Pruebas de Formación

Pruebas de Formación 1.-Generalidades y conceptos: Una prueba de formación o 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. También se obtienen muestras de los fluidos presentes presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus pro piedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también puede realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas. Un DST se procede a realizar durante la perforación cuando: Hay indicios en los recortes, avances rápidos indicando zonas de posible porosidad, testigo impregnado de hidrocarburos, presencia de petróleo o gas en el lodo de perforación, perdidas o ganancias de lodo. Objetivo: A medida que la perforación de un pozo progresa progresa es esencial conocer y asegurarse

de la presencia de fluidos en las formaciones que se atraviesan y por otra parte tener una idea lo más precisa del caudal potencial de los almacenes y su presión estática. El fin de un DST es permitir fluir a los fluidos contenidos en la formación ensayada hacia las varillas de perforación y de estas a superficie en un periodo de tiempo corto y poder con ello determinar la naturaleza de los fluidos contenidos en el almacén y las características esencial del mismo, en condiciones dinámicas: •Naturaleza de los fluidos de formación •Productividad •Permeabilidad de almacén •Presión y temperatura de la formación •Características de las formaciones

2.-Características de las formaciones a ser probadas: Las formaciones en las pruebas de formación (DST) deben tener una permeabilidad y porosidad moderada, en pozo abierto el DST debe usarse en formaciones consolidadas. co nsolidadas.

3.-Tipos de terminaciones o arreglos de prueba: En agujero abierto: 1.- Convencional de fondo 2.- Convencional para intervalos

3.- Con sistemas inflables

En agujero entubado: 1.- Convencional 2.- Herramientas activadas por presión

4.- Aplicación de la prueba DST en agujero entubado y/o abierto: En agujero abierto: 1.-Convencional de fondo: La prueba convencional por definición es aquella que usaempacadores 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 reciprocan do 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. 2.- Prueba convencional 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 una gran distancia del fondo del pozo, se utilizan lastrabarrenas por debajo del empacador, de tal forma que las herramientas de lasarta estén en contacto con el fondo del pozo y los empacadores se localicen en zonas opuestas a la de interés. Los lastra barrenas se utilizan para soportar las cargas compresivas requeridas para realizar la prueba. Los empacadores se anclan bajando la sarta y aplicándoles peso (carga de compresión). La aplicación de peso a la sarta también abre una válvula hidráulica.

3.-Pruebas con sistemas inflables: Cuando se requiere una prueba por arriba del fondo del pozo y las condiciones cercanas a la zona 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 la sarta 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 es operada rotando la sarta de 30 a90 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 quela parte inferior de ésta también rote durante el bombeo hacia el empacador. No se requiere de un dispositivo mecánico de anclajedebido a que no se proporciona peso ala sarta para anclar elempacador. 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. La Figuramuestraun esquema de ladistribución de componentes que conforman la sarta de prueba para un sistema con empacadores inflable.

En agujero entubado: 1.-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 interésantes 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 y, por lo general, se utiliza la tubería de producción en lugar de la tubería de perforación.

2.-Pruebas en agujero entubado con herramientas activadas a 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 presiona el anular a una presión establecida para abrir la válvula y permitir el flujo. Para cerrar la válvula se libera la presión en el espacio anular. Las herramientas operadas con presión están disponibles con diseños internos, los cuales permitenoperaciones con la tubería de producción y las herramientas con cable.

4.1.- Ventajas y desventajas: Bajando a medida que se avanza en la perforación: Ventajas: •Rapidez y economía en cuando a la duración del ensayo. •Contaminación mínima de la formación. •Seguridad de origen de los fluidos.

Desventajas: •Relantización de la perforación. •Posibilidad de instrumentación y posible abandono del pozo. •No tener resultados satisfactorios.

Después de acabar la perforación y entubación: Ventajas: •Alcanzar la profundidad final prevista. •No limitar la duración de la prueba. •Posibilidad de estimulación.

Desventajas: •Precio más elevado. •Interferencia de diferentes capas productoras.

5.- Preparación del pozo, secuencia operativa: Antes de realizar un DST se necesita la colaboración del:

Geólogo: Marca los horizontes a ensayar y fija su posición. Productor: Establece los tiempos de registros e interpreta los resultados. Perforador: Decide si la prueba es realizable según el estado del pozo, garantiza la buena ejecución de la prueba.

Consideraciones antes de un DST: • Características geológicas de la formación a ensayar (cotas, nivel estratigráfico, indicios, etc.) • Características técnicas del pozo (Profundidad final, entubaciones, tipo de lodo, etc.). • Razones para realizar o no el ensayo. • Elección del método (en pozo abierto, straddle packer test, anclado en tubería, etc.) • Profundidad máxima. • Altura a testar. Límite máximo según calidad de los terrenos del pozo y mínimo necesario

para poder disponer los registros y válvulas bajo el packer. • Elección de la zona de anclaje.

Secuencia operativa: Paso 1.- Escariar la última TR con la herramienta adecuada. Paso 2.- Acondicionar el agujero y tomar los registros necesarios (calibración, de coples, litológico, etc.) Paso 3.- Efectuar reunión de trabajo con el personal involucrado, explicando el objetivo de la prueba, las normas de seguridad y asignar tareas específicas para evitar errores durante las pruebas. Paso 4.- Armar el aparejo de prueba y probar hidráulicamente el cabezal de producción y los pre ventores con la presión de trabajo de los mismos. Paso 5.- Bajar el aparejo DST con la válvula principal cerrada, llenar el mismo con el fluido previamente determinado (agua, salmuera, etc.) y probarlo hi dráulicamente (3 veces como mínimo). Paso 6.- Mientras se baja el aparejo, instale y pruebe el equipo superficial (tanque de medición, el separador, el quemador, etc.) Paso 7.- Armar e instalar la cabeza de prueba, las líneas de control y efectuar la prueba hidráulica. Paso 8.- Anclar el empacador siguiendo las indicaciones de la compañía. Paso 9.- Abra la válvula principal:

erre los preventores la TP, lo cual indicará que la válvula ha sido abierta. Cuantifique el volumen utilizado para re presionar. Paso 10.- Abra el pozo al tanque de medición por el estrangulador, hasta que se recupere el volumen de fluido programado (1er. Periodo de flujo). Paso 11.- Proceda a efectuar el cierre de fondo, cerrando la válvula principal mediante el represionamiento del espacio anular. La duración recomendada es de 2 horas. Paso 12.- Abra la válvula principal y efectúe el 2do. Periodo de flujo, midiendo el gasto en el tanque. La duración de este periodo será de 3 horas o el necesario para recuperar el volumen programado. Paso 13.- Antes de analizar este periodo de flujo operar el muestrero. Paso 14.- Efectúe el cierre final desfogando la presión del espacio anular. El tiempo recomendado para este periodo de restauración de presión es de dos veces el periodo anterior de flujo, si se presentó alta productividad y de tres veces si la producción fue baja. Paso 15.- Abra la válvula de circulación y control del pozo por circulación inversa. Paso 16.- Desancle el empacador. Paso 17.- Desconecte la cabeza de prueba y recupere el aparejo de prueba. Paso 18.- Elabore un informe completo de interpretación, recomendaciones y conclusiones de la prueba efectuada.

6.-Eleccion de la zona de anclaje: La tubería ancla consiste generalmente de un conjunto de lastrabarrenas perforados, los cuales permiten la entrada del fluido de la formación hacia la sarta de prueba. Además, desempeña la función de absorber las c argas compresivas cuando se anclan los empacadores. 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.- Tiempo de la prueba: Una vez alcanzadas las formaciones objetivo y si éstas muestran presencia de hidrocarburos, serán probadas para determinar la factibilidad de producción comercial del pozo. La duración de las pruebas depende del tipo de prueba (RFT, DST o de producción), y el número de intervalos que contengan hidrocarburos que requieran de pruebas. La duración de una prueba de formación es estimada en 3 ó 4 días, mientras que la prueba de flujo a superficie dura 4 a 5 días. En el caso de realizar una prueba de flujo a superficie, el equipo consistirá de un distribuidor, una válvula de regulación, un calentador, un separador, un tanque de prueba y una antorcha (flare) o quemador interno.

7.-Prueba de flujos convencionales: El análisis de un pozo productor de gas puede ser dividido en dos regiones de presión: p ozo s de baja a mediana presión y pozos de alta presión. Gran cantidad de la teoría básica de las pruebas y análisis de las mismas, fue desarrollado a partir de las pruebas realizadas en pozos con niveles de presión de yacimiento por debajo de 2500 (lb/pulg2). Con el advenimiento de la perforación de pozos profundos, se ha encontrado que los pozos productores de gas presentan una presión de yacimiento aproximadamente de10000 (lb/pulg2). En estos casos y todos aquellos que presentan presiones por debajo de2500 (lb/pulg2), se debe utilizar métodos convencionales de análisis, así como también la teoría de potencial de gas real para una mejor aproximación. Las principales pruebas convencionales empleadas en el análisis de comportamiento de afluencia en pozos de gas son: • Pruebas de potencial. • Pruebas Isocronales. • Pruebas Isocronales modificadas.

El tipo de prueba a seleccionar dependerá del tiempo de estabilización del pozo, el cual es una función de la permeabilidad del yacimiento. Si un pozo se estabiliza medianamente rápido, se podrá efectuar una prueba de potencial. La experiencia en trabajos de campo ha mostrado que para pozos con diámetro reducido o estrecho es conveniente emplear una prueba isocronal. Para pozos con tiempos muy grandes de estabilización una prueba isocronal modificada resulta más práctica

7.1.- Pruebas Multiflujos: Razones de su uso: 1.-Es a menudo impráctico mantener a rata constante por mucho tiempo para efectuar una prueba de caída de presión completa.2.

2.-Cuando el pozo no se cerró el tiempo suficiente para alcanzar la presión estática antes de que iniciara la prueba de caída de presión.3. 3.-Cuando no es económicamente rentable cerrar un pozo para hacer una prueba de restauración de presión. Ya sea que las ratas sean constantes o no durante periodos los periodos de flujo, existen principalmente 3 tipos de pruebas multiflujo: (a) Rata variable incontrolada (b)Series de ratas constantes (c)Rata de flujo variable con presión de fondo constante. Esta prueba es común en pozos gasíferos produciendo de formaciones muy apretadas

8.-Medicion de la prueba: Con las válvulas de superficie en el dispositivo del DST, es posible tener una secuencia de los periodos de flujo seguidos por los periodos de cierre. Un medidor de presión el dispositivo del DST puede medir presiones durante los periodos de flujo y cierre. Las presiones medidas durante los periodos de cierre pueden ser particularmente importantes para la estimación de las características de la formación así como el producto, permeabilidad, espesor y factor de daño. Esta data también puede usarse par a determinar la posible presión de agotami ento durante la prueba.

8.1.-Tipos de probador: La función del probador es verificar el volumen medido por cada uno de los medidores que conforman un sistema de medición dinámico, realizando una comparación sencilla entre el volumen registrado por el medidor y el volumen certificado del probador. Existen varios tipos de probadores según su principio de funcionamiento: a) Probadores convencionales de tubería o probadores de desplazamiento mecánico. b) Probadores de volumen pequeño. c) Probadores volumétricos o tanques. d) Medidores maestros.

8.2.- Periodo de flujo y cierre: 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). El mejor método para determinar los períodos de flujo y cierre es el monitoreo en tiempo real de comportamiento de la presión.

9.- Interpretación cualitativa de la prueba: El objetivo principal de la prueba DST es el de determinar las condiciones y características de la formación. Con la excepción del tipo de producción, todas las condiciones son registradas como el comportamiento de presión sobre la carta de presión en la sarta de prueba. Para interpretar el comportamiento de esta presión, no solamente deberíamos tener un conocimiento de las herramientas de trabajo, si no se debe tener una considerable experiencia para analizar cuantitativamente las cartas de la prueba DST. Cada cambio de presión sobre la carta muestra una condición de formación, características, o acción mecánica. Es extremadamente importante que se pueda distinguir cada una de estos cambios. Análisis cualitativos pueden indicar las siguientes condiciones: • Presión aproximada del Reservorio • Capacidad de flujo • Permeabilidad • Daño • Zonas de estratos, o capas • Barreras • Depletación del Reservorio • Régimen de Producción

En esta sección discutiremos como evaluamos cualitativamente un DST. Las mayores características de formación están demostradas en el Buildup de presión. Las pruebas de Buildup del DST tienen tres grandes componentes, que son: 1. La inflección inicial 2. La sección curveada 3. La sección derecha o recta 1.- La inflección inicial de la curva desarrollada inmediatamente luego del inicio del periodo de cierre. Esto es influenciado por condiciones cercanas al Wellbore. Específicamente esto es afectado por la compresibilidad de los fluidos o gases en el Wellbore. A menudo es llamado “periodo post-producción”. Eso es, producción continua para aprovechar el Wellbore con un

rango de decremento después que el pozo ha sido cerrado. Esta porción revelaría daño en el Wellbore o capacidad improbable de flujo por estimulación o fracturas naturales. Si un Buildup de presión no es extendido más lejos de la post-producción entonces no es aplicable el Método de Horner. Sin embargo, se puede usar el método de Ramey Curve Fit para determinar las características de la formación. Esta porción del Buildup seria normalmente dibujado debajo de la curva semi estabilizada, línea derecho o gráfico de Horner.

2.- La parte curveada del Buildup indica la razón de presión de reservorio del Buildup en esa área drenada por el periodo de flujo previo. La presión de reservorio, la permeabilidad efectiva promedio y el daño a la formación influyen en la razón del Buildup (curveándolo). Esta presión representa la temprana presión transigente en la formación y usualmente refleja las características de la formación justo más allá del Wellbore, pero esta porción de la curva puede tranquilamente estar influenciada por estas condiciones. Esto es la transición desde el Wellbore a las condiciones de reservorio. 3.- La sección recta de la curva del Buildup es la parte que es tangente a la sección curveada, esto tiene un cambio pequeño en la razón del Buildup. Esta parte de la curva proporciona la mayor evidencia conclusiva de la pendiente semi estabilizada (línea recta ideal) del Buildup. Las condiciones y características de formación pueden determinar desde esta porción de la curva que son completamente independientes de las condiciones del W ellbore.

9.2.- Interpretación cuantitativa de la prueba: Método de Horner: Se analiza presiones transigentes fluyentes y Buildup en DST basados en varias suposiciones respecto a fluidos y propiedades de roca de formación. Estas suposiciones son listados de la siguiente manera: a) El reservorio tiene un área infinita, y el flujo que entra al Wellbore es radial. Pueden existir algunos fracturamientos con aceptables resultados. b) La permeabilidad, porosidad, y el espesor de la roca de formación son bastante uniformes que se pueden expresar Como valores efectivos promedios. c) Los fluidos del reservorio están en una fase simple de compresibilidad constante sobre los rangos de temperatura y presión encontrados. d) Existen condiciones de flujo transigente durante los periodos de flujo de la prueba. En otras palabras, la razón de flujo y el flujo c ausante de la caída de presión son constantes. Las pruebas DSTs son probablemente desviadas de estas suposiciones. Muchos autores continúan desarrollando ecuaciones del DST original de Horner. Sin embargo la mayoría de las ecuaciones modificadas dan aproximadamente los mismos resultados. Para leer propiamente las curvas de Buildup de un DST, podrán leer ellos en instrumentos de variación de tiempo y sus correspondientes presiones del Wellbore. Usando el tiempo de flujo (t) o el tiempo total productivo después del Buildup, graficando (t + t)/ t sobre papel semi logarítmico para cada incremento vs. Presión del Wellbore. Algunos prefieren graficar el Log de (t + t) / t vs. Presión del Wellbore sobre papel de coordenadas En todas las probabilidades, todos estos puntos podrían no fallar sobre una línea recta, entonces, alineará el máximo número de puntos usando las presiones más altas como la mayoría de los puntos significantes. Dibuje una línea recta a través de estos puntos. La pendiente de la línea recta resultante (m) es la caída de presión a través de un ciclo de logaritmo.La presión estática de reservorio extrapolada (Pc) es el valor donde la pendiente del estado semiestable intercepta (t + t)/ t =1. Teóricamente, esto extiende las presiones del Buildup al infinito, donde el tiempo de flujo llega a ser insignificante. Se puede usar estos y otros datos pertinentes para determinar la capacidad de flujo (kh), la permeabilidad efectiva promedio (K), razón de daño (DR), radio de investigación (RI), pr esión

de reservorio estabilizada, y anomalías tale como permeabilidades discontinuas y zonas de capas.

10.-Equipos utilizados en superficie: 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.

Cabeza de control La 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 superficial del flujo; mientras que el swivel 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. Manifold El manifold 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

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

11.- Conclusiones: Las pruebas DST (Drill Stem Testing) proporcionan un método de terminación temporal para determinar las características productivas de una determinada zona durante la etapa de perforación del pozo. Consiste en bajar, con la sarta de perforación, un ensamble de fondo que consiste de un empacador y una válvula operada desde la superficie. Una prueba de DST exitosa es de gran importancia ya que proporciona muestras de los fluidos del yacimiento, una aproximación de los gastos de producción, presión estática del yacimiento, presión de fondo fluyente, prueba de presión de corto tiempo, características de las formaciones, permeabilidad del almacen, etc.