PRUEBAS DE FORMACION DST

OBJETIVO BASICO-Determinar mediante el analisis de datos de Fondo (Presion y Temperatura),datos de superficie (Presion y Temperatura de cabeza,Cantidad de liquido, Cantidad de Gas, Caracteristicas del fluido del pozo) , las caracteristicas geologicas y de productividad del yacimiento. -Definir la completacion optima a utilizar en dicho-

yacimiento

TIPOS DE ARREGLOS (Dependiendo del Edo. Mecnico y Objetivos de la Prueba) Prueba

Asentando empacadura en hueco abierto

Asentando empacadura en hueco entubado yacimiento en hueco abierto (Prueba Barefoot)

Hueco revestido zona de interes perforada con TCP

Doble empacadura para aislar zonas sin interes

ELEMENTOS BASICOS DEL DST

PcSISTEMA DE CIRCULACIN y CONTROL SISTEMA DE CIERRE EN FONDO SISTEMA DE SELLO ( EMPACADURA )

Ph

SISTEMA DE ADQUISICION

Pf

Yacimiento

Pc < P f < Ph

OPERACIONES BASICASUNA VEZ BAJADA LA SARTA DE PRUEBA Y APERTURA (Inicio de la Prueba) ASENTADA LA EMPACADURA, SE PROCEDE ABRIR LA VALVULA DE CIRCULACION PARA DESPLAZAR EL FLUIDO DEL COLCHON Y ASI ALIGERAR LA COLUMNA SOBRE LA FORMACION .LUEGO SE CIERRA LA VALVULA DE CIRCULACION. SE PROCEDE A ABRIR LA VALVULA DE PRUEBA PERMITIENDO EL FLUJO DEL PETROLEO A TRAVES DE LA TUBERIA HACIA LA SUPERFICIE. . DESPUES DE UN PERIODO ESTABLECIDO ( DE LIMPIEZA ) LA VALVULA DE FONDO SE CIERRA .PRODUCIENDO UN INCREMENTO DE LA PRESION DE FORMACION BAJO ESTA. ESTE CIERRE ES REGISTRADO POR LOS SENSORES DE PRESION Y TEMPERATURA. DICHO PERIODO ES DENOMINADO BUILD UP. POSTERIORMENTE LA VALVULA SE ABRE NUEVAMENTE Y EL PERIODO DE FLUJO SE REPITE SEGUIDO DE OTRO CIERRE CON LA FINALIDAD DE DETERMINAR LOS PARAMETROS DEL YACIMIENTO.

Vlvula de circulacin Vlvula de Prueba

Ph

Sensores Empacador

Pf

OPERACIONES BASICAS IICIERRE ( Termino FLUJO CON DURANTE LOS PERIODOS DEde Prueba ) LOS EQUIPOS TEMPORALES DE SUPERFICIE.: ES POSIBLE OBTENER INFORMACION DE CAUDALES DE PRODUCCION, CANTIDAD DE GAS, PRESION Y TEMPERATURA DE CABEZA, ASI COMO MUESTRAS DEL FLUIDO. Vlvula de circulacin ABIERTA Vlvula de PruebaUNA VEZ DEFINIDO EL FINAL DE LA PRUEBA, SE CIERRA LA VALVULA DE FONDO, Y SE PROCEDE A ABRIR LA VALVULA DE REVERSA ATRAVES DE LA CUAL SE DESPLAZAN LOS FLUIDOS DE LA FORMACION DE LA TUBERIA DE TRABAJO. UNA VEZ VERIFICADO HOMOGENIDAD EN EL FLUIDO DE CONTROL, SE PROCEDE A DESANCLAR LA EMPACADURA. CIRCULACION DIRECTA DE TODO EL VOLUMEN ES REALIZADA PARA ASEGURAR CONTROL DE POZO Y VERIFICAR QUE NO EXISTAN CAPAS DE GAS EN EL SISTEMA.

Ph

Sensores Empacador

Pf

RESUMEN DE OPERACIONESPOZO HELECHO No. 1DISPARO TCP APERTURA Y CIERRE DE PCT1720 OPERA PORT ABRE PCT 1700 ANCLA EMPACADOR

1680

DETONACION DE CANONES

DISPARAN PISTOLAS

1660 PSI

1640 CIERRA PCT 1620

1600

FLUJ O POR 1/4"

1580

1560 1/19/00 12:43 1/19/00 12:57 1/19/00 13:12 1/19/00 13:26 1/19/00 13:40 1/19/00 13:55 1/19/00 14:09 1/19/00 14:24 1/19/00 14:38 1/19/00 14:52 TIEMPO

REQUERIMIENTOS PARA UTILIZAR ELAGUJERO Y DST CONDICIONES ESTABLES DEL EN HUECO GEOMETRIA ABIERTO Y BAREFOOT REGULAR, PARAOBTENER UN BUEN SELLO (Hueco Abierto) QUE EL INTERVALO EN DONDE SE COLOQUE EL EMPACADOR SEA DE UNA FORMACIN ESTABLE LA CUAL TAMBIN SOPORTE LA PRESIN DIFERENCIAL ENTRE LA TUBERIA DE TRABAJO Y EL ESPACIO ANULAR. (Hueco Abierto) EVITANDO PELIGROS DE COLAPSO DE LAS FORMACIONES, LA EVALUACION ESTA CONDICIONADA A PERIODOS PEQUENOS DE FLUJO Y BAJOS DIFERENCIALES CONRESPECTO A LA PRESION DE LA FORMACION (HUECO Abierto y Barefoot) CON ESTE TIPO DE PRUEBAS SE OBTIENE: ASENTANDO EN AGUJERO DESCUBIERTO Y O PRUEBA BAREFOOT UNA MUESTRA DEL FLUIDO A CONDICIONES DE FONDO. ESTIMACIN DEL GASTO PRODUCIDO LA Pws, EL NO EXCEDE DE 24 hrs EN EL FONDO LA PRUEBA DAO Y LA PERMEABILIDAD DEPENDIENDO DE LA PERMEABILIDAD , SE PODRIA DETECTAR FALLAS GEOLOGICAS.

EQUIPO UTILIZADO EN LAS PRUEBAS DE FORMACION DST

Valvula de Cierre en Fondo PCT Despues de asentar la empacadura, la vlvula PCT se abre al aplicar presin en el espacio anular Se cierra al desahogar la presin aplicada al anular Sella con presiones diferenciales en ambas direcciones de hasta 15,000 psi Al bajar cerrado se puede utilizar un colchn parcial (aire) para tener la formacion en bajo balance al disparar, permitiendo la autolimpieza de la formacin y una respuesta inmediata de esta Permite control adicional del pozo en el fondo, y permite matar el pozo mas facilmente.mas seguridad Permite probar la tuberiaevita prdidas de tiempo debido a fugas.

EMPACADURADe tipo recuperable, y asentamiento mecanico: Rotacion (Positest, Positrieve,FlexPac HP), Reciprocacion de tuberia (Positest Longstroke). Modulo Hold Down para soportar fuerzas hidraulicas hacia arriba durante estimulaciones o inyeccion Necesario para aislar el espacio anular del

intervalo a evaluar. Provee un paso de flujo seguro a traves de la sarta Operacin de anclaje sencilla (levantar, girar 1 vuelta / 3000 de tuberia, bajar tuberia y aplicar peso) Fullbore 2-1/4 o ms, permite bajar con cable las herramientas de registro

Vlvulas de Reversa y Circulacin SHORT(SHRV) Vlvula de reversa operada por presin anular (Disco de Ruptura) Se utiliza en la etapa final de la prueba para el control del pozo La Presin anular rompe el disco de ruptura. Abriendo puertos que comunican el anular con la tuberia. No puede volver a cerrarse.

Vlvulas de Reversa y Circulacin MCCV Vlvula de reversa / circulacion de variosciclos Operada por ciclos de presion de tuberia, abre luego de cierto numero de ciclos (6 o 12) en posicion de reversa. La aplicacin de otro ciclo cambia su posicion a desplazamiento directo. No es afectada por la operacin de las otras herramientas, con presin en el espacion anular Permite desplazar colchon de fluidos para aligerar la columna, fluidos de estimulacion como acido, y fluidos de control del pozo

Herramientas Adicionales Martillo Hidralico Provee golpes hacia arriba en casode que la empacadura no desancle facilmente Opera por Tensin aplicada en superficie Fullbore 2-1/4

Junta de Seguridad Permite recuperar la sarta dejando elempacador abajo en caso de estar pegado Al recuperar la sarta se puede usar la junta para bajar con un martillo mas potente y recuperar la empacadura Fullbore 2-1/4

Herramientas Opcionales TFTV Vlvula de tipo flapper que sirve parallenar (by-pass) y probar (Flapper) la sarta durante la bajada Operada por presion, una vez en fondo se presuriza el anular hasta romper el disco de ruptura, con lo que el flapper queda totalmente abierto. Fullbore 2-1/4 cuando el flapper esta abierto

Herramientas Opcionales SBSV Vlvula de bola de seguridad adicional durantela prueba Permanentemente cierra el pozo con presin en el espacio anular al romper un disco de ruptura Fullbore 2-1/4, corta linea y cable 0.23

EQUIPO UTILIZADO EN LAS PRUEBAS DE FORMACION DST

Valvula de Cierre en Fondo PCT Despues de asentar la empacadura, la vlvula PCT se abre al aplicar presin en el espacio anular Se cierra al desahogar la presin aplicada al anular Sella con presiones diferenciales en ambas direcciones de hasta 15,000 psi Al bajar cerrado se puede utilizar un colchn parcial (aire) para tener la formacion en bajo balance al disparar, permitiendo la autolimpieza de la formacin y una respuesta inmediata de esta Permite control adicional del pozo en el fondo, y permite matar el pozo mas facilmente.mas seguridad Permite probar la tuberiaevita prdidas de tiempo debido a fugas.

EMPACADURADe tipo recuperable, y asentamiento mecanico: Rotacion (Positest, Positrieve,FlexPac HP), Reciprocacion de tuberia (Positest Longstroke). Modulo Hold Down para soportar fuerzas hidraulicas hacia arriba durante estimulaciones o inyeccion Necesario para aislar el espacio anular del

intervalo a evaluar. Provee un paso de flujo seguro a traves de la sarta Operacin de anclaje sencilla (levantar, girar 1 vuelta / 3000 de tuberia, bajar tuberia y aplicar peso) Fullbore 2-1/4 o ms, permite bajar con cable las herramientas de registro

Vlvulas de Reversa y Circulacin SHORT(SHRV) Vlvula de reversa operada por presin anular (Disco de Ruptura) Se utiliza en la etapa final de la prueba para el control del pozo La Presin anular rompe el disco de ruptura. Abriendo puertos que comunican el anular con la tuberia. No puede volver a cerrarse.

Vlvulas de Reversa y Circulacin MCCV Vlvula de reversa / circulacion de variosciclos Operada por ciclos de presion de tuberia, abre luego de cierto numero de ciclos (6 o 12) en posicion de reversa. La aplicacin de otro ciclo cambia su posicion a desplazamiento directo. No es afectada por la operacin de las otras herramientas, con presin en el espacion anular Permite desplazar colchon de fluidos para aligerar la columna, fluidos de estimulacion como acido, y fluidos de control del pozo

Herramientas Adicionales Martillo Hidralico Provee golpes hacia arriba en casode que la empacadura no desancle facilmente Opera por Tensin aplicada en superficie Fullbore 2-1/4

Junta de Seguridad Permite recuperar la sarta dejando elempacador abajo en caso de estar pegado Al recuperar la sarta se puede usar la junta para bajar con un martillo mas potente y recuperar la empacadura Fullbore 2-1/4

Herramientas Opcionales TFTV Vlvula de tipo flapper que sirve parallenar (by-pass) y probar (Flapper) la sarta durante la bajada Operada por presion, una vez en fondo se presuriza el anular hasta romper el disco de ruptura, con lo que el flapper queda totalmente abierto. Fullbore 2-1/4 cuando el flapper esta abierto

Herramientas Opcionales SBSV Vlvula de bola de seguridad adicional durantela prueba Permanentemente cierra el pozo con presin en el espacio anular al romper un disco de ruptura Fullbore 2-1/4, corta linea y cable 0.23

Herramientas Opcionales PTVVlvula de bola que normalmente esta cerrada, y es usada para probar la sarta o mantener un colchn. Tambin es til en las pruebas de Produccin Queda permanentemente abierta al romper el disco de ruptura Fullbore 2-1/4 al abrir

Herramientas Opcionales FASC-DPermite tomar una muestra de fondo, del fluido en la tubera, en cualquier momento durante la prueba Operada por presion en el espacion anular al romper un disco de ruptura. ID 1 7/8 D (en Venezuela) FASC-E, ID 2 Muestras de calidad PVT de 600, 1000 1200 cc

HOOP

Permite mantener la vlvula PCT abierta sin presion anular al llegar al su ciclo de Hold-Open Permite colocar fluidos / cido hasta abajo del PCT Permite circular completamente por debajo de la PCT Permite quitar la presion anular y mantener la PCT abierta durante trabajos con cable para mayor seguridad Permite correlacionar los canones TCP con un registro de Rayos Gama

Junta con Traza Radioactiva

IRIS

NUEVA GENERACION DST

Vlvula de cierre en fondo y vlvula de circulacion en una sola herramienta Operada por pulsos de baja presin en el espacion anular Pulsos detectados por un sensor de presin en la herramienta Cuenta con un microprocesador que verifica la secuencia de pulsos y transmiste va sistema electrnico e hidralico permitiendo abrir o cerrar las vlvulas dependiendo del tren de pulsos de presion recibido desde la superficie Permite el uso de mandos automticos para optimizar la operacin Su Diseo hidralico no permite la contaminacion por lodo, asegurando menos posibilidad de fallas La operacin de la herramienta es independiente de las condiciones de presin, temperatura o desviacin en el fondo Todas las operaciones de la herramienta estan grabados en su memoria, lo cual puede ser ledo en superficie al final del trabajo Fullbore 2-1/4, compatible con DataLatch, y herramientas del sistema PCT

RECOMENDACIONES DE SARTAS DE PRUEBA

Resumen de Sartas PropuestasMFEJuntas de Deslizamiento

PCTJuntas de Deslizamiento

IRISJuntas de Deslizamiento

SBSVJuntas de Deslizamiento

PTVJuntas de Deslizamiento

SHORT de Reversa SHORT de Reversa

SHORT de Reversa MCCV de Circulacion

SHORT de Reversa

SHORT de Reversa SHORT de Reversa SBSV de un Cierre de fondoSondas memoria

SHORT de Reversa PTV de probar TP

DataLatch

MFE Cierre de fondo

DataLatchPCT/PORT Cierre de fondo

Sondas memoria

IRIS Cierre de fondo De Circulacion

Registradores de fondo

MartilloJunta de Segd Emp. Positrieve

PTV de probar TP MartilloJunta de Segd

MartilloJunta de Segd Emp. Positrieve

Martillo MartilloJunta de Segd Emp. Bobtail Junta de Segd Emp. Positrieve

Amortiguador SoltadorCabeza Disparo

Emp. Positrieve

Amortiguador SoltadorCabeza Disparo

Amortiguador SoltadorCabeza Disparo

Amortiguador SoltadorCabeza Disparo

Pistolas TCP

Anclas perforadas

Pistolas TCP

Pistolas TCP

Pistolas TCP

ADQUISICION DE DATOS DE FONDO DataLatch

Adquisicin de Datos en Tiempo RealLDCALINC Sondalectura anular

Sistema DataLatch DGA (portaregistradores) con capacidad de 4 sondas DLWA esta conectada arriba del DGA y permite la comunicacion para lectura en tiempo real de las 4 sondas en el DGA (redundancia total) LINC permite comunicacion con el DLWA con Unidad de wireline Fullbore 2-1/4 Sondas pueden leer por debajo o por arriba de la vlvula PCT o la presion anular No hay conexion elctrica entre el LINC y LDCA Informacin transmitida del LDCA al LINC por un acoplamiento inductivo

DGASondalectura Bajo PCT

PCT

cerrada

Ventajas de usar DataLatch Se puede configurar los sensores para leer la presin delyacimiento, la presin anular o la presin encima de la vlvula, antes de bajar la sarta DST Se puede leer cualquiera de las 4 sondas, en cualquier orden, cuando el LINC esta conectado inductivamente Redundancia total de la sonda de lectura en tiempo real sin sacar el LINC o la sarta DST

Con la lectura DataLatch y Cierre en el fondo se puede concluir los periodos de cierre y la prueba en si misma antes de lo previsto, una vez obtenida la informacion necesaria.

Ventajas de usar DataLatch Se puede eligir bajar el LINC solamente durante losperidos de cierre, para minimizar riesgos de tener cable en el pozo cuando esta fluyendo Se puede recuperar informacin de la memoria de las sondas antes de un disparo y posterior a los peridos de flujos al bajar el LINC durante un cierre para continuar en tiempo real Durante los peridos de flujo no hay ninguna obstruccin en la tuberia Fallas elctricas reducidas con el acople inductivo

Sensores de Alta Resolucin Mejor medicin de presin en terminos de ruido,precisin, resolucin, estabilidad y respuesta dinmica Medicion de presin y temperatura en un punto del mismo cristal de cuarzo (no en cristales separados)ESPECIFICACIONES CQR WTSR-A

No hay error por correccin de temperaturaTIPO DE SENSOR CUARZO SAFIRO

RANGO DE PRESION RANGO DE TEMPERATURA oC DIAMETRO EXTERNO LONGITUD Max. DE DATOS QUE SE ALMACENAN DURACION DE BATERIA PRECISIN DE PRESIN 1.2 28

16,000 psi 177 Oc

20,000 psi 190

in cm 400,000 ( 1Mbytes )

1.2 27

in cm

480,000 (1 Mbytes) 50 DIAS + - 0.5 psi

8/50 DIAS 1.0- 2.5 psi

RESOLUCIN PARA MUESTREO DE 1seg DRIFT ( por 6 meses, 10,000 psi y 150 oC) PRECISIN EN TEMPERATURA RESOLUCIN EN TEMPERATURA

0.01 psi 1.5-2.0 psi 0.5 0.01 oC oC

0.05 psi 1 psi/semana + - 0.08 oC 0.001 oC

SISTEMA DE DISPAROS TCP

Sistema de Disparos TCPCabeza de Disparo Presin Diferencial (No recomendada) Presin Absoluta Barra Redundancia

HDF-DA

Pistolas TCP HSD 4 1/2 y HSD 7 (recomendado) HSD 4 5/8 (alternativa) HSD 4.72 (depende de la presin esperada)

Seguridad con Sistema TCPUso restringido de explosivos primarios solamente en la cabeza de disparo detonacin accidental muy dificil porque no hay explosivos primarios en las conexiones de canon a canon un espaciador de 3 metros minmo por encima de las cargas asegurando que estas estarn por debajo de la mesa rotaria al conectar la cabeza de disparo la cabeza de disparo siempre se conecta al timo personal no expuestos a canones armados durante la introduccin o recuperacin de la tubera normalmente ms de 500 psi, cabeza muy segura en

Espaciador de seguridad

Disparo de arriba hacia abajo

Presin hidrostatica minima para disparar

Pistolas TCPCaon Carga Penet. (in)4-1/2 34JL UJ HMX 28.6

Hueco Ent. (in)0.34

Presion

Temp.

Diametro

Dens. Disp.40

Fase (grados)135/45

Max.(psi) Max. (oC) Max.(in.)12,000 200/150 4.77

4-1/24-5/8

PJ4505 HMX

54.154.1*

0.420.42*

12,000

200/150

4.74

16

72

PJ4505 HMX

17,000

200/150

16

72

4.72

PJ4505 HMX

54.1*

0.42*

20,000

200/150

4.89

16

72

7

PJ4505 HMX

54.1*

0.42*

10,000

200/150

7.04

40

135/45

7

PJ4505 HMX

54.1*

0.42*

10,000

200/150

7.04

46

140/20

* Estimado de los datos API del caon de 4-1/2 Caones recomendados

Cabeza de Presion Diferencial Este sistema utiliza la diferencial de presin entre el anular por encima del empacador, y la presion por debajo del empacador (rathole) para disparar los caones Generalmente la presin es aplicada por el espacio anular despus de abrir la vlula de fondo Permite facilmente aplicar una presin de bajo balance sobre la formacion con un colchon parcial Sistema fullbore permite soltar los caones al disparar Muy seguro porque no hay presion diferencial sobre la cabeza hasta asentar el Especificaciones: DPF Diametro Externo (pulg.) Longitud(pulg. 3-1/8 23.1

Rango de presion differencial (psi) 500 to 12000 Presion minima en Rathole (psi) No Dispara 600 Todo Dispara 800 Presion Diff. Maxima (psi) Temperatura Maxima (C) 20000 200

Cabeza de Presion Diferencial

Cabeza de Presin Absoluta Activada por presion de tuberia, posee una camara de aceite para dar un tiempo de espera antes de detonar. De esta manera se puede desahogar la presion aplicada para activar la cabeza, detonando los canones bajo-balance Tiempo de retraso de minutos a horas Compatible con las otras cabezas de disparo permitiendo redundancia Es necesario llenar la tuberia, o usar nitrogeno si se requiere un colchonEspecificaciones: HDF Diametro Externo (pulg.) 1.38 Rango de presion absoluta (psi) 500 to 25000 Presion minima en Rathole (psi) No Dispara 150 Todo Dispara 300 Presion Maxima (psi) Temperatura Maxima (C) 25000 200

Cabeza de Presion Absoluta

Cabeza de Disparo con Barra Para pozos con desviaciones menor que 55 grados Ideal para pozos verticales Compatible con las otras cabezas de disparo permitiendo redundancia Puede bajar barra con linea de acero cuando los caones estan en profundidad Permite mantener una presion de bajo balance sobre la formacion conEspecificaciones: BHF Diametro Externo (pulg.) 1-1/4 Presion minima de operacion (psi) No Dispara 150 Todo Dispara 300 Presion Maxima (psi) Temperatura Maxima (C) 20000 200

Cabeza de Disparo con Barra

CargasPowerJet 4505 - Mejor de su clase 54.1 in. PEN, 0.42 in. EH (4 1/2-in., 5 spf, 72 ) 4 1/2-in. , 4 5/8-in. , 4.72-, 5-in. HSD guns (5 spf, 72 ) 7-in. HSD gun (12 spf, 135 /45 ; 14 spf, 140 /20 )

56.0 54.054.1

52.0 50.0 48.0 46.047.3 PowerJet Ultrajet Mejor Competidor 49.3

Resumen de Canones Recomendados Para revestimiento de 7 TCP 4-1/2 con cargas Powerjet, 16 CPMts , 72o API penetracion de 54.1, mejor en mercado mas productividad, menos cargas, menos costo mejor respuesta de la formacion al alcanzar la zona no daada

Para revestimiento de 9-5/8 TCP 7 con cargas Powerjet, 40 CPM , 135/45o mejor penetracin y productividad del mercado

Para bajar con cable si es necesario PowerPivot 1-11/16, 13 CPMts, 180o mas seguro, dimetro interno sarta DST 2-1/4 API penetracion de 32.8, mejor en mercado

SPAN Programa de SimulacionCross-Sectional Plot28 Simulacion del performance de 21 las cargas acorde con las

caracteristicas del reservorio 14

7

-28

-21

-14

-7 -7

7

14

21

28

-14Cement

-21 -28

Formation