segundo período de flujo, la formación es restaurada a las condiciones iníciales y el comportamiento de flujo natural de la zona de prueba puede ser obtenido. Este segundo período de flujo generalmente corre de 30 minutos a 2 horas más o menos. La presión final restituida adjuntada aumenta, por lo general ligeramente más largo o al menos igual al segundo período de flujo. Es común en reservorios de baja permeabilidad emplear presiones de restitución aún más largas que aumentan para obtener Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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datos interpretables de la presión de restitución. Además de las comunes pruebas de doble cerrado, es ahora posible controlar pruebas de producción con un número arbitrario de flujo y en periodos de cierre. Consideraciones Operacionales en Obtención de Buenos Datos de Presión en DST Varios factores gobiernan la calidad de datos de presión de DST. No sólo deben ser considerados los parámetros de reservorio directamente que afectan el comportamiento de presión, pero t ambién preocuparse en la medida de fluido recuperado y los caudales deben ser ejercidos ya que deben saber estas cantidades para objetivos de análisis de presión. El ingeniero debería consultar, con sus colegas o con empresas de servicio de DST para ganar cualquier conocimiento de una naturaleza general que concierne DST en el comportamiento de una formación en particular. Con frecuencia, muchos de los factores operacionales pueden ser averiguados de la experiencia anterior en la misma provincia geológica. Quizás la consideración primaria en la planificación de una prueba es el tiempo máximo en el agujero con los instrumentos de prueba que pueden ser tolerados por condiciones de perforación. Si se estima que el fondo el tiempo durante la prueba debería ser, digamos, 2 horas, la prueba debe ser planificada en consecuencia. Por lo general, el primer período de flujo sobre un DST debería ser al menos 5 minutos y la inicial adjunta en un período al menos 30 minutos. Esto normalmente permitirá a la extensión de lodo atrapado debajo de los obturadores y presionará la igualación en la zona invadida de modo que una estimación buena de una presión

de

reservorio

estática

pueda

segundo período de flujo (sobre una prueba

ser

obtenida.

La

longitud

del

de doble cerrado) generalmente es dictada

por la experiencia y condiciones predominantes. Más débil "el golpe" en la superficie, más despacio la rata de afluencia de fluido de formación y el más largo el segundo período de flujo debería ser. Si carga del fluido de la tubería de perforación aumenta al punto que la presión hidrostática de la columna fluida mata la entrada, entonces la restitución final debería ser comenzada inmediatamente. Para pruebas con golpes de superficies débiles en Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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todas partes de la duración del período de flujo, el instrumento debe ser dejado abierto más largo para probar la formación con eficacia. El tiempo final de cierre debería ser al menos igual al tiempo de flujo si una presión exacta extrapolada debe ser obtenida y si la permeabilidad cambia cerca del lugar a ser descubierto. La permeabilidad de formación inferior, el más largo la acumulación de presión restituida final deseada. Para un producto kh de menos de 10 md-pies, tiempos de cierre de al menos 2 horas son recomendadas. Para más alto kh valores, tiempos de 30 minutos a 1 hora pueden ser suficientes. Para lecturas de presión exactas, el personal de empresa de servicio debería ser informado de condiciones esperadas (incluyendo la temperatura de reservorio estimada y el rango de presión) y los objetivos totales de prueba de modo que los relojes apropiados y elementos de presión puedan ser seleccionados. La fecha más reciente en que la bomba de presión fue calibrada en las condiciones esperadas debería ser del interés. Antes de la interpretación de presión habría que evaluar la exactitud de los manómetros comparando su presión registrada en varios puntos claves. La presión hidrostática de la recuperación líquida debería ser calculada y comparada con la presión de flujo final. El volumen de recuperación líquida debería ser medido con cuidado. Los líquidos se recuperaron, tanto separadamente como en mezclas contaminadas, suficientemente deberían ser descritos y medidas de densidad tomadas. El flujo de gas sobre pruebas de producción debería ser medidas con exactitud posible en varios intervalos de tiempo igualmente espaciados a lo largo de los períodos de flujo. La rata de recuperación líquida puede ser estimada en cualquier momento por convirtiendo la rata de cambio de presión hidrostática en la tubería de perforación a una rata de producción líquida. 8. Aplicaciones De Las Pruebas Build Up En Pruebas DST Según el tipo de terminación realizada las pruebas DST pueden ser llevadas a cabo ya sea en agujeró descubierto o después de que la TR ha sido cementada. En agujero descubierto, las pruebas pueden realizarse cerca del fondo del pozo o en alguna zona aislada arriba del fondo del pozo(intervalo de interés).


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La elección de dónde llevar a cabo la prueba se realiza después de un análisis de la información disponible sobre la formación, generalmente registros geofísicos. La elección de cuándo realizar la prueba dependerá de las condiciones del agujero. Existen tres tipos de pruebas DST en agujero descubierto y dos en agujero revestido. La diferencia entre ellas consiste en la distribución y uso delos componentes de la sarta utilizada. Esta clasificación es la siguiente: . 8.1 Uso En Pruebas Buildup Y Otras La teoría de análisis de presión de restitución, ha sido encontrada para ser aplicable al análisis dedatos de presión de restitución de DST. Las suposiciones básicas de teoría de acumulación de presión - el flujo radial, el reservorio infinito, fluido compresible simpleson imaginariamente bien situados a condiciones de DST. En DST corriendo la suposición de una rata de producción constante veces es cumplida. Sin embargo, sobre una prueba de recuperación no suelta líquida, el caudal por lo general se disminuye a lo largo del período de flujo. Han mostrado que mientras la diferencia en la inicial y las ratas de producción finales en el período de flujo antes de la acumulación de presión no es extrema; la rata de producción media puede ser usada como una aproximación buena en análisis de restitución de presión. Esto es sobre todo verdadero si la rata de cambio de la rata de producción con el tiempo es constante. En pruebas de recuperación no liquidas es un caso con frecuencia. La rata media de producción es determinada, dividiendo la recuperación fluida por la longitud del período de flujo. Esto solicita tanto acumulaciones de presión iníciales como finales sobre una prueba de doble cerrado. La conclusión de Dolan et al. Es por lo general aceptable como una materia práctica. Odeh y Selighan presentado el medio para calcular la rata de producción apropiada y valores de tiempo fluyentes para el empleo en el análisis de presión de restitución en cuales el periodo de cierre es precedido por un corto, el período de flujo de rata variable. Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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El valor de presión extrapolado de la segunda curva de acumulación debería ser limpiamente cerca de esto de la acumulación inicial. Si es considerablemente inferior, entonces uno podría concluir que una muy pequeña acumulación había sido probada y que el agotamiento significativo había ocurrido sobre la prueba. La B y µ debe ser estimada de algún tipo de correlación. El factor skin es determinado por el empleo de la ecuación para la presión suelta inmediatamente antes del cierre si la rata q hubiera sido constante durante el período de témpano, entonces Pwf sería el valor verdadero para el final que fluye la presión. Si la rata no es constante, una mejor aproximación para este valor es el promedio que fluye la presión durante el período de flujo, que nosotros deberíamos llamar Pavg. El cambio de la su dicha ecuación cede la expresión siguiente para el factor skin donde m es la pendiente de la curva de acumulación que solía determinar el producto kh, y la t es el tiempo de flujo total. En el caso de una prueba suelta en la cual la tarifa es ligeramente constante, pavg es substituido por la presión verdadera, final suelta Maier presentó una simplificación conveniente de la ecuación de factor skin. Él asumió que los valores típicos de e asumieron los valores típicos de Ø =0.15 pies y r El radio de drenaje transciente durante un DST es también de interés. La relación aproximada es del bien será reflejado en el comportamiento de presión del pozo a un tiempo t, estimado de la susodicha relación. Así, el radio de drenaje correspondiente a unat de tiempo es estimado por En el caso de flujo multifase la compresibilidad total y la movilidad total del sistema de fluido de depósito deben ser substituidas por las cantidades correspondientes solas fluidas como en otras técnicas de análisis de presión transitorias. En el caso de duración extendida del DST, es a veces posible deducir la presencia de heterogeneidades de depósito dentro del radio de drenaje afectado por la prueba.


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9. Interpretación De Resultados Obtenidos Gas, Petróleo, Casi Ideal, Casos Con Fallas La interpretación de pruebas, en adición a la estimulación de la recuperación de líquidos, requiere interpretación preliminar de los gráficos de presión. Los gráficos deben ser examinados cuidadosamente, primero para asegurar que la herramienta opera apropiadamente, y segundo para verificar las presiones durante la prueba fueron medidas con precisión. La precisión de las medidas debe ser juzgada comparando las presiones principales con las presiones de lodo computadas comunes. Los gráficos de presión siempre deben ser inspeccionados para asegurar la operación apropiada de la herramienta. Figura 14: Interpretación de la presión de los tipos de corrida de DST



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Título: Investigación # 2 – DRILL STEM TEST Autor: ALI, ARIAS Y REGUERIN ________________________________________________________________________________________ Figura 15: Interpretación de la presión de los tipos de corrida de DST

Fuente: https://html1-f.idoubassets.com La configuración del grafico de presión varia, esto dependiendo de la capacidad productiva de la zona que está siendo probada. En zonas de alta permeabilidad, los efectos de flujo crítico podrían causar el flujo de fluido dentro de la tubería de perforación a través del choke de fondo para que sea independiente de la presión dentro de la tubería de perforación. El flujo crítico producirá una presión casi constante durante el periodo de flujo. Formaciones de baja permeabilidad son normalmente reveladas en los gráficos de presión debido a presiones fluyentes extremadamente bajas. Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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10. Factores Que Afectan A Las Pruebas DST

10.1. Efecto De La Prueba Previa De Presión (Pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño. Figura 16: Efecto De La Prueba Previa De Presión


10.2. Efecto De La Permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período del pretest. Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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Título: Investigación # 2 – DRILL STEM TEST Autor: ALI, ARIAS Y REGUERIN ________________________________________________________________________________________ Figura 17: Efecto De La Permeabilidad

Fuente: https://html1-f.idoubassets.com 10.3. Efecto De La Temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante. 10.4. Presencia De Barreras (Fallas, Pinchouts, Cambios De Permeabilidad, Etc.) En principio, la detección de cambios en la transmisibilidad (K.h/μ) en las cercanías del pozo puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las condiciones de la formación son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras. El análisis de las pruebas DST para la determinación de la presencia de barrera presenta las siguientes dificultades:


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•

Se puede demostrar que la distancia de penetración es proporcional al tiempo de flujo. Una relación empírica b2=K.t puede ser usada para estimar el rango de penetración detectable por una prueba DST, la capacidad de la formación (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetración sin el tiempo de flujo adecuado.

•

La tasa de producción no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden ser causados por una reducción de la tasa de producción.

•

Las características del yacimiento no son compatibles con la simplificación de las suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causará una curvatura en la carta.

11. Otras Aplicaciones Especiales De Las Pruebas DST Se ha demostrado que la respuesta de la presión del yacimiento ante diferentes cambios en la tasa de flujo, refleja la geometría y las propiedades de flujo del yacimiento. Se basan en crear entonces una disturbancia de presión, mediante cambios de tasa, y medir las variaciones en la presión de fondo (pwf) en el tiempo, en uno o mas pozos. Las pruebas de presión se realizan con múltiples propósitos:

11.1. Extrapolación De Presiones La experiencia en el trazado de un gran número de cartas DST en papel semi-logarítmico ha demostrado que cuando el índice kh/μ es mayor de 10 pies md / se obtiene una línea recta. Por el contrario, cuando este índice es menor a 10 pies md / se obtiene una línea curva; dicho comportamiento también es habitual cuando el flujo radial no está presente. La producción de una pequeña cantidad de líquido es suficiente para notar una caída en la presión de la formación, de modo que se necesita un tiempo mayor de cierre para obtener Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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una curva build-up útil. El cierre inicial es utilizado para minimizar los efectos de la producción excesiva de fluido. El tiempo de flujo y la capacidad de la formación inciden directamente en el tiempo de cierre de la prueba, el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas DST erróneas. En formaciones de baja capacidad (K.h), largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original. Figura 18: Extrapolación De Presiones


En formaciones de baja capacidad, largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original. 11.2. Permeabilidad Efectiva La permeabilidad efectiva es otro parámetro que se puede obtener mediante el análisis de las pruebas DST, nuevamente con la aplicación de la teoría aplicada a las pruebas build-up. El uso de la tasa promedio del total recobrado dividido por el tiempo de flujo es suficiente para el uso de la formula: En el caso de no ser la curva de flujo una línea recta, nos indica que la tasa asumida “constante” no lo es. Esto altera el valor de la permeabilidad que se obtiene de la prueba, pero afortunadamente los requerimientos en la precisión de la permeabilidad no son Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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estrictos por lo que el valor aproximado obtenido con el DST resulta útil. Dicho valor representa el promedio de todo el área de drenaje, de hecho este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en núcleos. 11.3. Método De Campo Eficaz Para El Cálculo De La Permeabilidad Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presión se debe restaurar casi hasta la presión original y en el segundo cierre solo será necesaria hasta que la presión llegue a unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presión inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presión donde (t + θ)/θ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presión final de cierre (t + θ)/θ y donde el tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (θ). Extender la unión anterior hasta que corte la ordenada de presión donde (t + θ)/θ =10. Usando el ΔP que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de acuerdo a la ecuación: Figura 19: Técnica para Interpretación de la Permeabilidad Efectiva de un pozo

Fuente: https://html2-f.idoubassets.com Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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11.4. Índice De Productividad Y Daño Se pueden obtener dos valores de IP a partir de pruebas DST. El primero proviene del periodo de flujo y es determinado mediante la cantidad de líquido recobrado, el tiempo de flujo y la diferencia entre la presión de flujo y la presión de la formación. El segundo valor proviene del análisis del final de la curva de cierre. La diferencia entre los dos valores de IP indica el grado de daño a la formación. Este daño es comúnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de la formación. 11.5. Método De Campo Para El Cálculo De La Relación De Daño Aunque existen métodos más precisos para su determinación, la relación de daño se puede determinar inmediatamente después de culminada la prueba DST mediante el uso de la siguiente ecuación empírica:

Siguiendo el mismo método para la obtención de la permeabilidad, hallamos el ΔP por cada ciclo. La presión de flujo final (Pf) es obtenida directamente de la prueba DST. La figura muestra el procedimiento usado. Figura 20: Técnica para Interpretación del Radio de Daño de un pozo



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12. Consideraciones De Diseño

En esta sección se presentan las principales consideraciones que deben tomarse en cuenta en los trabajos de diseño de las pruebas DST. El trabajo de diseño consiste específicamente en obtener los parámetros y/o especificaciones de los materiales (tubulares de la sarta) que seutilizarán en las operaciones, ya que deben ser descritos en el programa detallado de la terminación. Los parámetros operativos deben asegurar el éxito de las operaciones mediante la comprobación de su desempeño mecánico. Las condiciones principales que deben darse para una prueba exitosa son: A) Funcionamiento apropiado de las herramientas utilizadas en la prueba. B) Condiciones apropiadas del agujero. C) Diseño apropiado de la prueba. 12.1. Funcionamiento Apropiado De Las Herramientas Utilizadas Para La Prueba Los siguientes problemas pueden causar que las herramientas utilizadas en la prueba funcionen incorrectamente: 1. Mal funcionamiento de registradores. 2. Fuga en la tubería. 3. Errores humanos, como medición incorrecta de la tubería. 4. Falla al asentar el empacador. 5. Falla en la operación de las válvulas. Incorporando varios registradores de presión, se solventará el primer problema potencial; mientras que para resolver el segundo, es necesario probar a presión la tubería lo más Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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continuamente posible. La tercera causa potencial se puede evitar siendo muycuidadosos al planear y llevar a cabo la prueba. La falla en el asentamiento del sistema de empacamiento se puede evitar levantando ligeramente las secciones del intervalo de prueba para localizar el empacador. En general, las fallas en las herramientas que componen la sarta de prueba se pueden evitar utilizando equipos que estén en buenas condiciones. 12.2. Condiciones Apropiadas Del Agujero Los problemas de acondicionamiento del agujero pueden resultar por las siguientes condiciones en el pozo: 1. Excesivo depósito de sólidos en el fondo, lo cual puede resultar en daño al sistema de empacamiento y en pegaduras de la tubería ancla en el fondo. 2. Agujero descalibrado, el cual no permitirá el buen asentamiento del empacador. 3. El cierre del agujero no permitirá a las herramientas de la prueba alcanzar la zona de interés. 4. Asentamiento inadecuado del empacador. 5. Taponamiento de las herramientas por los sólidos depositados en el fondo o presentes en el lodo de perforación. 12.3. Diseño Apropiado De La Prueba El diseño inapropiado de una prueba conduce a fallas potenciales. Existen varias razones por las cuales una DST puede ser diseñada incorrectamente: Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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1. Mal desempeño mecánico de los tubulares de la sarta utilizada. 2. Por la severidad en la presión de choque impuesta a la formación cuando la presión de formación es expuesta a la tubería vacía, y que pudiera dañar al empacador al grado de no sellar. 3. Es factible que se generen presiones de surgencia debido al movimiento de la tubería y al anclaje del empacador, pudiendo causar la manifestación de presiones relativamente altas, muy próximas al agujero en formaciones permeables. 4. Es importante que los períodos de flujo y cierre de la prueba sean lo suficientemente largos para obtener los resultados apropiados. 5. Los dispositivos de medición (presión, temperatura) deben ser seleccionados de acuerdo al rango, precisión, resolución y objetivos de la prueba. El alcance de esta guía de diseño se enfoca principalmente a dar respuesta conceptual al primer punto referido. Es decir, determinar y analizar el desempeño mecánico de los tubulares utilizados en la prueba DST, con el fin de asegurar el trabajo de los mismos durante el desarrollo de la prueba. Para considerar la problemática planteada en el punto dos, es común aplicar como “regla de dedo” la siguiente consideración: Si la presión diferencial entre la carga hidrostática del lodo presente en el espacio anular y en el interior de la tubería excede los 4000 psi, se debe utilizar un colchón de agua (nitrógeno o diesel, en algunos casos) y colocarlo en el interior de la tubería para reducir la presión diferencial a menos o igual a 4000 psi, cuando la válvula de control sea abierta. Por lo tanto, la altura requerida del colchón puede obtenerse con la siguiente ecuación: Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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Y el volumen requerido para alcanzar esta altura de colchón en el interior de la sarta de tuberías utilizadas se puede calcular mediante la siguiente ecuación:

Dónde: hc = Altura del colchón ρ l = Densidad del lodo ρ c = Densidad del fluido colchón h = Profundidad del empacador di = Diámetro interior de la tubería V = Volumen de colchón Para resolver la condición que se manifiesta en el punto tres, es importante señalar que durante el primer período de flujo se debe desfogar la presión generada a fin de que no contribuya a que la interpretación de la prueba en el primer periodo de cierre sea incorrecta. Con la finalidad de estudiar y comprender los conceptos para estimar la magnitud de las presiones generadas por el movimiento de la sarta, los remitimos a la Guía de diseño de viajes. El cuarto punto puede resolver tomando en cuenta los tiempos mostrados en la Tabla 1 para cada uno de los periodos de flujo y de cierre requeridos durante la prueba. Estos valores son “reglas de dedo”, que pueden ajustarse de acuerdo con las condiciones presentes en el pozo y del comportamiento esperado en el intervalo de interés.


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Para resolver el primer punto, es necesario determinar los parámetros operativos y las especificaciones de los tubulares a utilizar en la prueba, cuantificando su desempeño mecánico durante la misma. Estos se pueden determinar de las dos maneras siguientes: a) Seleccionando las características mecánicas que debe tener la sarta a utilizar durante la prueba. En este caso, se procede a seleccionar la distribución y especificaciones de los elementos tubulares que van a conformar la sarta. Dependiendo del tipo de prueba, se puede utilizar una sarta con tubulares de perforación o una de producción (sarta de prueba). b) Analizando el desempeño mecánico de la sarta por utilizar. En este otro caso, se realiza una revisión del desempeño mecánico de la sarta a utilizar (perforación o tubing) mediante el uso y generación de la envolvente de falla para cada tipo de elemento tubular. Para entender la aplicación de cada uno de los puntos anteriores, es importante referirnos a los conceptos de resistencia y de cargas actuantes en la sarta de prueba. Es conveniente consultar las guías de diseño de: TRs, aparejos de producción, sarta de perforación y la de empacadores, a fin de profundizar más sobre el tema de desempeño mecánico de los elementos tubulares. En este apartado se describirán los conceptos fundamentales aplicables para determinar el desempeño mecánico de una sarta de prueba DST.


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Cualquier elemento tubular que se incorpore como parte de la sarta de prueba mecánicamente debe desempeñarse con una resistencia superior a la carga impuesta en todos los eventos que se presentan durante el desarrollo de la prueba. Es decir: RESISTENCIA / CARGA > 1.0 Esta premisa de la mecánica de materiales debe cumplirse independientemente del tipo de carga a la que se vea comprometido cada componente de la sarta. Basados en lo anterior, es de interés particular revisar los dos parámetros implicados. Por un lado, todo lo relativo a la resistencia de los elementos tubulares y, por otro, todo lo relacionado con los tipos de carga y la forma de evaluarlas. 13. Metodología Para Realizar El Diseño Y Análisis Desempeño De Elementos Tubulares Para Pruebas DST

Para realizar tanto el diseño como el análisis de la sarta de prueba aplicando los conceptos de desempeño mecánico, se propone que los ingenieros de diseño se apoyen en la siguiente metodología 13.1 Diseño Seleccionando las características mecánicas que debe tener la sarta durante la prueba. A continuación se describe la metodología para realizar el diseño de los elementos tubulares para la prueba DST 13.1.1. Integrar Información Del Pozo El diseñador deberá contar con toda la información disponible para seleccionar los tubulares. Los siguientes datos sirven para obtener el desempeño mecánico de los tubulares seleccionados: Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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

Trayectoria del pozo



Densidad del lodo



Intervalo(s) de interés



Especificaciones de tubulares (tuberías de perforación o de producción)

13.1.2. Definir Las Condiciones De Diseño Establecer la magnitud de los factores de diseño. La Tabla 3 presenta los valores recomendables para utilizarlos en el proceso de diseño.

13.1.3. Definir Y Evaluar Escenarios De Cargas •

Durante la prueba DST, la sarta utilizada estará sujeta al vacío hasta la profundidad de colocación del empacador.

•

Considerar un margen de jalón para la eventualidad de realizar trabajos con la sarta (incluso hasta considerar 50 a 60 ton por uso de martillo hidráulico).

•

Considerar el cambio de cargas axiales por efecto de los cambios de presión durante la prueba.

•

Considerar la factibilidad de utilizar un colchón de fluido.

•

Aplicar el concepto de carga máxima para determinar el escenario de cargas que deben soportar las tuberías.


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13.1.4. Seleccionas Tubulares Seleccionar, del conjunto de especificaciones de tuberías, las que mantengan una resistencia superior a la carga de presión, tratando de configurar un tren de tuberías de mayor espesor en el fondo y seleccionando tuberías en la superficie de menor espesor o grado. Después de seleccionar los tubulares, se deben evaluar las cargas axiales bajo las condiciones especificadas en el punto 3. Después de esto, seleccionar las conexiones que mantengan un desempeño mecánico favorable para la prueba. 13.1.5. Revisar El Desempeño Mecánico Determinar la relación resistencia a carga en cada punto de profundidad. Es decir, calcular el factor de trabajo normalizado para cada una de las condiciones de falla y graficarlos con las envolventes o criterios de falla para revisar el desempeño mecánico de cada sección de tubería de diferente grado y peso seleccionado. 13.1.6. Revisar Por Efectos Corrosivos (Nace) Se debe revisar la selección de los tubulares en relación a su grado para verificar que se cumpla con la norma NACE MR-0175 cuando se tiene un ambiente amargo en el pozo. En caso de que no sea necesario cumplir con esta norma, se deberá seleccionar grados de acero recomendados por la norma y regresar al punto 5. Aunque la prueba es relativamente temporal, el efecto corrosivo se puede ser agresivo en el caso de que los esfuerzos axiales sean superiores al 80% del valor de cedencia de los tubulares y se mantenga un ambiente de PH, presión y temperatura que aceleren el efecto corrosivo.

13.1.7. Evaluar El Costo Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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Estimar el costo de los tubulares seleccionados considerando los costos unitarios vigentes, tomando en cuenta la posición geográfica de entrega de los tubulares. 13.1.8. Elaborar Reporte Del Diseño Integrar un reporte de los tubulares diseñados con los correspondientes respaldos, que permita demostrar el desempeño mecánico favorable y garanticen el trabajo realizado. 13.2. Análisis La siguiente metodología se propone para realizar el análisis mecánico de la sarta de prueba, para verificar que su desempeño sea eficiente al llevar a cabo la prueba. Esta revisión consiste básicamente en verificar que la relación resistencia/carga >= Fd, utilizando los tubulares que conforman la sarta y las cargas críticas que se esperan durante la prueba: 13.2.1. Integrar Información Del Pozo •

Trayectoria del Lodo

•

Intervalo de interés

•

Distribución de la sarta

•

Especificaciones de los tubulares que conforman la sarta (tuberías de perforación o de producción)

13.2.2. Definir Condiciones Para El Análisis Establecer la magnitud de los factores de diseño. La Tabla 3 presenta los valores recomendables para utilizarlos en el proceso de diseño.


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13.2.3. Definir Y Evaluar Escenarios De Cargas •

Durante la prueba DST, la sarta utilizada estará sujeta al vacío hasta la profundidad de colocación del empacador.

•

Considerar un margen de jalón para la eventualidad de realizar trabajos con la sarta (incluso hasta considerar 50 a 60 ton por uso de martillo hidráulico).

•

Considerar el cambio de cargas axiales por efecto de los cambios de presión durante la prueba.

•

Considerar la factibilidad de utilizar un colchón de fluido.

•

Aplicar el concepto de carga máxima para determinar el escenario de cargas que deben soportar las tuberías.

13.2.4. Revisar El Desempeño Mecánico Determinar la relación resistencia a carga en cada punto de profundidad. Es decir, calcular el factor de trabajo normalizado para cada una de las condiciones de falla y graficarlos con las envolventes o criterios de falla para revisar el desempeño mecánico de cada sección de tubería de diferente grado y peso seleccionado. Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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13.2.5. Revisar Por Efectos Corrosivos Se debe revisar la selección de los tubulares en relación a su grado para verificar que se cumpla con la norma NACE MR-0175 cuando se tiene un ambiente amargo en el pozo. En caso de que no sea necesario cumplir con esta norma, se deberá seleccionar grados de acero recomendados por la norma y regresar al punto 5. Aunque la prueba es relativamente temporal, el efecto corrosivo se puede ser agresivo en el caso de que los esfuerzos axiales sean superiores al 80% del valor de cedencia de los tubulares y se mantenga un ambiente de PH, presión y temperatura que aceleren el efecto corrosivo. 13.2.6. Elaborar Reporte De Análisis Integrar un reporte de los tubulares diseñados con los correspondientes respaldos, que permita demostrar el desempeño mecánico favorable y garanticen el trabajo realizado. 14. Problemas, Soluciones No se logra Anclar el empacador: El mecanismo para anclar los empacadores mecánicos por compresión es una ranura “J” y un pin; en el cual la sarta se tiene que rotar un ángulo determinado para quedar anclado, pero el numero de vueltas que se da en superficie no siempre es la misma en el fondo de pozo, esto se ve perjudicado en pozos desviados tipos “S”, “J” y pozos horizontales con ángulo de desviación mayores a 30° o tiene varios ángulos de desviación a través de la profundidad; a estos valores de ángulo de desviación la sarta tiene mayor superficie en o el cual genera mayor fuerza de fricción (rozamiento), además que la tubería no es flexible para mantenerla centralizada y por su misma geometría se queda atascada sin permitir el giro de esta. Solución: Retirar una sarta con cañones vivos y cabeza de disparo en posición para comenzar la detonación es un procedimiento de contingencia que no se recomienda; se utilizaría en un caso extremo. Es preferible utilizar el sistema HDF ó cabeza de disparo con retardo hidráulico; para iniciar la activación del sistema HDF se necesita que un pin choque Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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con el detonador primario y se inicie la detonación en serie; es decir, se necesita 100 psi que fácilmente se obtiene por la manipulación de la sarta al querer anclar el empacador, cuando el pin venza la resistencia de un O-ring y gane los 100 psi que se necesita para el inicio de la detonación. Wellbore con grandes longitudes: En la mayoría de pozos el wellbore tiene un aproximado de 100 ft de longitud desde el tope del cañón superior hasta la base del empacador, en algunas ocasiones es de mayor longitud debido a que el cemento en esa zona no es bueno y se busca un lugar más arriba de los 100ft con un buen cemento para anclar el empacador. En los pozos de gas tener un wellbore de gran longitud es crítico porqué el gas después del baleo tiende por su baja densidad ocupar todo el espacio superior del wellbore. Después de culminar la prueba se continua con el proceso de control de pozo que es reversar fluido de completación de anular a tubos y hacer bullheading para llevar el fluido que aún queda entre las herramientas por debajo de la válvula de circulación hacia la formación, pero después de este proceso se cree falsamente q se ha controlado el pozo, pero en pozos de gas es muy difícil de barrer el gas que se almacena por encima de la válvula de producción (en el anular). Figura 21: Procesos De Reversa Y Bulheading

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Dejar una burbuja sea de CO2, H2S ó de Gas en este espacio puede traer como consecuencia dos problemas: Una burbuja de gas en este espacio (anular) hace que las presiones en anular y tubos sea diferente, es decir, se genere un diferencial de presión, el cual genera un descontrol del pozo cuando la burbuja se traslade hasta la superficie. • Una burbuja de CO2 es crítico debido a su porcentaje, el cual puede causar daños al personal que trabaja en la mesa rotaria, si no se controla el pozo adecuadamente la burbuja viaja desde el fondo a superficie. Solucion: El sistema de aislamiento CERTIS te permite hacer reversa por debajo de las gomas del empacador, lo cual permite realizar una mejor limpieza del pozo. Figura 22: Proceso De Reversa De La Sarta Con El Sistema De Aislamiento



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Otros Problemas comunes después de la Prueba Después de terminar la prueba se procede al control del pozo, luego se continúa con el retiro de la sarta, en este instante nos podemos dar cuenta de dos posibles problemas: •

En el baleo de la formación los cañones sufren deformación por la detonación, cuando la detonación es intensa logra deformar los cañones, en ocasiones la deformación de estos es a tal grado que ocasiona el atascamiento de la sarta.

•

El baleo con alto bajo balance (Underbalance) puede llegar a ser perjudicial, porqué al abrir la formación esta produce exceso de arena generando que la sarta se atasque.

Soluciones: En un sistema convencional se puede liberar la sarta mediante el martillo hidráulico, mientras que con sistemas más actuales mediante la reversa a caudales altos y con un fluido de completación con aditivos para des compactar la arena.


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15. Anexos ANEXO A “Modelos de Resistencia de Tuberías”


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ANEXO B “Tensiones de Torsión, Tensión, colapso para tuberías de perforación (ACERO API)”


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ANEXO C “Costo de Herramientas de DST Operativo y en Stand By (Dólares Americanos)”

16 Conclusiones: Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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17. Bibliografía Asignatura: PRODUCCION PETROLERA II Carrera: ING. EN GAS Y PETROLEO

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

DOWELL SCHLUMBERGER (evaluación de reservorios mediante prueba de

 

formación DST). SHELL OIL COMPANY (EVALUACION DE PRESION Y FLUIDOS). PLUS PETROL (manual de diseño de pruebas DST).



Vergara A., Suarez J. (2010), “Pruebas de Presión”



Rodríguez Torrico, Marisol. “Drill Stem Test (Pruebas de Presión DST)”.



SCHLUMBERGER (2002). “Servicios de Prueba de Fondo de Pozo”. Sugar Land, Texas.



Guía para el diseño y asentamiento de TR’s, Gerencia de Ingeniería-UPMP, 2003.



Guía para el diseño de sartas de perforación, Gerencia de Ingeniería-UPMP, 2003.



Guía de diseño de aparejos de producción, Gerencia de Ingeniería-UPMP, 2003.



Boletin 5C3-API. Formulas and calculations for Casing, Tubing, Drill Pipe and Line Properties.


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