PRUEBAS DST

1. INTRODUCCION.

Cuando se concluye la perforación de las zonas que son potencialmente productoras de hidrocarburos, inmediatamente se procede a probar estas zonas para determinar si es conveniente o no realizar una terminación definitiva.Antes de realizar las pruebas DST, se debe identificar los intervalos de interés mediante la toma de registros.

Es un procedimiento de terminación temporal de un pozo,es decir, antes de que el pozo sea revestido, donde se colecta y analizan gastos de flujo, presión y muestras de los fluidos de la formación.

Una prueba DST se define como un método para determinar el potencial productor de las formaciones del subsuelo, ya sea en agujero abierto o revestido.

2. OBJETIVOS

Para poder determinar el potencial productor, con la prueba DST se debe:

Obtener la presión estabilizada de cierre de la formación. Obtener un gasto de flujo de la formación estabilizada. Colectar muestras de los fluidos de la formación.

3. COMPONENTES DE UNA PRUEBA DST. Las sartas para este tipo de prueba se componen básicamente de herramientas de medición (presión y temperatura continua), control (válvulas de flujo) , muestreo (cámara de fluidos) y, una tubería ancla que permite la entrada de fluidos a la sarta . Estas herramientas son colocadas dentro de la sarta o de un aparejo de producción de prueba, poseen uno o dos packers para aislar la zona de interés.

3.1. Componentes de fondo.El equipo o componentes de fondo, deben ser diseñados para: Aislar la zona de interés, controlar los periodos de flujo y cierre de la prueba, registrar la presión en el interior y exterior de la herramienta, colectar los fluidos en condiciones fluyentes y, permitir la

recuperación de las herramientas, cuando se presenten problemas de pegaduras.Cuando se trata de pozos offshore, se agregan componentes adicionales para permitir la compensación de movimientos y sacar la herramienta en casos de emergencia. A continuación , se describen los componentes de fondo principales.

3.1.1. Tubería de perforación (tubing).Es la sarta utilizada como medio de conducción de los fluidos a producir y el medio por el cual se bajan las herramientas para activar la prueba.

3.1.2. Portamechas. Son piezas tubulares auxiliares, para dar peso a la sarta.

3.1.3. Sustituto de circulación inversa.Activa la circulación inversa, desplazando con el lodo de perforación, los fluidos producidos a superficie durante la prueba. Puede contener uno o mas puertos de circulación, estos puertos se bajan cerrados al pozo hasta obtener todos los datos requeridos. Los puertos son abiertos y se brinda comunicación entre el espacio anular y la tubería, al momento de sacar el arreglo, esta comunicación es importante para: Circular y acondicionar el sistema de lodo. Prevenir reventones. Servir de lubricación cuando se presente una pegadura por

presión diferencial.

3.1.4. Válvula de control de flujo.Se encarga de regular los periodos de flujo y de cierre durante la prueba. Se opera ya sea por aplicar peso a la tuberia, rotando la misma o aplicando presión en el anular, para el caso de la rotación, los periodos de cierre son 2 o 3.

3.1.5. Válvula hidráulica.Se mantiene cerrada al momento de introducirla en el pozo, su función es mantener “seca” la tubería, es decir, sin fluidos en su interior. La válvula se abre al bajar la sarta y aplicar peso para asentar el packer, esta válvula posee un dispositivo de retraso entre 3 y 5 minutos para ser activada.

3.1.6. Martillo hidráulico.en caso de que exista pegamiento durante la prueba, se utiliza para proporcionar una fuerza de impacto ascendente a la sarta.

3.1.7. Junta de seguridad.Se utiliza para recuperar todas las herramientas arriba de esta, en caso de que la parte inferior quede atrapada o pegada. Existen varios mecanismos para accionar estas juntas.

3.1.8. Packer.Cuando es en agujero abierto, se utiliza un packer inflable. Al aplicar peso a la sarta, el ensamble del packer se mueve hacia abajo comprimiendo la pared externa del mismo.

Tipos de packers.

3.1.9. Tubo ancla.Es un conjunto de portamechas perforados que permiten la entrada del fluido de la formación hacia el arreglo. Otra función es absorber las cargas compresivas cuando se anclan los packers.

3.1.10. Registrador de presión / temperatura. Son dispositivos con los que miden y registran datos de presión y temperatura. Generalmente se ubican debajo del packer cerca del intervalo a probar. Estos registradores de presión pueden ser internos (colocados por debajo del ancla) y externos (por encima del packer).

3.1.11. Sustituto igualador de presión.Permite la comunicación entre el espacio anular arriba del packer, y, la zona aislada entre dos packers, es decir, superior e inferior. Se coloca un tubo de diámetro pequeño desde este dispositivo hasta el fondo del packer inferior, por donde pasa el fluido conforme se corre la sarta en el pozo igualando la presión arriba del packer y la que hay

en el packer inferior, lo que permite incluso detectar si el packer de fondo fue anclado correctamente.

3.1.12. Válvula maestra submarina.Utilizada en pozos marinos, es una combinación de válvula y un sistema hidráulico que debe ser anclada en el sistema de preventores. Actúa como una válvula de seguridad, es activada o desactivada por el sistema hidráulico para permitir la desconexión de la sarta en casos de emergencia.

3.1.13. Juntas de expansión.Se instalan para compensar los movimientos de las plataformas y mantener un peso constante sobre la sarta mientras es bajada en el pozo. También, funciona como un medio mecánico para absorber la contracción y dilatación de la sarta debido a los efectos de presión y temperaturas presentes durante y después de la prueba. Se coloca por arriba de las herramientas de prueba y portamechas , por debajo de la sarta; mayormente se bajan dos juntas.

3.1.14. Equipo superficial.Este equipo se utiliza para controlar y dar seguridad a la prueba. Consta de los siguientes componentes:a). Cabeza de control.- Es una combinación de Swivel y válvula de control, que se localiza en la parte superior de la sarta. La válvula permite el control del flujo, mientras que el Swivel permite la rotación de la sarta en caso necesario, ya sea para asentar los packers o para operar otra herramienta en particular.En el caso de pozos offshore, se utiliza una cabeza de control dual en casos de tener altas presiones en los intervalos a probar.Esta válvula se activa mediante presión con líneas de nitrógeno, posee un receptáculo para incorporar y soltar unas barras para activar los puertos de circulación inversa.

b). Manifold.- Es un conjunto de válvulas de control colocadas en el piso del equipo, cuyas funciones son:tomar muestras de los fluidos, colocar estranguladores, medir la presión en superficie y tener un control adicional de la presión.

manifold

4. ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO.

a) Descenso del tren de test.b) Anclado de packer, es el peso necesario dado por la sarta, que cierra

la válvula de igualación y abre la válvula de retención.c) Periodo de flujo, donde se abre la válvula de apertura.d) Toma de presión final, donde es cerrada la válvula de cierre.e) Apertura de la válvula de igualación, donde son igualadas las

presiones superior e inferior del packer.f) Desanclado del packer.g) Abertura de la válvula de circulación, donde se recogen los fluidos

por circulación inversa.h) Subida del tren de test.

5. GRAFICA PRESION - TIEMPO.

Existen 4 técnicas:

5.1. Técnica de doble cierre.

Es la técnica mas usada, consta de los pasos:

Flujo inicial: (entre 5 y 20 min), tiene por objetivo lograr una ecualización de la presión hidrostática de fluido de la zona del reservorio a la zona invadida de filtrado cercana al well bore (orificio) a la duración del flujo inicial.

Duración de cierre inicial de recuperación de presión: (entre 30 y 60 min), Este ciclo de flujo inicial y de cierre permite llevar a cabo una correcta evaluación de la presión estática del reservorio.

Flujo final: (entre 30 min a 3 o + hrs). Duración de cierre final de recuperación de presión: Es

generalmente mas prolongado que el 2do flujo. La función de la duración

del 2do flujo es la de evaluar el comportamiento del flujo natural de la zona probada. En reservorios de baja profundidad es común emplear periodos de recuperación final más largos que permiten obtener información confiable con respecto a la presión.

A= Bajando la herramienta. B= Herramienta en posición.C= Packer en la zona a evaluarD= Apertura de la válvula.E= Cierre de pozo (restauración). F= Final de cierre.G= Apertura de pozo, ultimo periodo de flujo, hasta llegar al punto H.

Entre H e I= Último cierre.Entre J y K= Retiro de equipos de prueba.

Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes.

5.2. DST seco.Es una formación completamente impermeable (lutitas) donde no hay flujo.

Esquema DST seco.

5.3. Condiciones pobres en el pozo.

Esquema de condiciones pobres en el pozo.

5.4. Prueba de flujo múltiple.

5.5. Factores que afectan los resultados.5.5.1. Efecto de la prueba previa de presión (pretest):

Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos periodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce

en el segundo periodo de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación,el efecto es muy pequeño.

5.5.2. Efecto de la permeabilidad:Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera mas rápido, aunque el efecto es igualmente notorio cuando hay altos valores de permeabilidad. La presión supera a la presión de formación.

5.5.3. Efecto de la temperatura:El efecto de la temperatura en permeabilidades bajas (aprox.0,2 mD) provoca un incremento constante de la presión al final de cada periodo de cierre. Cuando hay permeabilidades altas, el efecto de la temperatura es despreciable ya que el fluido puede fluir dentro y fuera de la formación.

Estas pruebas se realizan para probar si el pozo surge o no, se verifica la capacidad de una formación real.

Si el pozo surge se realizan pruebas de producción, muestra de fluidos a diferentes choques y grafico de los gauges.Si el pozo no surge se toma el fluido que esta por encima del tester valve y se calcula la presión inicial del reservorio, muestra de fluido ,grafica de gauges y el cálculo de presión teorica.

6. TIPOS DE PRUEBAS.

Estas pruebas son realizadas en dos formas, en agujero abierto o entubado, esta elección se elige dependiendo generalmente de los registros geofisicos.

6.1. En agujero abierto. En este método, las pruebas se realizan cerca del fondo del pozo o en el intervalo de producción; existen 3 métodos:

6.1.1. Convencional de fondo.Es aquella que se usa packers convencionales, se usan goma solida que se expanden, manteniendo un buen sello al aplicar peso con la tubería de perforación. Esta prueba se realiza cuando el intervalo de interés esta muy cerca al fondo del pozo.

Sus componentes son espaciados para aislar la zona de interés, y asi lograr que la sarta llegue a fondo.Con las herramientas en el fondo, se aplica peso de 10 a 15 toneladas (soltando el peso de la sarta), lo que genera una compresión en el packer para su anclaje,inmediatamente se abre la válvula hidraulica. La válvula de control se cierra para generar un cierre inicial, y, se abre para permitir un periodo de flujo; esta prueba debe realizarse cuando el agujero esta en buenas condiciones.

Arreglo típico de una prueba DST convencional en agujero abierto.

6.1.2. Prueba convencional para intervalos.

Se realiza cuando la zona de interés se encuentra por encima del fondo del pozo, o, cuando el intervalo es aislado de la zona potencial, que se ubica por debajo del packer. Generalmente se aplica cuando el pozo alcanzo su profundidad total, el agujero esta en buenas condiciones y existen varias zonas de interés para ser probadas. Si la zona de interés no esta a mucha distancia del fondo del pozo, se utilizan portamechas por debajo del packer para soportar las cargas compresivas, al aplicar peso al packer para anclarlo, también abre una válvula hidraulica.Los packers son anclados arriba y debajo de la zona de interés. El packer superior es expuesto a una carga de fuerza axial proporcional al peso del fluido, el packer inferior también experimenta una carga axial, pero ascendente proporcional al peso original del fluido mas los efectos de compresión.

Arreglo típico de una prueba DST convencional para intervalos.

6.1.3. Prueba con sistemas inflables.

Se usa cuando se requiere una prueba por arriba del fondo del pozo y las condiciones cercanas a la zona de interés son irregulares. Se utiliza un sistema de packers inflables, por lo que no es necesario aplicar peso. Cuando los packers alcanzan la zona de interés, se rota la sarta para activar la bomba de lodo, este lodo infla el packer. Para operar la bomba, se rota la sarta de 30 a 90 rpm por un lapso de 15 min, hasta lograr una presión considerablemente mayor que la hidrostática. Para evitar que la parte inferior de la sarta también rote, al momento de activar la bomba, esta posee un dispositivo de arrastre en e fondo.una vez los packers están activados, dan peso y abren la válvula hidraulica.

Arreglo típico de una prueba DST con sistemas inflables.

6.2. En agujero entubado (convencional). Se corre cuando se ha cementado la tubería de producción, los disparos son realizados antes de bajar las herramientas de prueba o, pueden formar parte de la sarta, si es asi, los disparos deben ser realizados en condiciones de sobrebalance.Estas pruebas se realizan en pozos con alta presión, desviados o profundos, mayormente, se utiliza la tubería de perforación.

El packer es armado , bajado y anclado. La forma de anclar varia, se aplica torque a la derecha y peso ,o , desenganchar una ranura “J”; al aplicar peso, las cuñas mecánicas se enganchan en las paredes del casing , abre la válvula hidráulica y aislar la zona debajo del packer .

Arreglo típico de una prueba DST convencional en agujero revestido.

6.2.1. En agujero revestido con herramientas activadas por presión.Se utiliza un ensamble de fondo, cuyas herramientas son activadas con presión, es la mejor opción en equipos offshore o pozos muy desviados. El packer es anclado convencionalmente, la válvula de prueba esta equipada con un ensamble que neutraliza las presiones hidrostáticas del fluido de perforación. Otra herramienta es una cámara cargada con N2 que conserva la válvula cerrada, luego de anclar los packers se presiona el anular para abrir la válvula y permitir el flujo, para cerrar esta válvula se libera esta presión.Todas estas herramientas son operadas con cable.

7. DATOS OBTENIDOS

Los datos obtenidos de la prueba DST son:

Caudal en superficie ,Q, (Bbl/dia). Muestra de fondo (GOR,API,Viscosidad). Presencia de agua (determinación de la salinidad y Resistividad,

% de agua). Valores de la presión inicial y final de los periodos de flujo. Presión máxima del almacén, presión virgen estabilizada o

extrapolada. Temperatura del almacén. Valor de la pendiente de subida de presión (método de Horner) Tiempos de flujo Tiempos de cierre. Carta de presión – tiempo.

También, durante y después de la prueba se puede obtener:

Transmisibilidad. Permeabilidad efectiva del almacén. Daño “Estimated Damage Radio” (EDR). La altura potenciometrica. Índice de productividad. Heterogeneidades del almacen. Barreras de permeabilidad.

8. POSIBLES PROBLEMAS.

Mal desempeño mecánico de los tubulares de la sarta utilizada. Daño al packer debido a la presión de choque impuesta a la

formación cuando es expuesta a tubería vacia. Presiones de surgencia debido al movimiento de la tubería y al

anclaje del packer.

BIBLIOGRAFIA

http://modelaje-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2008/02/drill-stem-test-pruebas-de-presin-dst.html

http://es.scribd.com/doc/57161533/Pruebas-de-Formacion

La IMPORTANCIA de bajar el arreglo DST, es determinar si se baja la cañería de producción, siempre y cuando el pozo produzca ,ya que esta cañeria representa del 15 al 20% del costo total del pozo.

http://es.scribd.com/doc/38854031/8-PRUEBAS-DST

http://dc360.4shared.com/doc/8XBfROma/preview.html