UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA MINAS PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

ESCUELA DE PETRÓLEOS

INGENIERIA DE PRODUCCION III

DRILL STEAM DRILL STEAM TESTTEST

CONSIDERACIONES QUE SE DEBEN TOMAR EN CUENTA PARA REALIZAR UN DST

La consideración principal para planificar un La consideración principal para planificar un DST es el tiempo máximo en el que la DST es el tiempo máximo en el que la herramienta de prueba puede estar en el fondo herramienta de prueba puede estar en el fondo del pozo.del pozo.

Se debe hacer un estudio de los factores Se debe hacer un estudio de los factores adicionales tomando como base pruebas que adicionales tomando como base pruebas que se han realizado en la misma provincia se han realizado en la misma provincia geológica.geológica.

Si se estima que es 2 horas el tiempo que Si se estima que es 2 horas el tiempo que se demora la prueba en el fondo del se demora la prueba en el fondo del pozo, entonces la prueba deberá ser pozo, entonces la prueba deberá ser planeada de acuerdo a esta planeada de acuerdo a esta consideración.consideración.

El primer periodo de flujo en un DST El primer periodo de flujo en un DST deberá ser por lo menos de 5 minutos.deberá ser por lo menos de 5 minutos.

El periodo inicial de cierre debe ser por lo El periodo inicial de cierre debe ser por lo menos 30 minutos. (Esto permitirá la menos 30 minutos. (Esto permitirá la expansión del lodo atrapado bajo las expansión del lodo atrapado bajo las empacaduras).empacaduras).

La longitud del segundo periodo de flujo La longitud del segundo periodo de flujo es generalmente dictada por la es generalmente dictada por la experiencia y condiciones experiencia y condiciones predominantes.predominantes.

El tiempo de cierre final deberá ser por lo El tiempo de cierre final deberá ser por lo menos igual al tiempo de flujo.menos igual al tiempo de flujo.

Para una kh de menos de 10 md-ft se Para una kh de menos de 10 md-ft se recomienda un tiempo de cierre de 2 recomienda un tiempo de cierre de 2 horas.horas.

Para kh de mas de 10 md-ft un tiempo de Para kh de mas de 10 md-ft un tiempo de 30 min. a una hora es suficiente.30 min. a una hora es suficiente.

Previo a la interpretación de presión se Previo a la interpretación de presión se debe evaluar la exactitud de los debe evaluar la exactitud de los instrumentos de presión comparando instrumentos de presión comparando presiones grabadas en varios puntos presiones grabadas en varios puntos clave.clave.

La presión hidrostática debe ser La presión hidrostática debe ser calculada y comparada con la presión de calculada y comparada con la presión de flujo final.flujo final.

CALCULO DE khCALCULO DE kh Para calcular Kh Para calcular Kh

producto de la producto de la formación, la técnica formación, la técnica de presión transciente de presión transciente familiar la cual utiliza familiar la cual utiliza la inclinación de la la inclinación de la gráfica de build up es gráfica de build up es usada.usada.

Donde m es la Donde m es la inclinación de la inclinación de la grafica de build up en grafica de build up en psi/ciclo.psi/ciclo.

Los valores de B y Los valores de B y pueden ser estimados pueden ser estimados para algunos tipos de para algunos tipos de correlaciones. correlaciones.

 

m

BqKh

6.162

FACTOR DE DAÑOFACTOR DE DAÑO

El factor de daño es determinado a través del El factor de daño es determinado a través del uso de la ecuación de la función fluyente uso de la ecuación de la función fluyente inmediatamente antes del cierre de la ecuación.inmediatamente antes del cierre de la ecuación.

Si la rata que tubo que ser constante durante el Si la rata que tubo que ser constante durante el periodo de flujo, entonces Pwf seria el valor periodo de flujo, entonces Pwf seria el valor verdadero para la presión final fluyente. Si la verdadero para la presión final fluyente. Si la rata no es constante una mejor aproximación rata no es constante una mejor aproximación para este valor es la presión fluyente promedio para este valor es la presión fluyente promedio durante el periodo de flujo el cual lo llamaremos durante el periodo de flujo el cual lo llamaremos Pavg.Pavg.

s

cr

Kt

Kh

BqPiPwf

w

87.023.3log6.162

2

La nueva disposición de la ecuación por La nueva disposición de la ecuación por encima dará la ecuación por el factor de encima dará la ecuación por el factor de daño.daño.

Donde m es la inclinación de la curva de Donde m es la inclinación de la curva de build up usada para determinar el producto build up usada para determinar el producto kh, y t es el tiempo total de flujo.kh, y t es el tiempo total de flujo.

En el caso de una prueba de circulación en el En el caso de una prueba de circulación en el cual la rata es justamente constante, Pavg cual la rata es justamente constante, Pavg esta reemplazada por la verdadera presión esta reemplazada por la verdadera presión final fluyente.final fluyente.

23.3log151.1

2wcr

kt

m

PavgPis

SEGÚN MAIER:SEGÚN MAIER:

Maier presente una conveniente Maier presente una conveniente simplificación de la ecuación 9.1 Él simplificación de la ecuación 9.1 Él asumió valores típicos asumió valores típicos = 0.15 y rw = 0.15 y rw =0.33 ft .=0.33 ft .

En este caso la formula del efecto de En este caso la formula del efecto de daño llego hacer en la tubería de daño llego hacer en la tubería de perforación para ratas de producción de perforación para ratas de producción de fluidos equivalentes.fluidos equivalentes.

El radio de drenaje transiente El radio de drenaje transiente durante un DST es además de durante un DST es además de interés, la relación aproximada es:interés, la relación aproximada es:

45.1log151.1

k

c

t

m

PavgPis

25.0000264.02

ecr

kt

Límite del reservorioLímite del reservorio

El límite de un reservorio en una distancia El límite de un reservorio en una distancia rree del pozo sería reflejado en el del pozo sería reflejado en el

comportamiento de la presión del pozo en comportamiento de la presión del pozo en un tiempo t, estimado por encima de la un tiempo t, estimado por encima de la relación. De esta manera el radio de relación. De esta manera el radio de drenaje correspondiente para un tiempo t drenaje correspondiente para un tiempo t es estimado por:es estimado por:

c

ktre

00105.0

En el caso de flujo multifásico la En el caso de flujo multifásico la compresibilidad total y la movilidad total compresibilidad total y la movilidad total del sistema de fluido en el reservorio del sistema de fluido en el reservorio podría ser sustituida por las cantidades podría ser sustituida por las cantidades correspondientes de fluido individual correspondientes de fluido individual como en otras técnicas de análisis de como en otras técnicas de análisis de presión transiente.presión transiente.

En el caso de DST de duración extendida, En el caso de DST de duración extendida, esto es alguna vez posible deducir la esto es alguna vez posible deducir la presencia de heterogeneidades del presencia de heterogeneidades del reservorio dentro del radio de drenaje reservorio dentro del radio de drenaje afectado por la prueba.afectado por la prueba.

ANÁLISIS DE DATOS DE DST PARA ANÁLISIS DE DATOS DE DST PARA UN FLUJO EN UN PERIODO DE UN FLUJO EN UN PERIODO DE PRESIONPRESION Para DST ´s que fluyen a una rata constante Para DST ´s que fluyen a una rata constante

tal como las pruebas de gas y algunas tal como las pruebas de gas y algunas pruebas de petróleo, esto es posible para pruebas de petróleo, esto es posible para analizar el comportamiento de la presión analizar el comportamiento de la presión fluyente por significado el método de análisis fluyente por significado el método de análisis de la caída de presión transiente.de la caída de presión transiente.

Para el más común caso de baja Para el más común caso de baja permeabilidad en el cual el comportamiento permeabilidad en el cual el comportamiento de presión durante el principal periodo de de presión durante el principal periodo de flujo es esencialmente un registro de build flujo es esencialmente un registro de build up en la columna de fluido dentro de la up en la columna de fluido dentro de la tubería de perforación siendo la rata de flujo tubería de perforación siendo la rata de flujo no constanteno constante..

Para usar este método es necesario Para usar este método es necesario convertir la presión en la tubería de convertir la presión en la tubería de perforación para ratas de producción de perforación para ratas de producción de fluidos equivalentes.fluidos equivalentes.

Esto se realiza, conociendo la densidad de Esto se realiza, conociendo la densidad de los fluidos producidos y el diámetro los fluidos producidos y el diámetro interno de la tubería de perforación para interno de la tubería de perforación para convertir fluidos de cabeza para convertir fluidos de cabeza para acumulaciones de flujo de entrada como acumulaciones de flujo de entrada como una función del tiempouna función del tiempo..

La inclinación de esta acumulación del La inclinación de esta acumulación del flujo de entrada vs. La curva del tiempo flujo de entrada vs. La curva del tiempo es la rata de producción es la rata de es la rata de producción es la rata de

producciónproducción

RATAS MULTIPLES DE DSTRATAS MULTIPLES DE DST

Resientes desarrollos en equipos de Resientes desarrollos en equipos de pruebas, han permitido elaborar pruebas, han permitido elaborar herramientas el cual puedan ser abiertas herramientas el cual puedan ser abiertas o cerradas en un número arbitrario de o cerradas en un número arbitrario de tiempos sin perturbar el packer. También tiempos sin perturbar el packer. También por regulaciones del tamaño del choque por regulaciones del tamaño del choque , esto es posible para variar ratas de , esto es posible para variar ratas de producción sobre la circulación del DST . producción sobre la circulación del DST . Esto claramente abre innumerables Esto claramente abre innumerables posibilidades cuando se diseña un DST .posibilidades cuando se diseña un DST .

McAlister –Sial

La figura muestra comportamientos de La figura muestra comportamientos de periodos de flujo múltiple y registra periodos de flujo múltiple y registra comportamientos de presión.comportamientos de presión.

Estos autores mostraron que con solo un Estos autores mostraron que con solo un simple error puede no tomarse en cuenta simple error puede no tomarse en cuenta antes de el flujo y periodos de buildup y un antes de el flujo y periodos de buildup y un análisis simple de cada presión restaurada análisis simple de cada presión restaurada por la presión de fondo vs.log ((t+por la presión de fondo vs.log ((t+t)/ t)/ t). t). El gráfico del .De esta manera el análisis El gráfico del .De esta manera el análisis de datos de este tipo de prueba es del de datos de este tipo de prueba es del mismo orden de dificultad , como el mismo orden de dificultad , como el encontrado al marcar la prueba ordinaria encontrado al marcar la prueba ordinaria de doble cierre.de doble cierre.

¿¿Cuándo se debe escoger la corrida de un Cuándo se debe escoger la corrida de un periodo de flujo múltiple DST como oposición al periodo de flujo múltiple DST como oposición al doble cierre convencional?doble cierre convencional?

El flujo múltiple DST puede ayudar El flujo múltiple DST puede ayudar sustancialmente a la depletación implícita sustancialmente a la depletación implícita del reservorio, por la comparación de la del reservorio, por la comparación de la extrapolación entre las presiones extrapolación entre las presiones restauradas inicial y la secundaria.restauradas inicial y la secundaria.

Si las presiones extrapoladas sobre las Si las presiones extrapoladas sobre las restauraciones subsiguientes confinan una restauraciones subsiguientes confinan una pronunciada tendencia hacia abajo entonces pronunciada tendencia hacia abajo entonces la presencia de un reservorio pequeño puede la presencia de un reservorio pequeño puede ser deducido sin necesidad de reprobar ser deducido sin necesidad de reprobar

El flujo múltiple del DST obviamente da El flujo múltiple del DST obviamente da confianza para los valores calculados por confianza para los valores calculados por el producto Kh y el efecto Skin por el producto Kh y el efecto Skin por resultados de cálculos proveídos resultados de cálculos proveídos adicionalmente por comparación .adicionalmente por comparación .

También , cambian en el efecto Skin También , cambian en el efecto Skin sobre restauraciones sucesivas pudiendo sobre restauraciones sucesivas pudiendo dar un indicio como si las fuerzas del dar un indicio como si las fuerzas del pozo limpiaran a fondo, cuando se pone pozo limpiaran a fondo, cuando se pone en producción permanenteen producción permanente

PRUEBAS DE FORMACIÓN CON WIRELINEPRUEBAS DE FORMACIÓN CON WIRELINE

En adición para los métodos comúnmente En adición para los métodos comúnmente usados en DST, las pruebas de formación con usados en DST, las pruebas de formación con wireline son frecuentemente usados para wireline son frecuentemente usados para pruebas de formación en arenas-lutitas en pruebas de formación en arenas-lutitas en secuencias estratigráficas . secuencias estratigráficas .

La falta de tiempo al asentar una empacadura y La falta de tiempo al asentar una empacadura y para prevenir el derrumbe de arcillas, se usa la para prevenir el derrumbe de arcillas, se usa la técnica convencional del DST. técnica convencional del DST.

Estas cámaras son conectadas para abrir un Estas cámaras son conectadas para abrir un cojinete y forzar contra la pared de el orificio cojinete y forzar contra la pared de el orificio para efectos de sello.para efectos de sello.

Disparando una carga amoldada o forzando Disparando una carga amoldada o forzando hidráulicamente un tubo frente al centro de hidráulicamente un tubo frente al centro de los cojinetes estableciendo comunicación los cojinetes estableciendo comunicación entre la cámara y la formación. entre la cámara y la formación.

La herramienta es corrida en un registro La herramienta es corrida en un registro eléctrico, y las válvulas las cuales abren y eléctrico, y las válvulas las cuales abren y cierran la cámara patrón son controladas cierran la cámara patrón son controladas desde la superficie. desde la superficie.

El comportamiento de la presión durante el El comportamiento de la presión durante el muestreo, así como la presión final muestreo, así como la presión final restaurada, son registradas. Mas restaurada, son registradas. Mas descripciones detalladas de los probadores de descripciones detalladas de los probadores de Wireline pueden encontrarse en la literatura.Wireline pueden encontrarse en la literatura.

Los rasgos básicos los cuales distinguen el Los rasgos básicos los cuales distinguen el comportamiento de los probadores de presión comportamiento de los probadores de presión tipo Wireline en comparación al DST tipo Wireline en comparación al DST convencional son las pequeñas muestras de convencional son las pequeñas muestras de fluido obtenidas, y el hecho que el flujo está fluido obtenidas, y el hecho que el flujo está en una perforación única y es por lo tanto en una perforación única y es por lo tanto esencialmente esférico, como opuesta a ser esencialmente esférico, como opuesta a ser radial en un DST convencional.radial en un DST convencional.

Milburn y Howell estudiaron resultados para Milburn y Howell estudiaron resultados para 560 pruebas de wireline y concluyeron que la 560 pruebas de wireline y concluyeron que la interpretacion cuantitativa de este tipo de interpretacion cuantitativa de este tipo de pruebas son frecuentemente dificultosas.pruebas son frecuentemente dificultosas.

Su estudio mostrò que la magnitud del Su estudio mostrò que la magnitud del registrador de presiòn estaban por lo registrador de presiòn estaban por lo general correctos, pero los càlculos de general correctos, pero los càlculos de permeabilidad a partir de los resultados permeabilidad a partir de los resultados no eran no eran confiables.confiables.

Nosotros concluimos este capítulo sobre Nosotros concluimos este capítulo sobre comportamiento de presión DST comportamiento de presión DST recordando que una corrida apropiada y recordando que una corrida apropiada y analizado el DST es una evaluación muy analizado el DST es una evaluación muy valiosa de la herramienta. valiosa de la herramienta.

DST CONVENCIONALDST CONVENCIONAL Los ingenieros de petróleos han usado el Los ingenieros de petróleos han usado el

Drillstem Test (DST) como un método de Drillstem Test (DST) como un método de evaluación de formaciones por algunos años. evaluación de formaciones por algunos años. Originalmente usaron para identificar fluidos Originalmente usaron para identificar fluidos de reservorios, el DST también ha llegado a de reservorios, el DST también ha llegado a ser un importante método para estimar la ser un importante método para estimar la presión del reservorio y potencial del campo.presión del reservorio y potencial del campo.

Si suficiente fluido es producido dentro de la Si suficiente fluido es producido dentro de la tubería de perforación el fluido contenido de tubería de perforación el fluido contenido de un reservorio a partir de la herramienta de un reservorio a partir de la herramienta de DST puede ser establecido.DST puede ser establecido.

El potencial del pozo puede ser determinado a El potencial del pozo puede ser determinado a partir de informaciones de presión y rata de partir de informaciones de presión y rata de flujo como función del tiempo. flujo como función del tiempo.

La aplicación más común de un DST es La aplicación más común de un DST es obtener información acerca de una zona obtener información acerca de una zona durante la fase de perforación pero antes durante la fase de perforación pero antes de la fase de completación aunque; el DST de la fase de completación aunque; el DST también puede ser usado para monitorear también puede ser usado para monitorear las condiciones del pozo y del reservorio en las condiciones del pozo y del reservorio en zonas productivas desarrolladas* zonas productivas desarrolladas*

El DST trata de obtener información de: El DST trata de obtener información de: – Fluidos de reservorio; Fluidos de reservorio; – Productividad del pozo;Productividad del pozo;– Estimación de permeabilidad de Estimación de permeabilidad de

formación, factor skin, y presión formación, factor skin, y presión estática del reservorioestática del reservorio..

DST ConvencionalesDST Convencionales La herramienta DST incluye La herramienta DST incluye

packers y una válvula probadora packers y una válvula probadora (Tester Valve) unida al final de (Tester Valve) unida al final de la sarta de perforación la sarta de perforación (Drillstring), esta se corre (Drillstring), esta se corre dentro del hueco del pozo hasta dentro del hueco del pozo hasta la zona a ser probada.la zona a ser probada.

Los packers sobre la Los packers sobre la herramienta de prueba son herramienta de prueba son asentados, aislando el intervalo asentados, aislando el intervalo de interès de la columna de lodo de interès de la columna de lodo en el anular. Al abrir la válvula en el anular. Al abrir la válvula probadora (Tester Valve) se probadora (Tester Valve) se produce una repentina caída de produce una repentina caída de presión en la cara de la presión en la cara de la formación, causando que fluido formación, causando que fluido de formación fluya dentro de la de formación fluya dentro de la tubería de perforación e tubería de perforación e incrementando el nivel de fluido incrementando el nivel de fluido del hueco del pozo (Wellbore)*.del hueco del pozo (Wellbore)*.

Un DST comúnmente consiste de dos periodos de Un DST comúnmente consiste de dos periodos de flujo y dos periodos de cierre:flujo y dos periodos de cierre:

El periodo de flujo inicial es un periodo de El periodo de flujo inicial es un periodo de producción corto (5 minutos) cuyo propósito producción corto (5 minutos) cuyo propósito es producir una caída de presión leve cerca es producir una caída de presión leve cerca del hueco del pozo, permitiendo sacar del hueco del pozo, permitiendo sacar cualquier lodo filtrado aun persistente en la cualquier lodo filtrado aun persistente en la zona invadida;zona invadida;

El periodo de cierre inicial (1 hora de El periodo de cierre inicial (1 hora de duración), permite que la presión de duración), permite que la presión de formación del Buil-up sea o se asemeje a la formación del Buil-up sea o se asemeje a la presión estática de la formación verdadera y, presión estática de la formación verdadera y, si esta duración de tiempo es lo si esta duración de tiempo es lo suficientemente prolongada para terminar suficientemente prolongada para terminar con los efectos de llenado del pozo, provee con los efectos de llenado del pozo, provee datos de Buil-up para los datos de Buil-up para los cálculos inicialescálculos iniciales de de las propiedades del reservorio; las propiedades del reservorio;

El periodo de flujo final (30 minutos a El periodo de flujo final (30 minutos a varias horas) proporciona muestra del varias horas) proporciona muestra del fluido del reservorio en la cámara de fluido del reservorio en la cámara de prueba (Test Chamber) y cuyo radio de prueba (Test Chamber) y cuyo radio de investigación llega mas allá de toda la investigación llega mas allá de toda la zona alterada alrededor del pozo.zona alterada alrededor del pozo.

El periodo de cierre final (dos veces El periodo de cierre final (dos veces mayor que el periodo de flujo final) mayor que el periodo de flujo final) provee datos para calcular las provee datos para calcular las propiedades del reservorio.propiedades del reservorio.

Registro Típico de la presión durante un Registro Típico de la presión durante un

DSTDST 1.-La línea base (presión de superficie)1.-La línea base (presión de superficie)2.-La línea 1 (incremento de la presión 2.-La línea 1 (incremento de la presión

hidrostática de la columna de lodo) hidrostática de la columna de lodo) 3.- 3.- Pihm Pihm (presión hidrostática inicial de (presión hidrostática inicial de

la columna de lodo cuando la la columna de lodo cuando la herramienta alcanza el intervalo a ser herramienta alcanza el intervalo a ser probado)probado)

4.- 4.- Pif1Pif1 (presión fluyente inicial durante el (presión fluyente inicial durante el primer periodo de flujo)primer periodo de flujo)

5.- Línea 2 (presión de respuesta durante 5.- Línea 2 (presión de respuesta durante el periodo de flujo inicial)el periodo de flujo inicial)

6.- 6.- Pff1Pff1 (presión fluyente final durante el (presión fluyente final durante el primer periodo de flujo)primer periodo de flujo)

7.- Curva 3 (periodo de cierre inicial)7.- Curva 3 (periodo de cierre inicial)8.- 8.- PisiPisi (presión de cierre inicial) (presión de cierre inicial)9.- 9.- Pif2Pif2 (presión fluyente inicial durante el (presión fluyente inicial durante el

segundo periodo de flujosegundo periodo de flujo10.-Línea 4 (presión de respuesta 10.-Línea 4 (presión de respuesta

durante el periodo de flujo final)durante el periodo de flujo final)11.-11.-Pff2Pff2 (presión fluyente final durante el (presión fluyente final durante el

secundo periodo de flujosecundo periodo de flujo12.-Curva 5 (periodo de cierre final) 12.-Curva 5 (periodo de cierre final)

Cuando la válvula de prueba (Tester Cuando la válvula de prueba (Tester Valve)Valve)

13.-13.-PfsiPfsi (presión de cierre final) (presión de cierre final)14.-14.-Pfhm Pfhm (presión hidrostática inicial de (presión hidrostática inicial de

la columna de lodo)la columna de lodo)15.-Linea 6 (decremento de la presión 15.-Linea 6 (decremento de la presión

hidrostática de la columna de lodo)hidrostática de la columna de lodo)

OPERACIÓN DE UNA HERRAMIENTA DST HALLIBURTON

a.-a.- Se corre la herramienta dentro del pozo: válvula CIP abierta, válvula de prueba cerrada, puertos de bypass abiertos

b.- La formación fluye: válvula CIP abierta, válvula de prueba abierta, puertos de bypass cerrados, packers asentados, el fluido de la formación fluye hacia dentro de la tubería de perforación (puede o no alcanzar la superficie).

c.-c.-Se cierra la formación: la Se cierra la formación: la válvula CIP cerrada, la válvula CIP cerrada, la válvula de prueba válvula de prueba abierta, lo puertos de abierta, lo puertos de bypass cerrados; bypass cerrados; sensación de flujo desde sensación de flujo desde formación, restauración formación, restauración de presión en la de presión en la formación.formación.

d.-d.- Se igualan las Se igualan las presiones: válvula CIP presiones: válvula CIP cerrada, válvula de cerrada, válvula de prueba cerrada ( la prueba cerrada ( la muestra del fluido de muestra del fluido de formación es atrapada formación es atrapada entre las válvulas), entre las válvulas), puertos de bypass puertos de bypass abiertos, la presión se abiertos, la presión se iguala por los packers.iguala por los packers.

e.-Circulación en reversa: e.-Circulación en reversa: la válvula CIP cerrada, la válvula CIP cerrada, packers desansetados, packers desansetados, el lodo bombeado por el el lodo bombeado por el anular desplaza los anular desplaza los fluidos producidos sobre fluidos producidos sobre la sarta de perforación la sarta de perforación para medirlos en para medirlos en superficie. superficie.

f.-f.-Se saca la herramienta Se saca la herramienta del hoyo: la válvula CIP del hoyo: la válvula CIP cerrada, el lodo en la cerrada, el lodo en la sarta de perforación sarta de perforación fluye dentro anular a fluye dentro anular a través de la válvula través de la válvula abiertaabierta

DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL

Aclaración:El equipo apropiado y los Aclaración:El equipo apropiado y los procedimientos para la preparación del pozo, procedimientos para la preparación del pozo, son requeridos para obtener datos DST lo son requeridos para obtener datos DST lo suficientemente exactos para la evaluación de suficientemente exactos para la evaluación de la formación.la formación.

RECOMENDACIONES:RECOMENDACIONES: Longitud de la zona de prueba. La longitud de Longitud de la zona de prueba. La longitud de

la zona a ser probada debe ser minimizada.De la zona a ser probada debe ser minimizada.De este modo con la zona mas corta y la menor este modo con la zona mas corta y la menor cantidad de lodo desplazado, fuera de la cantidad de lodo desplazado, fuera de la herramienta de prueba durante el primer herramienta de prueba durante el primer periodo de flujo, incrementara la probabilidad periodo de flujo, incrementara la probabilidad de recuperación de fluido del reservorio.de recuperación de fluido del reservorio.

DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL (continuación)(continuación)

Amortiguadores: Un amortiguador es un volumen de liquido Amortiguadores: Un amortiguador es un volumen de liquido localizado en la herramienta para ayudar a controlar las altas localizado en la herramienta para ayudar a controlar las altas presiones de formación y para minimizar el arrastre durante la presiones de formación y para minimizar el arrastre durante la prueba. El uso de amortiguadores de gas o liquido en la sarta prueba. El uso de amortiguadores de gas o liquido en la sarta durante el DST debe ser minimizado. La presencia de durante el DST debe ser minimizado. La presencia de amortiguadores en la tubería puede inhabilitar la recuperación de amortiguadores en la tubería puede inhabilitar la recuperación de fluidos del reservorio debido a que estos incrementa la presión fluidos del reservorio debido a que estos incrementa la presión hidrostática y puede interferir con la descripción de las muestras hidrostática y puede interferir con la descripción de las muestras recuperadas. Los amortiguadores deben ser instalados durante un recuperadas. Los amortiguadores deben ser instalados durante un DST solo por las razones siguientes: para prevenir el colapso de la DST solo por las razones siguientes: para prevenir el colapso de la tubería durante pruebas profundas o cuando el peso del lodo es tubería durante pruebas profundas o cuando el peso del lodo es alto, para controlar la presión diferencial en las empacaduras al alto, para controlar la presión diferencial en las empacaduras al principio del periodo de flujo inicial (para temperaturas de fondo principio del periodo de flujo inicial (para temperaturas de fondo normales, la presión diferencial no debe exceder de 5000 psi para normales, la presión diferencial no debe exceder de 5000 psi para pruebas de hueco abierto o 7500 psi a pozo revestido), para pruebas de hueco abierto o 7500 psi a pozo revestido), para prevenir presiones diferenciales altas en la cara de la formación prevenir presiones diferenciales altas en la cara de la formación cuando se prueba formaciones no consolidadas o en cuando se prueba formaciones no consolidadas o en completaciones con gravel-packer (la presión diferencial debe ser completaciones con gravel-packer (la presión diferencial debe ser menos de 4000 psi para prevenir la producción de arena de la menos de 4000 psi para prevenir la producción de arena de la formación, arrastrar el gravel-packer) y para proteger la tubería formación, arrastrar el gravel-packer) y para proteger la tubería de gases corrosivos bajando cápsulas de inhibidores. de gases corrosivos bajando cápsulas de inhibidores.

Herramientas de prueba. Pueden usarse herramientas que Herramientas de prueba. Pueden usarse herramientas que proveen una gran área de sello y pueden tomar ventaja de las proveen una gran área de sello y pueden tomar ventaja de las fuerzas operacionales altas con una rotación mínima de la sarta. fuerzas operacionales altas con una rotación mínima de la sarta. Las herramientas rotacionalmente operadas son menos fiables Las herramientas rotacionalmente operadas son menos fiables que las operadas por movimiento reciprocante de la tubería. Si que las operadas por movimiento reciprocante de la tubería. Si se usa de todas maneras, las herramientas rotacionales deben se usa de todas maneras, las herramientas rotacionales deben emplearse únicamente para DST`s en pozos someros (menos de emplearse únicamente para DST`s en pozos someros (menos de 2000ft). Las herramientas operadas por presión tienen menos 2000ft). Las herramientas operadas por presión tienen menos fuerzas operaciones disponibles para abrir y cerrar y también fuerzas operaciones disponibles para abrir y cerrar y también requiere mas mantenimiento que las herramientas operadas por requiere mas mantenimiento que las herramientas operadas por reciprocación. Las válvulas tipo camisa tienen mas potencial de reciprocación. Las válvulas tipo camisa tienen mas potencial de sello que las válvulas de pleno caudal y también son mas fiables.sello que las válvulas de pleno caudal y también son mas fiables.

DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL (continuación)(continuación)

Empacaduras: Las empacaduras con elementos Empacaduras: Las empacaduras con elementos cortos son preferidos en relación a las cortos son preferidos en relación a las empacaduras con elementos largos, Cuando la empacaduras con elementos largos, Cuando la empacadura es asentada, los elementos de empacadura es asentada, los elementos de caucho se deforman tal como lo hacen los caucho se deforman tal como lo hacen los elementos cortos, proporcionando la misma área elementos cortos, proporcionando la misma área de contacto con la pared del pozo. de contacto con la pared del pozo. Afortunadamente las empacaduras de elementos Afortunadamente las empacaduras de elementos largos pueden permitir un mayor estiramiento largos pueden permitir un mayor estiramiento alrededor del fondo de la empacadura. alrededor del fondo de la empacadura.

DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL (continuación)

Condiciones del hoyo: Para ayudar a Condiciones del hoyo: Para ayudar a garantizar el éxito de un DST a hueco abierto, garantizar el éxito de un DST a hueco abierto, el hueco debe estar limpio y debe usarse un el hueco debe estar limpio y debe usarse un lodo con perdida de agua y viscosidad baja. El lodo con perdida de agua y viscosidad baja. El Instituto Americano del Petróleo (API) dice que Instituto Americano del Petróleo (API) dice que la perdida de agua debe ser menor a 10 cc la perdida de agua debe ser menor a 10 cc para minimizar el espesor de la costra de para minimizar el espesor de la costra de lodo.La viscosidad medida en el embudo de lodo.La viscosidad medida en el embudo de Marsh debe ser menor a 80 segundos para Marsh debe ser menor a 80 segundos para minimizar los efectos de la limpieza del pozo. minimizar los efectos de la limpieza del pozo. Antes de una prueba a hueco entubado, un Antes de una prueba a hueco entubado, un raspatubos debe ser corrido para remover raspatubos debe ser corrido para remover residuos de cemento que pudieron la residuos de cemento que pudieron la herramienta de prueba o interferir con el herramienta de prueba o interferir con el sellamiento de la empacadura.sellamiento de la empacadura.

DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL (continuación))

Asentamiento de los empaques. Antes de una prueba de hueco abierto, se debe correr un registro de diametro del hoyo (Caliper)para ayudar a identificar un asentamiento adecuado de la empacadura. El asentamiento debe ser opuesto a una arenisca consolidada o a una caliza no fracturada. Un asentamineto de empacadura a hueco entubado debe ser localizado lejos de secciones de acoplamiento liner-casing y de secciones squeeze-off .

DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL (continuación(continuación))

Presión de fondo de hoyo y temperaturas registradas. Un mínimo de tres registradores deben ser usados. Dos manómetros son posicionados en el fondo de la herramienta para medir las presiones fluyentes y de cierre durante la prueba y la presión hidrostática de la columna de lodo durante la corrida y la sacada de la herramienta. Un tercer manómetro es posicionado sobre la válvula de prueba para medir presiones dentro de la sarta de perforación. Este registro puede detectar fugas en la herramienta o en la sarta de perforación durante el cierre o mientras se corre o se saca la sarta, calcular tasas de llenado en la tubería, y proporciona datos para análisis de slug-test de tubería llena durante los periodos de flujo.

DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL (continuación)(continuación)

Aislamiento del intervalo probado. El numero de empacaduras asentadas y la exposición de la formación a los fluidos de perforación puede ser minimizada. Cuando la cara de la formación esta expuesta a los fluidos de perforación se producirá un mal lavado y la invasión del lodo filtrado..

DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL (continuación))

¿¿Como elegir las empacaduras adecuadas?

En una prueba de fondo, el uso convencional de empacaduras de caucho duro para aislar un intervalo de prueba de fondo es la mejor técnica para un DST a hueco abierto, debido a las siguientes ventajas:

1. Es requerido asentar una sola empacadura.2. La invasión del lodo filtrado es mínima.3. El intervalo de prueba es corto.

Como norma de seguridad se pueden asentar dos empacaduras en el tope del intervalo a ser probado para evitar la pérdida de la empacadura asentada durante la prueba.

Si el diámetro del hoyo se extiende por debajo del fondo de la zona a ser probada, una prueba montada que use empacaduras convencionales para aislar el intervalo arriba y abajo es la segunda mejor técnica para DST a hueco abierto.Debido a que se requiere asentar dos empacaduras, este método puede producir datos de prueba menos confiables que la requerida al asentar una sola empacadura.

En la prectica, cuatro empacaduras (dos arriba y dos abajo) pueden ser asentadas para reducir la posibilidad de perder una empacadura asentada.

¿Como elegir las empacaduras adecuadas??

Reemplazando las empacaduras convencionales Reemplazando las empacaduras convencionales de caucho duro con empacaduras hinchables en de caucho duro con empacaduras hinchables en cada una de las técnicas vistas anteriormente se cada una de las técnicas vistas anteriormente se puede reducir significativamente los datos de puede reducir significativamente los datos de DST. Sin embargo las empacaduras hinchables DST. Sin embargo las empacaduras hinchables puede ser requeridas cuando el es lavado. Bajo puede ser requeridas cuando el es lavado. Bajo tales circunstancias la formación usualmente a tales circunstancias la formación usualmente a sido expuesta a los fluidos de perforación por un sido expuesta a los fluidos de perforación por un largo periodo de tiempo. Daños de membrana largo periodo de tiempo. Daños de membrana causados por la invasión del lodo de filtrado causados por la invasión del lodo de filtrado pueden ser altos y el análisis de la presión pueden ser altos y el análisis de la presión transiente no produce buenos resultados como transiente no produce buenos resultados como cuando se tiene condiciones favorables del cuando se tiene condiciones favorables del diámetro del pozo.diámetro del pozo.

¿Como elegir las empacaduras adecuadas?

Aunque las condiciones del reservorio pueden imponer la duración de la prueba en situaciones especificas, nosotros ofrecemos los siguientes lineamientos para diseñar la duración de los periodos de cierre y de flujo de un DST.

1. Determinar el tiempo total en fondo de la prueba 2. Restar las duraciones de los periodos de flujo y de cierre

inicial del tiempo total. El periodo de flujo inician debe ser 5 minutos o menos. El periodo de cierre inicial puede ser menor a 1 hora.

3. Si se espera un intervalo de prueba homogéneo (una sola capa y una sola porosidad), entonces el periodo de flujo final debe ser un tercio del tiempo de prueba restante en fondo. El periodo de cierre final debe ser dos tercios del tiempo restante. Esta distribución pretende maximizar la probabilidad buenos datos de restauración de presión.

DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL (continuación)

4. Si se espera un intervalo de prueba heterogéneo ( varias capas o doble porosidad), entonces el periodo de flujo y de cierre final

DISEÑO DE UN DST CONVENSIONAL (continuación)

EJEMPLOS

1. Diseño Convencional de DST sin colchón de agua.

  Un pozo de desarrollo tiene que ser perforado en la formación de arena consolidada siendo una idea para ser relativamente una acción homogénea.

La profundidad total del pozo es 5300 pies. Desde un análisis de registros, los intervalos van de 5120 a 5150 pies identificándolos tentativamente como una zona productiva. La tubería de revestimiento todavía no es colocada en esa zona. La tubería de perforación es de 3.5 pulgadas (2.992 pulgadas el diámetro interno), 9.50 lbm/ft de tubo de recalcado interior con una capacidad normal de 10040 psi. En adición, el contorno del pozo es llenado con 9 – lbm/gal de lodo. La temperatura en el punto medio esta en un intervalo de (5135 pies) a 120°F, y una presión en el punto medio de 2390 psia. Asumiendo que no hay colchón de agua es requerido, un diseño de DST para evaluar el intervalo.

SOLUCIÓN:

La norma diseñada por Erdle puede ser usado para diseñar el DST. Para maximizar la probabilidad de la recuperación de fluidos del reservorio y minimizar el contorno del pozo con efectos de almacenaje durante la prueba, la prueba es limitada como aproximadamente de un intervalo de 30 pies. Para disminuir los efectos de la limpieza de un pozo, la viscosidad del embudo de Marsh no se excede de los 80 segundos.

Asumiendo que el colchón de agua es requerido en este caso y con un factor de seguridad de 1.125 por colapso, la presión de colapso debido a la columna de lodo dentro de la tubería es:

P colapso =

  P colapso =

P colapso = 2.711 psi

w

dcmw

W

FDWg

33.8

125.1150.59433.0

Donde:

gw = gradiente de agua ( psi/pie) Wm = peso del lodo (lbm/gal) Dc = profundidad, (pies); Fd = factor de diseño, Ww = peso del agua, (lbm/gal).

La capacidad normal de colapso es de 10.040 psi es más adecuada en este caso, por eso la prueba puede ser corrida con una tubería de perforación vacía.