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    amos

    CARRERA : INGENIERA PETROLERA

    DOCENTE : Ing. HERNAN IRIARTE CLAROS

    TEMA :

    DRILL STEAM TEST

    CDIGO

    NOMBRES : CHASQUI HUANCA EFRAIN A8500-6

    MARISCAL RODRIGUEZ AREF A8456-5

    MONTES TINDAL GASTON A

    OSCO VERA ALEX A8886-2

    FECHA : 10-06-2011.

    CURSO : SEPTIMO SEMESTRE4TO AO

    La Paz - Bolivia

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    INDICE

    1. Introduccin

    2. Objetivo

    2.1 Objetivo fundamental

    2.2 Objetivos especficos

    3. Marco Terico..

    4. Equipo utilizado

    5. Secuencia de operaciones de la herramienta.

    5.1Consideraciones Operacionales en Obtencin de Buenos Datos de Presin en

    DST.

    6. Aplicaciones de las pruebas DST.

    6.1En agujero descubierto

    6.2En agujero revestido.

    7. Uso en pruebas buildup y otras

    8. Interpretacin de resultados obtenidos gas, petrleo, caso ideal casos con

    fallas .

    9. Ecuaciones..

    10.Problemas y soluciones.

    11.Anexos..

    12.Bibliografa

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    1.Introduccin:

    En este documento se pretendeprimordialmente conocer todo acerca del DST DrillSteam Test

    prueba de vstago de perforacin, para que nos sirve esta herramienta, cuando y en qu

    condiciones se la puede utilizar, los componentes de esta herramienta, que parmetros de pozo nospermite determinar este herramienta, etc.

    En la dcada de 1950, Schlumbergerintrodujo un mtodo de prueba utilizando formaciones fijas.

    La herramienta de Schlumberger, la formacin de pruebas, puesta en operacin en 1953, dispar

    una carga hueca a travs de una almohadilla de goma que se ha ampliado en el agujero hasta que se

    haya fijado firmemente en el agujero a la profundidad requerida. Formacin flua a travs de los

    fluidos de la perforacin y tubera de conexin en un contenedor ubicado dentro de la herramienta.

    Cuando est lleno, el contenedor estaba cerrado, sellado de la muestra de lquido a la presin de

    formacin. La herramienta fue llevada luego a la superficie, donde podra ser la muestra

    examinada. En 1956, Schlumberger adquiri Probadores de Johnston y sigue llevando a cabo

    pruebas DST en todo el mundo.

    Esencialmente, el DST es una herramienta temporal en la completacin de pozo diseada para los

    propsitos de recuperar muestras de los fluidos de formacin y establecer la probabilidad de la

    produccin comercial. Las presiones son primero grabadas en el DST para acertar la apropiada

    operacin de la herramienta. Como resultado, la primera lectura presin grabada en el dispositivo

    esdesconocida. El reconocimiento del potencial de interpretacin del DST para el comportamiento

    de presin gua rpidamente al desarrollo y al uso de grabadores muy sensitivos a la presin. Las

    grabaciones presentadas en su uso son generalmente de buena calidad.

    El taladro de base del tallo instrumento de medida consiste en un envasador o envasadores, las

    vlvulas o los puertos que pueden abrirse y cerrarse de la superficie, y dos o ms dispositivos de

    registro de la presin. (Un packer o empaquetador es un tapn de expansin que puede ser usado

    para sellar las secciones de al aire libre o bien embalado, para aislarlos de la prueba.) La

    herramienta se baja de la tubera de perforacin de la zona a analizar. El envasador o envasadores

    se establecen para aislar la zona de la columna de fluido de perforacin, y comienza las pruebas de

    medicin.

    http://translate.googleusercontent.com/translate_c?hl=es&prev=/search%3Fq%3Ddrill%2Bstem%2Btest%26hl%3Des%26sa%3DX%26biw%3D1339%26bih%3D569%26prmd%3Divnsb&rurl=translate.google.com&sl=en&u=http://en.wikipedia.org/wiki/Schlumberger&usg=ALkJrhjWz1bLKk23aHgzAfQdeeOAfU5GTghttp://translate.googleusercontent.com/translate_c?hl=es&prev=/search%3Fq%3Ddrill%2Bstem%2Btest%26hl%3Des%26sa%3DX%26biw%3D1339%26bih%3D569%26prmd%3Divnsb&rurl=translate.google.com&sl=en&u=http://en.wikipedia.org/wiki/Schlumberger&usg=ALkJrhjWz1bLKk23aHgzAfQdeeOAfU5GTg
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    2.Objetivos

    2.1 Objetivo fundamental

    Conocer las funciones de la herramienta DST

    2.2 Objetivos especficos

    Describir las caractersticas de la herramienta DST

    Conocer que parmetros de pozo pueden ser estimados con el uso de esta herramienta.

    Conocer la aplicabilidad de esta herramienta

    3.Marco terico

    Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formacin a travs de la tubera de

    perforacin, el cual permite registrar la presin y temperatura de fondo y evaluar parmetros

    fundamentales para la caracterizacin adecuada del yacimiento. Tambin se obtienen muestras de los

    fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la

    determinacin de sus propiedades; dicha informacin se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios

    para minimizar el dao ocasionado por el fluido de perforacin a pozos exploratorios o de avanzada,

    aunque tambin pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimacin de reservas.

    Durante la perforacin, el fluido es bombeado a travs del drillstem (derecha) y fuera de la mecha,

    por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formacin es recolectado a travs del drillstem

    mientras se realizan medidas de presiones.

    La medicin y el anlisis del comportamiento de la presin de la prueba de formacin (DST)

    permiten al ingeniero un prctico y econmico significado para estimar importantes parmetros de

    formacin antes de la completacin del pozo. Una apropiada lectura y interpretacin el DST

    probablemente brinda mayor informacin valiosa por dlar gastado que cualquier otra herramienta o

    registro.

    Las condiciones del pozo no siempre permiten el uso del DST como registro. Sin embargo en esos

    casos dciles, los fluidos de produccin y la informacin de la presin obtenidas son algunas veces

    invaluables. Utilizando algunos mtodos de la presin transiente, el producto Kh y el efecto skin

    pueden ser estimados y por tanto puede ser utilizado para ayudar a planificar efectivos tratamientosde pozo.

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    Esencialmente, el DST es una herramienta temporal en la completacin de pozo diseada para los

    propsitos de recuperar muestras de los fluidos de formacin y establecer la probabilidad de la

    produccin comercial. Las presiones son primero grabadas en el DST para acertar la apropiada

    operacin de la herramienta. Como resultado, la primera lectura presin grabada en el dispositivo

    esdesconocida. El reconocimiento del potencial de interpretacin del DST para el comportamientode presin gua rpidamente al desarrollo y al uso de grabadores muy sensitivos a la presin. Las

    grabaciones presentadas en su uso son generalmente de buena calidad.

    4.Equipo utilizado

    Las sartas utilizadas para realizar una prueba DST estn compuestas bsicamente de herramientas

    de medicin, de control y de muestreo que son colocadas dentro de la sarta de perforacin o de un

    aparejo de produccin de prueba. Estn constituidas generalmente de uno o dos empacadores, que

    permiten aislar la zona de inters, vlvulas de control de flujo, dispositivos de medicin continua

    de presin y temperatura, una cmara de muestreo de fluidos y una tubera ancla que permite la

    entrada de fluidos a la sarta.

    En esta seccin se describe la funcin que desempean en la sarta los principales componentes

    utilizados. Aunque existe en el mercado una variedad de marcas y modelos de herramientas, se

    generaliza el concepto por la funcin que cada componente desempea y por su colocacin en el

    subsuelo o en superficie.Componentes de fondo

    El equipo o componentes de fondo requeridos para realizar una prueba DST deben ser diseados

    para aislar la zona de inters, controlar los perodos de flujo y cierre de la prueba, registrar la

    presin en el interior y exterior de las herramientas, colectar los fluidos en condiciones fluyentes y

    permitir la recuperacin de las herramientas cuando se presenten problemas de pegaduras. Algunos

    componentes adicionales se agregan, en casos de pozos marinos, para permitir la compensacin de

    movimientos y para sacar la sarta en casos de emergencia. A continuacin se describen losprincipales componentes de fondo utilizados para realizar una prueba:

    Tubera de perforacin (tubing)

    Es la sarta de tuberas de perforacin o de produccin utilizadas como medio de conduccin de los

    fluidos a producir y el medio por el cual se bajan las herramientas para activar la prueba del intervalo

    de inters.

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    Lastrabarrenas

    Son los elementos tubulares auxiliares para aplicar peso a la sarta.

    Substituto de circulacin inversa

    Es el componente de la sarta para activar la circulacin inversa proporcionando el medio paradesplazar, mediante el lodo de perforacin, los fluidos producidos a la superficie durante la prueba.

    Puede contener uno o ms puertos de circulacin. Se corre en el pozo con los puertos en la posicin

    cerrada, y permanece as hasta que se colectan todo los datos requeridos de la prueba. Cuando se

    abren los puertos, proporciona comunicacin entre el espacio anular y la tubera de perforacin (o

    tubing). Esta comunicacin, durante la recuperacin de las herramientas de la prueba, es importante

    para:

    Circular y acondicionar el sistema de lodo

    Prevenir reventones

    Servir de lubricacin cuando se presente una pegadura por presin diferencial.

    Los puertos se pueden operar mediante la aplicacin de presin en el espacio anular en pruebas DST

    en agujero revestido.

    Vlvula de control de flujo

    Este componente se utiliza para regular los perodos de flujo y de cierre durante la prueba.

    Se opera ya sea por aplicacin de peso a la sarta, rotando la tubera o bien, aplicando presin en el

    espacio anular. Los perodos de cierre y apertura se limitan a dos o tres, en el caso de activar la

    vlvula mediante el movimiento de la tubera.

    Vlvula hidrulica

    Esta vlvula es un componente de la sarta, que se mantiene cerrada al momento de correrla en el

    pozo con el propsito de mantener la tubera seca, es decir, sin fluido por el interior, o mantener

    cualquier fluido utilizado como colchn dentro de la tubera. Cuando el ensamble es colocado en la

    posicin de inters, la sarta se baja para aplicar peso para asentar el empacador y abrir la vlvula

    hidrulica. La herramienta contiene un dispositivo de retrazo entre tres y cinco minutos para activar

    la apertura de la vlvula.

    Martillo hidrulico

    Esta herramienta es utilizada para proporcionar una fuerza de impacto ascendente a la sarta en el

    caso de que sta llegue a pegarse en el pozo durante el desarrollo de la prueba.

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    Junta de seguridad

    Este componente de la sarta se utiliza para recuperar todas las herramientas arriba de ella, en el caso

    de que la parte inferior quede atrapada o pegada en el pozo. Existen diferentes mecanismos para

    accionar las juntas de seguridad. Algunas se utilizan mediante una conexin a la izquierda, mientras

    que otras tienen una conexin normal a la derecha.

    Empacador

    El empacador utilizado generalmente para una prueba en agujero descubierto es un empacador

    slido de goma. El tipo de goma depende de la aplicacin especfica. 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 compaas de servicio recomiendan usar dos empacadores para garantizar el sello, sobre

    todo en el caso de pozos con problemas en su calibre.

    Tubo ancla

    La tubera ancla consiste generalmente de un conjunto de lastrabarrenas perforados, los cuales

    permiten la entrada del fluido de la formacin hacia la sarta de prueba. Adems, desempea la

    funcin de absorber las cargas compresivas cuando se anclan los empacadores.

    Registrador de presin/temperatura

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    Son los dispositivos mediante los cuales se miden y registran los datos de presin y temperatura. Se

    localizan generalmente por debajo del empacador, cerca del intervalo a probar. Los registradores de

    presin pueden ser internos y externos. Estos ltimos se colocan por debajo de la tubera ancla,

    mientras que los internos se pueden colocar por encima del empacador.

    Substituto igualador de presin

    Este dispositivo permite la comunicacin entre el espacio anular arriba del empacador y la zona

    aislada entre dos empacadores, uno superior y otro inferior. Un tubo de dimetro pequeo se coloca

    desde este substituto hasta el fondo del empacador inferior, pasando por las herramientas de prueba.

    Tal comunicacin proporciona un paso de fluidos, conforme se corre la sarta en el pozo, igualando la

    presin 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.

    Vlvula maestra submarina

    La vlvula maestra submarina es una combinacin de vlvula y un sistema hidrulico, la cual es

    ensamblada y colocada en la sarta de prueba para anclarse en el sistema de preventores. La vlvula

    acta como una vlvula de seguridad y el sistema hidrulico la activa o desactiva para permitir la

    desconexin de la sarta en caso de emergencia en pozos marinos.

    Juntas de expansin

    Las juntas de expansin se agregan a la sarta para compensar los movimientos de las plataformas y

    mantener un peso constante sobre la sarta mientras sta se corre en el pozo. Acta tambin como un

    medio mecnico para absorber la contraccin y dilatacin de la sarta por efectos de la temperatura y

    presin presente durante y despus de la prueba.

    Generalmente se colocan por arriba de las herramientas de prueba y de los lastrabarrenas y por

    debajo de la tubera de la sarta. Al menos dos juntas de expansin se corren normalmente.

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    Equipo superficial

    El equipo superficial requerido durante la ejecucin de una prueba DST est 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 continuacin se describen brevemente sus componentes principales.

    Cabeza de control

    La cabeza de control es una combinacin de swivel y vlvula de control que se localiza en la parte

    superior de la sarta. La vlvula permite el control superficial del flujo; mientras que el swivel

    permite la rotacin 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 vlvula se activa mediante la presin con

    lneas de nitrgeno. Contiene un receptculo para incorporar y soltar barras para activar los puertos

    de los substitutos de circulacin inversa.

    Manifold

    El manifold es un conjunto de vlvulas de control colocadas en el piso del equipo para operar las

    siguientes funciones:

    Tomar muestras de los fluidos

    Colocar estranguladores

    Medir la presin en superficie

    Control adicional de la presin

    Separador

    Lnea de flote

    Mechero

    Es el vnculo directo entre la cabeza de control y el separador, mechero o lnea de produccin.

    Generalmente es diseado en forma de un cuadrado con posiciones para colocar los estranguladoresen ambos lados. En un lado se coloca un estrangulador fijo, pero de tamao variable, mientras que en

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    el otro lado se puede colocar un estrangulador variable. Cuenta tambin con vlvulas de control de

    flujo, de los cuales generalmente se colocan dos en cada lado, para mayor seguridad y control.

    Fig. 1.1 DST

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    5.Secuencia de operaciones de la herramienta

    El DST es corrido bajndolo dentro del pozo en la tubera de perforacin en arreglos de obturadores

    y vlvulas de superficie. Los obturadores son utilizados para sellar el lodo en el espacio anular en el

    intervalo que se correr la prueba, y las vlvulas permitirn que los fluidos de formacin entren a la

    tubera de perforacin. Cerrando las vlvulas una presin de restitucin (pressurebuild up) puede serobtenida. Una presin grabada de fluido entero y secuencia de cierre es obtenida. La siguiente figura

    es un diagrama esquemtico 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.

    F ig 1.2 Secuencia de operaciones de la herramienta

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    F ig. 1.3 registro de presiones DST

    La apariencia de la grabacin de presin de una prueba de formacin se muestra esquemticamente

    en la figura1.3 la seccin marcada A muestra un incremento en la presin hidrosttica del lodo

    mientras la herramienta es bajada al pozo. Cuando la herramienta esta en el fondo, la mxima

    presin de la columna de lodo es obtenida. Haciendo que los obturadores causen compresin del

    lodo en el anular en el intervalo de prueba, un correspondiente incremento en la presin es notada en

    el punto. Cuando la herramienta de prueba es abierta, existe un ingreso de fluido desde la formacin,

    el comportamiento de la presin es mostrada en la seccin C. Luego que la herramienta de prueba es

    cerrada un periodo de presin de restitucin resulta etiquetado en D. El primer flujo y su periodo de

    cierre sonusualmente seguidos por un flujo subsecuente y un periodo de restitucin. Finalmente la

    prueba es terminada y los obturadores son aflojados causando la restitucin de la presin hidrosttica

    del fluido, entonces la herramienta es extrada. El fluido recuperado de la prueba puede ser estimada

    de los contenidos de la tubera de perforacin o de la cantidad recuperada a la superficie si la prueba

    DST es obtenida.

    El mtodo de doble cierre de prueba es el procesamiento ms comn en uso. Los eventos

    involucrados son referentes a los periodos de flujo inicial y de cierre inicial como los periodos

    finales.

    El perodo de flujo inicial es por lo general de a 5 de duracin de 10 minutos y es principalmente con

    el objetivo de permitir a la igualacin de vuelta a la presin de depsito esttica del fluido en la zona

    de infiltracin cerca del pozo.Tanto la presin de la columna de lodo esttico como el ajuste del

    obturados causa que el lodo filtrado sea exprimido en la formacin. El breve perodo de flujo inicial

    es diseado para relevar esta condicin de sobre presin y restaurar la formacin a un estado de

    presin original. El perodo de flujo inicial es seguido por un periodo de cierre inicialen un perodo

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    de aproximadamente 30 a 60 minutos. Este flujo inicial y el cerrado en la secuencia permite una

    buena presin esttica de reservorio

    Al principio del segundo perodo de flujo, la formacin es restaurada a las condiciones inciales y el

    comportamiento de flujo natural de la zona de prueba puede ser obtenido. Este segundo perodo deflujo generalmente corre de 30 minutos a 2 horas ms o menos. La presin final restituida adjuntada

    aumenta, por lo general ligeramente ms largo o al menos igual al segundo perodo de flujo. Es

    comn en reservorios de baja permeabilidad emplear presiones de restitucin an ms largas que

    aumentan para obtener datos interpretables de la presin de restitucin.

    Adems delas comunes pruebas de doble cerrado, es ahora posible controlar pruebas de produccin

    con un nmero arbitrario de flujo y en periodos de cierre.

    5.1 Consideraciones Operacionales en Obtencin de Buenos Datos de Presin en DST

    Varios factores gobiernan la calidad de datos de presin de DST. No slo deben ser considerados los

    parmetros de reservorio directamente que afectan el comportamiento de presin, pero tambin

    preocuparse en la medida de fluido recuperado y los caudales deben ser ejercidos ya que deben saber

    estas cantidades para objetivos de anlisis de presin.

    El ingeniero debera consultar, con sus colegas o con empresas de servicio de DST para ganar

    cualquier conocimiento de una naturaleza general que concierne DST en el comportamiento de una

    formacin en particular. Con frecuencia, muchos de los factores operacionales pueden ser

    averiguados de la experiencia anterior en la misma provincia geolgica. Quizs la consideracin

    primaria en la planificacin de una prueba es el tiempo mximo en el agujero con los instrumentos

    de prueba que pueden ser tolerados por condiciones de perforacin. Si se estima que el fondo el

    tiempo durante la prueba debera ser, digamos, 2 horas, la prueba debe ser planificada en

    consecuencia.

    Por lo general, el primer perodo de flujo sobre un DST debera ser al menos 5 minutos y la inicial

    adjunta en un perodo al menos 30 minutos. Esto normalmente permitir a la extensin de lodo

    atrapado debajo de los obturadores y presionar la igualacin en la zona invadida de modo que una

    estimacin buena de una presin de reservorio esttica pueda ser obtenida. La longitud del segundo

    perodo de flujo (sobre una prueba de doble cerrado) generalmente es dictada por la experiencia y

    condiciones predominantes. Ms dbil "el golpe" en la superficie, ms despacio la rata de afluenciade fluido de formacin y el ms largo el segundo perodo de flujo debera ser. Si carga del fluido de

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    la tubera de perforacin aumenta al punto que la presin hidrosttica de la columna fluida mata la

    entrada, entonces la restitucin final debera ser comenzada inmediatamente. Para pruebas con

    golpes de superficies dbiles en todas partes de la duracin del perodo de flujo, el instrumento debe

    ser dejado abierto ms largo para probar la formacin con eficacia.

    El tiempo final de cierre debera ser al menos igual al tiempo de flujo si una presin exacta

    extrapolada debe ser obtenida y si la permeabilidad cambia cerca del lugar a ser descubierto. La

    permeabilidad de formacin inferior, el ms largo la acumulacin de presin restituida final deseada.

    Para un producto kh de menos de 10 md-pies, tiempos de cierre de al menos 2 horas son

    recomendadas. Para ms alto kh valores, tiempos de 30 minutos a 1 hora pueden ser suficientes.

    Para lecturas de presin exactas, el personal de empresa de servicio debera ser informado de

    condiciones esperadas (incluyendo la temperatura de reservorio estimada y el rango de presin) y los

    objetivos totales de prueba de modo que los relojes apropiados y elementos de presin puedan ser

    seleccionados. La fecha ms reciente en que la bomba de presin fue calibrada en las condiciones

    esperadas debera ser del inters. Antes de la interpretacin de presin habra que evaluar la

    exactitud de los manmetros comparando su presin registrada en varios puntos claves. La presin

    hidrosttica de la recuperacin lquida debera ser calculada y comparada con la presin de flujo

    final

    El volumen de recuperacin lquida debera ser medido con cuidado. Los lquidos se recuperaron,

    tanto separadamente como en mezclas contaminadas, suficientemente deberan ser descritos y

    medidas de densidad tomadas. El flujo de gas sobre pruebas de produccin deberan ser medidas con

    exactitud posible en varios intervalos de tiempo igualmente espaciados a lo largo de los perodos de

    flujo. La rata de recuperacin lquida puede ser estimada en cualquier momento por convirtiendo la

    rata de cambio de presin hidrosttica en la tubera de perforacin a una rata de produccin lquida.

    6.Aplicaciones de las pruebas DST

    Segn el tipo de terminacin realizadalas pruebas DST pueden ser llevadas a cabo ya sea en

    agujero descubierto o despus 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 inters).

    La eleccin de dnde llevar a cabo la prueba se realiza despus de un anlisis de la informacin

    disponible sobre la formacin, generalmente registros geofsicos. La eleccin de cundo realizar la

    prueba depender de las condiciones del agujero. Existen tres tipos de pruebas DST en agujero

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    descubierto y dos en agujero revestido. La diferencia entre ellas consiste en la distribucin y uso de

    los componentes de la sarta utilizada. Esta clasificacin es la siguiente:

    En agujero descubierto:

    - Convencional de fondo- Convencional para intervalos

    - Con sistemas inflables

    En agujero revestido:

    - Convencional

    - Herramientas activadas por presin

    -

    6.1 En agujero descubierto:

    - Prueba convencional de fondo

    La prueba convencional por definicin es aquella que usa empacadores convencionales; esto es,

    empacadores de hule (goma) slido que se expanden y mantienen un buen sello cuando se aplica y

    sostiene peso a travs de la tubera de perforacin. La prueba es realizada cuando el intervalo de

    inters se encuentra muy prximo al fondo del pozo en agujero descubierto. Los componentes de la

    sarta son espaciados para aislar la zona de inters y sta se corre hasta el fondo. Con las herramientas

    el fondo, se aplica peso del orden de 10 a 15 toneladas (soltando el peso de la sarta).

    Esto genera una compresin en el empacador para anclarlo arriba de la zona de inters y, enseguida,

    se abre la vlvula hidrulica. La vlvula de control se cierra para generar un cierre inicial y se abre

    para permitir un perodo de flujo. Dependiendo del tipo de herramienta utilizada, la vlvula de

    control se puede operar reciprocando la sarta, rotando o, en caso de agujero revestido, aplicando

    presin 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 xito de la prueba. Este tipo de prueba debe ser

    corrida cuando las condiciones del agujero son favorables y exista un mnimo de recortes en el

    fondo. La Figura A muestra una sarta tpica para realizar una prueba convencional de fondo.

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    Figura A. Arreglo tpico de una prueba DST convencional en agujero descubierto

    - Prueba convencional para intervalos

    Es una prueba DST realizada cuando la zona de inters se encuentra por encima del fondo del pozo o

    cuando se asla el intervalo de otra zona potencial, la cual queda por debajo del empacador. Este tipo

    de prueba se realiza generalmente cuando el pozo alcanz su profundidad total, el agujero est en

    buenas condiciones y hay varias zonas de inters para probarse.

    La zona de inters se asla con empacadoresstraddles, los cuales no slo aslan la carga hidrosttica

    de la columna de lodo, sino tambin la otra zona de inters. Si la zona de inters no se encuentra a

    una gran distancia del fondo del pozo, se utilizan lastrabarrenas por debajo del empacador, de tal

    forma que las herramientas de la sarta estn en contacto con el fondo del pozo y los empacadores selocalicen en zonas opuestas a la de inters.

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    Los lastrabarrenas se utilizan para soportar las cargas compresivas requeridas para realizar la

    prueba. Los empacadores se anclan bajando la sarta y aplicndoles peso (carga de compresin). La

    aplicacin de peso a la sarta tambin abre una vlvula hidrulica. La FiguraBmuestra la sarta de una

    prueba de intervalos con un tubo ancla en el fondo.

    En esta prueba, los empacadores son anclados arriba y debajo de la zona de inters, estandoexpuestos a diferentes presiones del fluido de perforacin. El superior experimentar una carga de

    fuerza axial proporcional al peso del fluido, mientras que el inferior experimentar una carga axial

    ascendente proporcional al peso original del fluido de perforacin ms los subsecuentes efectos de

    compresin sobre el empacador, fuga de fluidos, etc. Entre los empacadores, la fuerza ejercida es

    igual, pero de sentido opuesto.

    Figura B. Arreglo tpico de una prueba DST convencional para intervalos

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    - Prueba con sistemas inflables

    Cuando se requiere una prueba por arriba del fondo del pozo y las condiciones cercanas a la zona de

    inters son irregulares, un sistema de empacadores inflables es utilizado en lugar del slido como

    parte de la sarta de la prueba. En este caso, no se requiere aplicar peso a la sarta para anclar el

    empacador. La sarta de prueba es armada y corrida en el pozo.Cuando los empacadores alcanzan la profundidad de inters, se rota la sarta para activar una bomba

    de fondo, la cual utiliza al lodo para inflar el empacador. La bomba es operada rotando la sarta de 30

    a 90 rpm por un lapso de 15 minutos, hasta que la presin dentro del empacador sea

    considerablemente mayor que la carga hidrosttica. Un dispositivo de arrastre localizado en el fondo

    de la sarta previene que la parte inferior de sta tambin rote durante el bombeo hacia el empacador.

    No se requiere de un dispositivo mecnico 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 vlvula hidrulica. Cuando termina la prueba, el empacador se desinfla y la sarta se

    recupera.

    La Figura Cmuestra un esquema de la distribucin de componentes que conforman la sarta de

    prueba para un sistema con empacadores inflables.

    Figura C. Arreglo tpico de una prueba DST con sistemas inflables

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    6.2 En agujero revestido:

    - Prueba convencional en agujero revestido

    La prueba DST en agujero revestido se corre cuando el pozo se ha cementado la tubera de

    revestimiento. Los disparos de terminacin se efectan frente al intervalo de inters antes de que las

    herramientas de la prueba sean corridas en el pozo, o bien stas se integran como parte de la sarta de

    la prueba. En este caso, los disparos deben ser efectuados bajo condiciones de sobrebalance. Por

    regla general, las pruebas en pozo revestido son seguras y ms fciles de controlar.

    Estas pruebas generalmente se realizan en pozos con alta presin, desviados o profundos y, por lo

    general, se utiliza la tubera de produccin en lugar de la tubera de perforacin. La Figura

    Dmuestra un ensamble de fondo de la prueba convencional en agujero revestido, el cual incluye

    bsicamente un sistema de empacadores recuperables, directamente colocados arriba de los disparos,

    cuas, y una tubera de cola perforada o ranurada.

    El empacador es armado y bajado a la profundidad de inters, donde es anclado. La forma de anclar

    vara, 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 accin

    hace que las cuas mecnicas se enganchen a las paredes de la tubera de revestimiento. Estas cuas

    soportan el peso de la sarta requerido para comprimir los elementos del empacador, sellarlo en la

    TR, abrir la vlvula hidrulica y aislar la zona debajo del empacador. El peso debe mantenerse

    durante toda la prueba.

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    Figura D. Arreglo tpico de una prueba DST convencional en agujero revestido.

    - Prueba en agujero revestido con herramientas activadas por presin.

    Cuando el pozo est revestido, se puede llevar a cabo una prueba DST con un ensamble de fondo,

    cuyas herramientas pueden ser activadas mediante presin, en lugar de rotar o reciprocar. Esta formade realizar la prueba generalmente es la mejor en equipos flotantes en pozos marinos o en pozos

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    altamente desviados, en los cuales se dificulta precisar el movimiento de la sarta. En la sarta con

    herramientas operadas con presin, el empacador se ancla convencionalmente. La vlvula de prueba

    est equipada con un ensamble, la cual neutraliza las presiones de la hidrosttica del fluido de

    perforacin. Una cmara cargada con N2 conserva la vlvula cerrada. Despus de anclar los

    empacadores, se represiona el anular a una presin establecida para abrir la vlvula y permitir elflujo. Para cerrar la vlvula se libera la presin en el espacio anular.

    Las herramientas operadas con presin estn disponibles con diseos internos, los cuales permiten

    operaciones con la tubera de produccin y las herramientas con cable.

    7.Uso en pruebas buildup y otras

    La teora de anlisis de presin de restitucin, ha sido encontrada para ser aplicable al anlisis de

    datos de presin de restitucin de DST. Las suposiciones bsicas de teora de acumulacin de

    presin - el flujo radial, el reservorio infinito, fluido compresible simpleson imaginariamente bien

    situados a condiciones de DST. En DST corriendo la suposicin de una rata de produccin constante

    a veces es cumplida. Sin embargo, sobre una prueba de recuperacin no suelta lquida, el caudal por

    lo general se disminuye a lo largo del perodo de flujo. Dolanet al. han mostrado que mientras la

    diferencia en la inicial y las ratas de produccin finales en el perodo de flujo antes de la

    acumulacin de presin no es extrema; la rata de produccin media puede ser usada como una

    aproximacin buena en anlisis de restitucin de presin.

    Esto es sobre todo verdadero si la rata de cambio de la rata de produccin con el tiempo es constante.

    En pruebas de recuperacin no liquidas es un caso con frecuencia. La rata media de produccin es

    determinada, dividiendo la recuperacin fluida por la longitud del perodo de flujo. Esto solicita

    tanto acumulaciones de presin inciales como finales sobre una prueba de doble cerrado.

    La conclusin de Dolan et al. es por lo general aceptable como una materia prctica. Odeh y Selig

    han presentado el medio para calcular la rata de produccin apropiada y valores de tiempo fluyentes

    para el empleo en el anlisis de presin de restitucin en cuales el periodo de cierre es precedido por

    un corto, el perodo de flujo de rata variable. El empleo de su mtodo cede la exactitud mayor en kh

    y valores des para casos de tarifa variable.

    La presin de formacin esttica es estimada de la extrapolacin del argumento de Pwf vs. log

    [(t+t)/t] dndetes el periodo de tiempo de cierre y la tes el tiempo siguiente antes de tiempo decierre. Si el perodo de flujo inicial fuera suficiente para relevar efectos de compresin de lodo y

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    permitir a la formacin para expulsar la mayor parte de la invasin de lquido filtrado, la

    acumulacin inicial debera extrapolar a la formacin verdadera la presin esttica. Si no fuera,

    entonces un valor ms alto puede pasar. El valor de presin extrapolado de la segunda curva de

    acumulacin debera ser limpiamente cerca de esto de la acumulacin inicial. Si es

    considerablemente inferior, entonces uno podra concluir que una muy pequea acumulacin habasido probada y que el agotamiento significativo haba ocurrido sobre la prueba. Ya que la inferencia

    de un pequeo depsito est basada en la comparacin de presiones extrapoladas, la importancia de

    determinacin cuidadosa de estas cantidades no puede ser puesta demasiado nfasis.

    Para calcular el productokh de la formacin, la tcnica de la presin transiente en la cual se utiliza la

    pendiente de la restitucin es usada

    Donde m es la pendiente del argumento de acumulacin en psi/cycle. La B y debe ser estimada dealgn tipo de correlacin. El factor skin es determinado por el empleo de la ecuacin para la presin

    suelta inmediatamente antes del cierre

    [

    ]

    Si la rata q hubiera sido constante durante el perodo de tmpano, entonces Pwf sera el valor

    verdadero para el final que fluye la presin. Si la rata no es constante, una mejor aproximacin para

    este valor es el promedio que fluye la presin durante el perodo de flujo, que nosotros deberamos

    llamar pavg.

    F ig 1.4 Ejemplo.Cur vas de resti tucin de presin de DST

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    El cambio de la subdicha ecuacin cede la expresin siguiente para el factor skin

    [

    ]

    Donde m es la pendiente de la curva de acumulacin que sola 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 presin verdadera, final suelta

    Maier present una simplificacin conveniente de la ecuacin de factor skin. l asumi que los

    valores tpicos de e asumieron los valores tpicos de =0.15 pies y rw=0.333. En aquel caso la

    frmula de efecto superficial se hace

    [ () ()]El radio de drenaje transiente durante un DST es tambin de inters. La relacin aproximada es

    Un lmite de depsito a una distancia re del bien ser reflejado en el comportamiento de presin del

    pozo a un tiempo t, estimado de la susodicha relacin. As, el radio de drenaje correspondiente a unat de tiempo es estimado por

    En el caso de flujo multifase la compresibilidad total y la movilidad total del sistema de fluido de

    depsito deben ser substituidas por las cantidades correspondientes solas fluidas como en otras

    tcnicas de anlisis de presin transitorias.

    En el caso de duracin extendida del DST, es a veces posible deducir la presencia de

    heterogeneidades de depsito dentro del radio de drenaje afectado por la prueba.

    6.1 Anlisis de Datos de Presin de Perodo de Flujo de DST

    Para el DST en que el flujo est en rata constante, como la prueba de gas y algunas pruebas del

    petrleo, es posible analizar el comportamiento de presin fluyente mediante mtodos de anlisis dela presin transientedrawdown. Para los casos de permeabilidad baja ms comunes en los cuales el

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    comportamiento de presin durante el perodo de flujo principal es esencialmente un registro de la

    acumulacin en la cabeza fluida en la tubera de perforacin y el caudal no es constante, es posible

    analizar el comportamiento de presin de perodo de flujo que usa mltiples tcnicas de rata.

    Para usar estos mtodos es necesario convertir la subida de presin de la tubera de perforacin a

    ratas de produccin equivalentes fluidas. Esto es logrado, sabiendo la densidad de los fluidosproducidos y el dimetro interno de la tubera de perforacin, por convirtiendo la cabeza fluida a la

    entrada acumulativa como una funcin de tiempo. La pendiente de esta entrada acumulativa contra

    la curva de tiempo es la rata de produccin.

    6.2 DST de Rata Mltiple

    Desarrollos recientes en equipo de toma de muestras han producido herramientas de testeo que

    pueden ser abiertas o cerradas un numero arbitrario de veces sin disturbar al packer. Adems, debido

    las regulaciones de los tamaos de chokes es posible variar las ratas de produccin en DSTs

    fluyentes. Este desarrollo abre una gran cantidad de posibilidades cuando se debe disear un DST.

    F ig 1.5 Registro de presiones DSTfl ujo multi fasico

    La figura 1.5 muestra un registro DST de comportamiento de presin con periodos de flujo mltiple,

    tomado del artculo publicado por McAllister et al. Estos autores mostraron que con un error mnimo

    es posible predecir flujos primarios y periodos de subida de presin y simplemente analizar cada

    subida de presin con la grafica . El anlisis de informacin a partir de estetipo de prueba es del mismo orden de dificultad que la prueba de doble cierre.

    Cundo se debe escoger correr un DST con periodo de flujo mltiple en lugar del convencional

    DST de doble cierre?. El DST de flujo mltiple puede ayudar a sustancialmente reducir el desgaste

    del reservoriocomparando la subida de presin inicial extrapolada y las presiones de la segundasubida de presin. Si las presiones extrapoladas en subidas de presin subsecuentes confirman una

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    pronunciada tendencia hacia abajo,entonces la presencia de un pequeo reservorio puede ser inferida

    sin necesidad de realizar las pruebas nuevamente.

    DTS de flujo mltiple ofrece confiabilidad de los valores calculados del producto y Efecto Skinya que ofrece el clculo de resultados adicionales para su comparacin. Adems, un cambio del

    Efecto Skin en sucesivas subidas de presin puede ser un indicio de si el pozo podra limpiarsecuando sea puesto en produccin permanente.

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    8.Interpretacin de resultados obtenidos gas, petrleo , casi ideal, casos con fallas

    La interpretacin de pruebas, en adicin a la estimulacin de la recuperacin de lquidos, requiere

    interpretacin preliminar de los grficos de presin. Los grficos deben ser examinados

    cuidadosamente, primero para asegurar que la herramienta opera apropiadamente, y segundo para

    verificar las presiones durante la prueba fueron medidas con precisin. La precisin de las medidasdebe ser juzgada comparando las presiones principales con la presin de lodo computada.

    En la figura 7, tomada de un artculo de Black, se muestran las configuraciones tpicas de la grfica

    de presin para un exitoso DST de periodo de flujo simple y para tipos de errores comunes. Los

    grficos de presin siempre deben ser inspeccionados para asegurar la operacin apropiada de la

    herramienta.

    Fig 1.6 Interpretacin de la presin de los tipos de corrida de DST

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    Fig 1.6.1 Interpretacin de la presin de los tipos de corrida de DST

    La configuracin del grafico de presin varia, esto dependiendo de la capacidad productiva de la

    zona que est siendo probada. En zonas de alta permeabilidad, los efectos de flujo crtico podran

    causar el flujo de fluido dentro de la tubera de perforacin a travs del choke de fondo para que sea

    independiente de la presin dentro de la tubera de perforacin. El flujo crtico producir una presin

    casi constante durante el periodo de flujo. Formaciones de baja permeabilidad son normalmente

    reveladas en los grficos de presin debido a presiones fluyentes extremadamente bajas. En la figura

    8 se muestran configuraciones tpicas del grafico de presin para varias condiciones de flujo de

    reservorio.

    En adicin para la interpretacin de DST se presenta una correlacin de gravedad API con

    viscosidad en la figura 9. Esta figura puede ser utilizada para estimar la viscosidad necesitada para

    anlisis de presin DST.

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    Figura 1.7.Correlacin de gravedad API con viscosidad en la

    Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad, etc.)

    En principio, la deteccin de cambios en la transmisibilidad (K.h/) en las cercanas del pozo puede

    ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las condiciones de la

    formacin son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de

    barreras.

    El anlisis de las pruebas DST para la determinacin de la presencia de barrera presenta lassiguientes dificultades:

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    MTODOS DE ANALISISDST Y SUS

    LIMITACIONES

    MTODO DE PLOTEO DE

    HORNER

    Los datos de presion builduppueden ser analizados usandolos mtodos Horner yMDH(Miller-Dyes-Hutchinson). Cuando elespesor de la formacion y laviscosidad del fluido sonconocidos y el periodo decierre es suficiente largo , y siel alamcenje de pozo no esdominante; el ploteo deHorner de los datos builduptiene una seccion de linearecta con pendiente m . elvalor de m es usado paradeterminar cracteristicas de laformacion.

    METODOS DE CURVAS TIPOMATCHING

    si el almacenahe de pozo es significativo ,entonces se usa las curvas tipo de Ramey,

    Agarawal y Martin . Incluye el efecto skinque puede ser usado para el analisis de DST .Este mtodo no puede ser aplicasdo debajo delas condiciones de rata constante y solo puede

    ser usado para verificar la exactitud.

    Curvas Kohlhans tipo matching

    (puede ser apliacado en pozos de petroleo paradetermianr kh/ . este mtodo tiene las

    siguientes limitaciones:

    - usado junto con los resultados del analisisbuildup`que lleva a ujna mejor evaluacion delreservorio.

    - El estimado kh/ durante el periodo de flujoen genral es de corta duracion

    Mtodo de Correa y Ramey

    Correa y Ramey muestran que si la rata deflujo proemdio es cocnocida y t >t ,

    entonces el ploteo de Pwf vs t /[t + t] enla grafica dara una linea recta con una

    pendiente de donde como la permeabilidad dela formacion como el factor skin pueden serdeterminados. La extension de la linea recta

    de t /[t + t] =0 provee la presion inicial,Pi.

    COMPUTADORAMATCHING DST

    particularmente es utilcuando las tecnicas de

    interpretacionconvencional no son

    aplicadas conseguridad.

    Se puede demostrar que la distancia de penetracin es proporcional al tiempo de flujo. Una relacin

    emprica b2=K.t puede ser usada para estimar el rango de penetracin detectable por una prueba

    DST, la capacidad de la formacin (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetracin

    sin el tiempo de flujo adecuado.

    La tasa de produccin no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealida d pueden ser

    causados por una reduccin de la tasa de produccin.

    Las caractersticas del yacimiento no son compatibles con la simplificacin de las suposiciones.

    Cualquier cambio en las condiciones causar una curvatura en la carta.

    9. Ecuaciones, problemas, soluciones

    Los datos de presin de restitucin de DST son analizados de gran manera semejantes a cualquier

    otra prueba de restitucin de presin; a continuacin se muestra algunos mtodos de anlisis de DST

    (los usos de cada mtodo y sus limitaciones.

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    MTODO DE PLOTEO DE HORNER

    Los datos de presiones buildup son analizados como otros datos de presin buildup., en el DST, el

    periodo de flujo es alrededor de la misma duracin que el periodo de cierre, y entonces los datos depresin buildupdeben ser analizados con el ploteo de Horner, Pwf vs log[ (tp + t)/ t] .El valor

    usado para tpes usualmente el largo de el procedimiento de periodo de flujo. Sin embargo si el

    periodo inicial de flujo es muy largo, eso es ms exacto que usar la suma del periodo largo para tp

    para el buildup final. Si el periodo de cierre es suficientemente largo y el almacenaje de pozo no es

    dominante, el ploteo de Horner de Biuildup deber tener una seccin lnea recta con pendiente m, el

    valor de m puede ser para estimar la permeabilidad de la formacin (k) con la siguiente ecuacin:

    El espesor de la formacin h, debe ser el espesor de la zona produccin, si el espesor neto noestdisponible,kh o la capacidad de la formacin es determinada:

    Si muchos parmetros del reservorio no son conocidos la transmisibilidad es estimada:

    El efecto de la restriccin de flujo causado por la zona daada debe ser justificado un anlisis de

    DST. El factor skin es estimado por la siguiente ecuacin emprica:

    ( )

    El trmino es normalmente despreciado cuando >>1 o cuando el factor skin es alto.Zack y Phil Griffin llevan a la anterior ecuacin el concepto de radio de dao (DR) el cual compara

    la rata de flujo observado en el DST (y el flujo de rata terico sin dao (Qt). Una ecuacin para el clculo de DR est basada en el factor skin:

    Si el valor de DR es mayor que 1.0 significa que existe dao, la anterior ecuacin puede ser

    simplificada asignando valores promedios a los parmetros de la formacin (k, . Estoproduce una ecuacin para estimar el radio de dao (EDR):

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    Una ecuacin para el clculo de DR basado en la relacin del factor skin es expresado como:

    La cada de presin skin es calculado:

    La eficiencia de flujo puede ser calculado con la siguiente ecuacin:

    Inicialmente la presin promedio es calculada mediante extrapolacin de Horner , la lnea rectacon el tiempo infinito de cierre (tp+t)/t = 1.Si el caudal varia durante el periodo de flujo, entonces es usado el anlisis multiple tcnico. Odeh y

    Selig un analisi tcnico simplificado que es til para largas variaciones de caudal; cuando esmenor que el tiempo de cierre. El caudal y son modificados por:

    Y :

    * +

    Los valores modificados de son utilizados en el ploteo de Horner.El radio de investigacin durante DST es equivalente a el radio de drenaje, dado por:

    La siguiente ecuacin de Van Poollen es usado para estimar el radio de investigacin de un

    particular DST en un sistema de flujo radial infinito:

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    METODO DE CURVAS TIPO MATCHING

    Usando las curvas tipo matching de Ramey, Agarawal y Martin

    Estas curvas se muestran a continuacin, incluye el efecto skin que es calculado para analizar los

    datos de periodo de flujo DST. En esta figura la razn de presin adimensional es definido como:

    F ig1.8 . Curvas tipo semi log para periodos de fl uj o DST

    Cuando Po es la presin en la sarta de perforacin inmediatamente antes que comience el periodode flujo o por el periodo de flujo final, Po podra ser la presin al final o al inicio del periodo de

    flujo.

    El tiempo adimensional tD est definido por:

    Y el coeficiente adimensional promedio de pozo esta definido por:

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    Para un periodo de flujo DST , el coeficiente promedio de pozo usualmente resulta del nivel de

    liquido en ascenso en la tubera de perforacin, de esta manera:

    Donde: es el volumen por unidad de longitud de la tubera de perforacin esta en barriles por pie(bbl/pie). Los siguientes pasos son usados para analizar pruebas DST usando las curvas tipo Ramey

    et.al

    - La razn de presin siempre va desde cero a uno y es independiente de la rata flujo y de las

    propiedades de la formacin.

    - El ploteo de la razn de presin versus el tiempo logartmico , el tiempo debe estar en

    minutos y trazado en papel semilog

    - Una vez que los datos de campo han sido emparejados en las curvas tipo, ambas curvas tanto

    el real como el sobrepuesto son leidas en un punto similar.

    - Los tres datos que son requeridos son:

    o Parmetro en la curva combinada (match) o El tiempo tM

    o EL punto correspondiente de la curva tipo (La permeabilidad puede ser estimada usando la siguiente ecuacin:

    El factor skin es calculado de parmetros en la curva combinada:

    En el anlisis DST comnmente se reporta el radio de dao, DR:

    Donde la cada de presin skin es calculada con:

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    Usando el mtodo de cur vas combinadas Kohl haaset.al

    Este mtodo puede ser usado en conjuncion con los datos del anlisis buildup.las curvas tipo para

    este mtodo son mostrados a continuacin:

    F ig 1.9. Curvas tipo para anlisis de periodos de fl uj o

    Anlisis del mtodo:

    - El registro de presin durante el periodo de flujo entre la presin inicial y la presin de cierre.

    - Calcular ( vs tiempo; y plotearlo en papel semilog, donde Po es la presinal comienzo.- Obtener el punto combinado (point match), de la curva combinada ( curv match) con

    , encontrar [t]M en minutos correspondiente de los puntos combinados donde T esigual a Kh/

    - Calcular la permeabilidad con:

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    36

    - Con el valor de la curva y con y , calcular el coeficiente promedio de pozo, C:

    *+

    - La porosidad es estimada con la siguiente ecuacin:

    MTODO DDE CORREA Y RAMEY`S

    Correa y Ramey`s muestran que si la rata promedio,

    es conocido y t>

    entonces el ploteo de

    vs en la grafica deber dar una seccin recta con pendiente m cde el cual lapermeabilidad de la formacin y el factor skin pueden ser estimados de la siguiente manera:

    (

    )

    Donde:

    Y:

    ,

    ,

    = rata de flujo antes del cierre, la rata promedio de flujo durante la prueba y el total de

    liquido recuperado, respectivamente.

    La presin inicial puede ser estimada con la siguiente ecuacin:

    EJERCICIOS:

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    Ejemplo 1: Analisis DST por el Diagrama de Horner

    Un DST fue conducido por un pozo de petroleo. La siguiente informacion fue reportada por la

    compaia de DST. Los datos de la presionBuildup son tomados de las tablas 12-1 y 12-2.

    Pozo/Reservorio y datos de presionBuildup son tomados de las tablas 12-1 y 12-2.Determine lo siguiente:

    - Compruebe la validez y consistencia de los datos DST

    - Permeabilidad de la formacion

    - Factor Skin y La caida de presion debida al factor Skin

    - Presioninicial del reservorio

    - Eficiencia de Flujo

    - Rata de dao

    - Radio aparente de wellbore

    - Radio de investigacion

    Table 12-1

    Tipo de prueba = open hole

    Tamao del hoyo= 7.88 in.

    Longitud de la tuberia= 240 ft

    Diametro de drill collar= 45 in.

    Presion del reservorio a la profundidad medida = 2560

    psi

    Presion al final del primer flujo = 371 psi

    Presion del corte final= 1005 psi

    Presion al final del segundo priodo de flujo = 643 psi

    Presion del corte final = 1969 psi

    API= 36.87 API

    ct= 8.0 x 10-6psi-1

    Presion del corte inicial = 2660 psi

    & = 1.215rb/stb

    Vu = 0.0197 bbl/ft andp = 52.78 lb/ft3

    Profundidad total del pozo = 6550 ft

    Densidad del lodo= 7.51b/gal

    Longitud del Collar = 240 ftProfundidad medida = 6549 ft

    Primer periodo de flujo = 6min

    Primer periodo de cierre= 30 min

    Segundo periodo de flujo= 60 min

    Segundo periodo de cierre= 120 min

    porosidad= 16%

    viscosidad=1.OcP

    /z = 17ft

    rw= 0.33 fttp\ = 6min,

    tP2 = 120min

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    Solucion: para analizar una prueba de presionBuildup, deben seguirse los siguientes pasos:- Identificar el MTR y encontrar la pendiente MTR, P1hry P

    * del diagrama de Hornerdelsegundo periodo de cierre (figura12-12).

    - Preparar el diagrama de Horner de las presiones build up del primer y segundo cierreen elmismo papel milimetradomostrado en la figura 12-13.

    - Comprobar la validez y consistencia de los datos DST.

    Gradiente de lodo= (7.5*0.433)/8.33=0.390 pies/psi

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    Presionhidrostatica = 6549*0.390= 2554psi

    La presion inicial del reservorio a la profundidad medida es 2560psi, que se encuentra en acuerdocon Pi=P*=2554psi (presion extrapolada del primer cierre en linea directa) el peso de lodo debe ser:

    Permeabilidad de la formacion:

    Del MTR extrapolado, linea del segundo corte a (tp+t)/t=1

    Utilizando la ecuacin para la permeabilidad.

    El primer valor corresponde ala pendiente (slope) inicial, y el segundo valor corresponde a lapendiente final.

    En general la permeabilidad es determinada del primer corte y puede ser diferente que cuando sedetermina con el corte final

    Factor Skin y caida de presion debida al factor Skin

    Presion inicial del reservorio:

    Eficiencia de flujo

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    Rata de dao

    Radio aparente de wellbore

    Radio de investigacion:

    Ejemplo 2:

    Volver a trabajar el ejemplo 1 utilizando Type Curve MatchingTechniques

    Mtodo de Ramey, Agarwal y Martin

    Mtodo de Kohlhaas

    Solucin:

    Utilizando elmtodo de Ramey, Agarwal y Martin

    La tabla 12-3 muestra los datos de la prueba y resultados de computacion., La figura 12-14 muestra

    los datos del diagrama de la tabla 12-3 emparejados con la figura 12-10

    Primero calcular el coeficiente C:

    Encontrar la permeabilidad de la formacin y el factor Skin usando una escala semilog de datos

    iniciales y finales

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    Utilizando el Mtodo de Kohlhaas: los valores numericos de las curvas son presentadas en la tabla

    12-4 y de forma grafica para varios valores del factor skin.

    Calcular la permeabilidad de la escala de tiempo aparejada con los puntos utilizando la siguiente

    ecuacin:

    La porosidad es:

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    Ejemplo 3 Analisis DST utilizando la tecnica de Correa y Ramey

    Los siguientes datos presion de corte inicial fueron tomados de Ref.16: Rata de flujo antes del corte

    = 175bls/dia, caudal medio durante el flujo inicial = 395 bls/dia, flujo inicial (tp) = 21min;

    o =0.85cp, Bo=1.021 bbl/bls; h=35pies; fluido recuperado total=32.5bls; rw=0.29pies; Ct=4.75*10-

    5psi-1y porosidad =0.12. Estimar la permeabilidad de la formacion y el factor Skin.

    Solucion.-

    La figura 12-16 es un diagrama de los datos del cierre inicial de la tabla 12-5de acuerdo al metodo

    de Correa y Ramey. De esta figura puede ser obtenida la siguiente informacion. Pendiente de la linea

    directa= 488psi/ciclo. Permeabilidad de la formacion estimada y factor skin.

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    10.Conclusiones

    - La medicin y el anlisis del comportamiento de la presin de la prueba de formacin

    (DST) permiten al ingeniero un prctico y econmico significado para estimar importantes

    parmetros de formacin antes de la completacin del pozo.

    - Con la herramienta de DST se puede estimar:

    - La permeabilidad efectiva promedio

    - La presin de reservorio

    - El dao a la formacin (S)- Si existe la presencia de fallas

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    - El potencial productivo kh

    Una apropiada lectura y interpretacin el DST probablemente brinda mayor informacin valiosa

    por dlar gastado que cualquier otra herramienta o registro.

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    11. Anexos

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    12.Referencia Bibliogrfica

    Matthews_&_Russel_-_Pressure_Buildup_and_Flow_Tests_in_Wells

    (Gulf) Oil Well Testing Handbook (2003) conceptos_well_performance.pdf

    DEEP TREK WORKSHOP DISCLAIMER.pdf

    Guia de diseo para pruebas DST

    http://modelaje-de-yacimientos.blogspot.com/2008/02/drill-stem-test-pruebas-de-

    presin-dst.html

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