Prueba Dts.docx

DRILL STEM TEST (DST) 1. RESUMEN 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. En este documento 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. 2. INTRODUCCIÓN 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 y 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 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 dela formación  Obtener un gasto de flujo de la formación estabilizada

 Colectar muestras de los fluidos de la formación. Para lograr lo anterior, se arma una sarta con una variedad de herramientas y accesorios. 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 gasto 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 (5a 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. 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 depresión, 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 (método de Horner).

3. OBJETIVO  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 delos 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 dé la prueba.

4. TIPOS DE PRUEBAS DST Las pruebas DST pueden ser llevadas a cabo ya sea en agujero 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).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 de los componentes de la sarta utilizada. Esta clasificación es la siguiente:  En agujero abierto  En agujero revestido 4.1. En agujero abierto 4.1.1. Convencionales de fondo 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 a15 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.

La Figura1 muestra la sarta de una prueba de intervalos con un tubo ancla en el fondo.

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. 4.1.2. Convencionales 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 utiliza lastra barrenas por debajo del empacador, de tal forma que las herramientas de la sarta estén en contacto con el fondo del pozo y los empacadores se localicen en zonas opuestas a la de interés. Las lastras barrenas se utilizan para soportar las cargas compresivas requeridas para realizar la prueba. Los empacadores se anclan bajando lastara y aplicándoles peso (carga descompresión). La aplicación de peso a la sarta también abre una válvula hidráulica.

Figura 2. Arreglo típico de una prueba DST convencional para intervalos.

4.1.3. Con sistemas inflables Cuando se requiere una prueba por arriba del fondo del pozo y las condiciones cercanas a razona 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 lastara 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 escoperada 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.

Figura 3. Arreglo típico de una prueba DST con sistemas inflables.

4.2. Prueba convencional En agujero revestido 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 sobre balance. 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, 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 oranurada. 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.

4.2.1. 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 represión el anular a una presión establecida para abrir la válvula y permitir el flujo. Para cerrar la válvula se libera la presionen 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 

Probar la presencia de hidrocarburos



Determinar el tipo de fluido en el almacén, presión, temperatura, permeabilidad, daño en la formación, índice de productividad, heterogeneidades.

5.2. DST en pozos de avanzada 

Confirmar la existencia de almacén y la presencia de hidrocarburos



Muestreo selectivo de los fluidos presentes en el almacén, permeabilidad, daño, IP, heterogeneidades, fallas, barreras, mecanismos de producción, etc.

5.3. DST en pozos de desarrollo y explotación 

Confirmar permeabilidad, índice de producción, evaluar la eficacia de la competición, comprobar con el paso del tiempo la productividad del pozo, el daño y la presión.

6. COMPONENTES DE UNA SARTA DST 6.1. 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. 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: 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. 6.1.2. Lastra barrenas Son los elementos tubulares auxiliares para aplicar peso a la sarta. 6.1.3. Sustituto 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 dela prueba, es importante para:  Circular y acondicionar el sistema deludo  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. 6.1.4. Válvulas 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 juntase seguridad. Algunas se utilizan mediante una conexión a la izquierda, mientras que otras tienen una conexión normal a la derecha. 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, sobre todo en el caso de pozos con problemas en su calibre.

Figura 5 empacador.

6.1.8. Tubo ancla La tubería ancla consiste generalmente de un conjunto de lastra barrenas perforados, los cuales permiten la entrada del fluido de la formación hacia la sarta de prueba. Además, desempeña la función 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 aprobar. 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. 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 si el 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 depre ventores. 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. 6.1.12. Junta 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 las trabaremos y por debajo de la tubería de la sarta. Al menos dos juntas de expansión se corren normalmente. 6.2. El 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. Cabezal de control La cabeza de control es una combinación de sibil 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 sibil 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.

6.2.2. Manifol El manitol 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

Figura.6 Manifol.

 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 OPERACIÓN 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 (pressurebuild 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. 7.1. Esquema de funcionamiento

Figura 7 Secuencia de operaciones de la herramienta.

Figura 8 Registro de presiones DST.

La apariencia de la grabación de presión de una prueba de formación se muestra esquemáticamente en la figura1.3 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 sonusualmente 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 del obturados causa que el lodo filtrado sea exprimido en la

formación. El breve período de flujo inicial es 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 permiten 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 datos interpretables de la presión de restitución. Además delas comunes pruebas de doble cerrado, es ahora posible controlar pruebas de producción con un número arbitrario de flujo y en periodos de cierre.

8. APLICACIÓN DE PRUEBAS BUILD UP EN PRUEBAS DST La teoría de análisis de presión de restitución, ha sido encontrada para ser aplicable al análisis de datos de presión de restitución de DST. Las suposiciones básicas de teoría de acumulación de presión - el flujo radial, el reservorio infinito, fluido compresible simple–son imaginariamente bien situados a condiciones de DST. En DST corriendo la suposición de una rata de producción constante a 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. Dolanet al. 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 Selig han 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. El empleo de su método cede la exactitud mayor en kh y valores de s para casos de tarifa variable. La presión de formación estática es estimada de la extrapolación del argumento de Pwf vs. log [(t+Δt)/Δt] dónde Δtes el periodo de tiempo de cierre y la t es el tiempo siguiente antes de tiempo de cierre. Si el período de flujo inicial fuera suficiente para relevar efectos de compresión de lodo y permitir a la formación para expulsar la mayor parte de la invasión de líquido filtrado, la acumulación inicial debería extrapolar a la formación verdadera la presión estática. Si no fuera, entonces un valor más alto puede pasar. 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. Ya que la inferencia de un pequeño depósito está basada en la comparación de presiones extrapoladas, la importancia de determinación cuidadosa de estas cantidades no puede ser puesta demasiado énfasis.

Para calcular el producto kh de la formación, la técnica de la presión transiente en la cual se utiliza la pendiente de la restitución es usada: 𝑘ℎ =

162.2 𝑞𝜇𝐵 𝑚

Donde m es la pendiente del argumento de acumulación en psi/cycle. 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:

𝑃𝑤𝑓 = 𝑃𝑖 −

162.2 𝑞𝜇𝐵 𝑘𝑡 [𝑙𝑜𝑔 − 3.23 + 0.87𝑠] 𝑘ℎ ∅𝜇𝑐𝑟𝑤 2

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.

Fig.9 Ejemplo. Curvas de restitución de presión de DST

El cambio de la subdicha ecuación cede la expresión siguiente para el factor skin.

𝑠 = 1.151 [

𝑝𝑖 − 𝑝𝑎𝑣𝑔 𝑘𝑡 − log + 3.23] 𝑚 ∅𝜇𝑐𝑟𝑤 2

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 rw=0.333. En aquel caso la fórmula de efecto superficial se hace:

𝑠 = 1.151 [

𝑝𝑖 − 𝑝𝑎𝑣𝑔 𝑡 𝑘 − 𝑙𝑜𝑔 ( ) ( ) + 1.45] 𝑚 𝑐 𝜇

El radio de drenaje transciende durante un DST es también de interés. La relación aproximada es:

0.000264

𝑘𝑡 ≅ 0.25 ∅𝜇𝑐𝑟𝑒 2

Un límite de depósito a una distancia re 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 una t de tiempo es estimado por: 𝑟𝑒 ≅ √0.00105

𝑘𝑡 ∅𝜇𝑐

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. 9. INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS (CARTAS DE PRESIÓN DST) OBTENIDOS GAS, PETRÓLEO, CASO IDEAL, CON FALLAS. 9.1. DST convencional 1. Captura de agua dentro de la sarta. Razones : reducir la presión de colapso de la sarta y reducir la presión diferencial en la formación y a través de los empaques cuando se para la herramienta 2. Bajando la herramienta. La curva es ocasionada por el incremento del peso de lodo 3. Máxima presión hidrostática 4. Se crea extra presión para fijar el empaque 5. Se abre la válvula de prueba. Se libera presión debajo de los empaques

6. Periodo de flujo de la formación a la sarta. Al entrar más fluido se incrementa la presión hidrostática 7. Se cierra la válvula de prueba y da lugar a una prueba de restauración de presión. 8. Se abre la válvula igualadora para equilibrar presiones debajo del empaque. 9. Se libera el empaque. 10. Se saca la herramienta.

9.2. DST seco Formación completamente impermeable (Lutitas). No hay flujo. Ver línea discontinua en la Fig.13 9.3. Condiciones pobres en el pozo (figura 13)

Fig.10 condiciones pobres en el pozo

9.4. Pruebas de flujo múltiple (figura. 14)

Fig.11 prueba de flujo múltiple

9.5. DST de doble cierre (figura. 15)

Fig.12 DST de doble cierre

5. APLICACION DE LAS PRUEBAS DST 5.1. DST en fase exploratoria  

Probar la presencia de hidrocarburos Determinar el tipo de fluido en el almacén, presión, temperatura, permeabilidad, daño en la formación, índice de productividad, heterogeneidades.

5.2. DST en pozos de avanzada 

Confirmar la existencia de almacén y la presencia de hidrocarburos



Muestreo selectivo de los fluidos presentes en el almacén, permeabilidad, daño, IP, heterogeneidades, fallas, barreras, mecanismos de producción, etc.

5.3. DST en pozos de desarrollo y explotación 

Confirmar permeabilidad, índice de producción, evaluar la eficacia de la completación, comprobar con el paso del tiempo la productividad del pozo, el daño y la presión

9. INTERPRETACION DE RESULTADOS (CARTAS DE PRESION DST) OBTENIDOS GAS, PETROLEO, CASO IDEAL CON FALLAS 9.1. DST convencional 11. Captura de agua dentro de la sarta. Razones : reducir la presión de colapso de la sarta y reducir la presión diferencial en la formación y a través de los empaques cuando se para la herramienta 12. Bajando la herramienta. La curva es ocasionada por el incremento del peso de lodo 13. Máxima presión hidrostática 14. Se crea extra presión para fijar el empaque 15. Se abre la válvula de prueba. Se libera presión debajo de los empaques 16. Periodo de flujo de la formación a la sarta. Al entrar más fluido se incrementa la presión hidrostática 17. Se cierra la válvula de prueba y da lugar a una prueba de restauración de presión. 18. Se abre la válvula igualadora para equilibrar presiones debajo del empaque. 19. Se libera el empaque. 20. Se saca la herramienta. 9.2. DST seco Formación completamente impermeable (Lutitas). No hay flujo. Ver línea discontinua en la Fig. 9.3 9.3. Condiciones pobres en el pozo (figura 9.3)

Fig. 9.3 condiciones pobres en el pozo

9.4. Pruebas de flujo múltiple (figura 9.4)

Fig.9.4 prueba de flujo múltiple 9.5. DST de doble cierre (figura 9.5)

Fig.9.5 DST de doble cierre 10. FACTORES QUE AFECTAN ALAS 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 10.1 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.

Figura 10.2 Efecto de la Permeabilidad. 10.3. Efecto de la temperatura Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2md/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. Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. Esta prueba se usa durante o inmediatamente después de la perforación del pozo y consiste de pruebas de cierre o flujo cortos y seguidos. Su propósito es establecer el potencial del pozo, aunque el factor de daño estimado no es muy representativo porque puede ocurrir una limpieza del mismo pozo durante la primera etapa productiva del mismo. 10.4. Presencia de barreras (FALLAS, PINCHOUTS, CAMBIOS DE PERMEABLIDAD, 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: 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

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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 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 / cp se obtiene una línea recta. Por el contrario, cuando este índice es menor a 10 pies md / cp 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 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. En formaciones de baja capacidad, largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original. Efecto del tiempo de cierre en la precisión de la Extrapolación de la Presión. 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 fórmula:

11.3. Método de campo eficaz para el cálculo de 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. 11.4. Índice de productividad de 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. Metodo 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. 12. CONCIDERACIONES 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 se utilizarán 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. 12.1. Funcionamiento apropiado de las herramientas utilizadas para la prueba Siguientes problemas pueden causar que las herramientas utilizadas en la prueba funcionen incorrectamente: 1. 2. 3. 4. 5.

Mal funcionamiento de registradores. Fuga en la tubería. Errores humanos, como medición incorrecta de la tubería. Falla al asentar el empacador. 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 continuamente posible. La tercera causa potencial se puede evitar siendo muy cuidadosos 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 des calibrado, 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 1. El diseño inapropiado de una prueba conduce a fallas potenciales. Existen varias razones por las cuales una DST puede ser diseñada incorrectamente: 2. Mal desempeño mecánico de los tubulares de la sarta utilizada. 3. 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. 4. 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. 5. Es importante que los períodos de flujo y cierre de la prueba sean lo suficientemente largos para obtener los resultados apropiados. 6. Los dispositivos de medición (presión, temperatura) deben ser seleccionados de acuerdo al rango, precisión, resolución y objetivos de la prueba.