Dst Presentacion General De Testing 5bo2b

PRUEBAS DE FORMACION DST

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

yacimiento

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

Asentando empacadura en hueco abierto

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

Hueco revestido zona de interes perforada con T

Doble empacadura para aislar zonas sin interes

ELEMENTOS BASICOS DEL DST

Pc SISTEMA DE CIRCULACIÓN y CONTROL SISTEMA DE CIERRE EN FONDO SISTEMA DE SELLO ( EMPACADURA )

Ph

SISTEMA DE ADQUISICION

Yacimiento

Pf

Pc < P f < Ph

OPERACIONES BASICAS UNA VEZ BAJADA LA SARTA DE PRUEBA Y APERTURA (Inicio deSE la PROCEDE Prueba) ASENTADA LA EMPACADURA, ABRIR LA VALVULA DE CIRCULACION PARA DESPLAZAR EL FLUIDO DEL COLCHON Y ASI ALIGERAR LA COLUMNA SOBRE LA FORMACION .LUEGO SE CIERRA LA VALVULA DE CIRCULACION.

Válvula de circulación Válvula de Prueba

Ph

Sensores Empacador

Pf

SE PROCEDE A ABRIR LA VALVULA DE PRUEBA PERMITIENDO EL FLUJO DEL PETROLEO A TRAVES DE LA TUBERIA HACIA LA SUPERFICIE. . DESPUES DE UN PERIODO ESTABLECIDO ( DE LIMPIEZA ) LA VALVULA DE FONDO SE CIERRA .PRODUCIENDO UN INCREMENTO DE LA PRESION DE FORMACION BAJO ESTA. ESTE CIERRE ES REGISTRADO POR LOS SENSORES DE PRESION Y TEMPERATURA. DICHO PERIODO ES DENOMINADO BUILD UP. POSTERIORMENTE LA VALVULA SE ABRE NUEVAMENTE Y EL PERIODO DE FLUJO SE REPITE SEGUIDO DE OTRO CIERRE CON LA FINALIDAD DE DETERMINAR LOS PARAMETROS DEL YACIMIENTO.

OPERACIONES BASICAS II CIERRE ( Termino Prueba DURANTE LOS PERIODOS DEde FLUJO CON) LOS EQUIPOS TEMPORALES DE SUPERFICIE.: ES POSIBLE OBTENER INFORMACION DE CAUDALES DE PRODUCCION, CANTIDAD DE GAS, PRESION Y TEMPERATURA DE CABEZA, ASI COMO MUESTRAS DEL FLUIDO. Válvula de circulación ABIERTA Válvula de Prueba

Ph

Sensores Empacador

Pf

UNA VEZ DEFINIDO EL FINAL DE LA PRUEBA, SE CIERRA LA VALVULA DE FONDO, Y SE PROCEDE A ABRIR LA VALVULA DE REVERSA ATRAVES DE LA CUAL SE DESPLAZAN LOS FLUIDOS DE LA FORMACION DE LA TUBERIA DE TRABAJO. UNA VEZ VERIFICADO HOMOGENIDAD EN EL FLUIDO DE CONTROL, SE PROCEDE A DESANCLAR LA EMPACADURA. CIRCULACION DIRECTA DE TODO EL VOLUMEN ES REALIZADA PARA ASEGURAR CONTROL DE POZO Y VERIFICAR QUE NO EXISTAN CAPAS DE GAS EN EL SISTEMA.

RESUMEN DE OPERACIONES POZO HELECHO No. 1 DISPARO T APERTURA Y CIERRE DE PCT 1720 OPERA PORT ABRE PCT 1700

1680

ANCLA EMPACADOR

DISPARAN PISTOLAS

DETONACION DE CANONES

PSI

1660

1640 CIERRA PCT 1620

1600

FLUJ O POR 1/4"

1580

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

REQUERIMIENTOS UTILIZAR DST • CONDICIONES PARA ESTABLES DELELAGUJERO Y EN HUECO ABIERTO Y BAREFOOT GEOMETRIA REGULAR, PARA OBTENER UN BUEN SELLO (Hueco Abierto) • QUE EL INTERVALO EN DONDE SE COLOQUE EL EMPACADOR SEA DE UNA FORMACIÓN ESTABLE LA CUAL TAMBIÉN SOPORTE LA PRESIÓN DIFERENCIAL ENTRE LA TUBERIA DE TRABAJO Y EL ESPACIO ANULAR. (Hueco Abierto) • EVITANDO PELIGROS DE COLAPSO DE LAS FORMACIONES, LA EVALUACION ESTA CONDICIONADA A PERIODOS PEQUENOS DE FLUJO Y BAJOS DIFERENCIALES CONRESPECTO A LA PRESION DE LA FORMACION (HUECO Abierto y Barefoot) CON ESTE TIPO DE PRUEBAS SE OBTIENE: ASENTANDO EN AGUJERO DESCUBIERTO Y O PRUEBA BAREFOOT

• UNA MUESTRA DEL FLUIDO A CONDICIONES DE FONDO. • ESTIMACIÓN DEL GASTO PRODUCIDO • •LA EL NO DAÑO Y LADE PERMEABILIDAD LA Pws, PRUEBA EXCEDE 24 hrs EN EL FONDO • DEPENDIENDO DE LA PERMEABILIDAD , SE PODRIA DETECTAR FALLAS GEOLOGICAS.

EQUIPO UTILIZADO EN LAS PRUEBAS DE FORMACION DST

Valvula de Cierre en Fondo PCT • • • •

•

•

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

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

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

Válvulas de Reversa y Circulación • SHORT(SHRV) – Válvula de reversa operada por presión anular (Disco de Ruptura) –Se utiliza en la etapa final de la prueba para el control del pozo – La Presión anular rompe el disco de ruptura. Abriendo puertos que comunican el anular con la tuberia. –No puede volver a cerrarse.

Válvulas de Reversa y Circulación • MCCV – Válvula de reversa / circulacion de varios ciclos – Operada por ciclos de presion de tuberia, abre luego de cierto numero de ciclos (6 o 12) en posicion de reversa. – La aplicación de otro ciclo cambia su posicion a desplazamiento directo. – No es afectada por la operación de las otras herramientas, con presión en el espacion anular – Permite desplazar colchon de fluidos para aligerar la columna, fluidos de estimulacion como acido, y fluidos de control del pozo

Herramientas Adicionales • Martillo Hidraúlico – Provee golpes hacia arriba en caso de que la empacadura no desancle facilmente – Opera por Tensión aplicada en superficie – Fullbore 2-1/4”

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

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

Herramientas Opcionales • SBSV – Válvula de bola de seguridad adicional durante la prueba – Permanentemente cierra el pozo con presión en el espacio anular al romper un disco de ruptura – Fullbore 2-1/4”, corta linea y cable 0.23”

EQUIPO UTILIZADO EN LAS PRUEBAS DE FORMACION DST

Valvula de Cierre en Fondo PCT • • • •

•

•

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

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

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

Válvulas de Reversa y Circulación • SHORT(SHRV) – Válvula de reversa operada por presión anular (Disco de Ruptura) –Se utiliza en la etapa final de la prueba para el control del pozo – La Presión anular rompe el disco de ruptura. Abriendo puertos que comunican el anular con la tuberia. –No puede volver a cerrarse.

Válvulas de Reversa y Circulación • MCCV – Válvula de reversa / circulacion de varios ciclos – Operada por ciclos de presion de tuberia, abre luego de cierto numero de ciclos (6 o 12) en posicion de reversa. – La aplicación de otro ciclo cambia su posicion a desplazamiento directo. – No es afectada por la operación de las otras herramientas, con presión en el espacion anular – Permite desplazar colchon de fluidos para aligerar la columna, fluidos de estimulacion como acido, y fluidos de control del pozo

Herramientas Adicionales • Martillo Hidraúlico – Provee golpes hacia arriba en caso de que la empacadura no desancle facilmente – Opera por Tensión aplicada en superficie – Fullbore 2-1/4”

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

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

Herramientas Opcionales • SBSV – Válvula de bola de seguridad adicional durante la prueba – Permanentemente cierra el pozo con presión en el espacio anular al romper un disco de ruptura – Fullbore 2-1/4”, corta linea y cable 0.23”

Herramientas Opcionales • PTV –Válvula de bola que normalmente esta cerrada, y es usada para probar la sarta o mantener un colchón. –También es útil en las pruebas de Producción –Queda permanentemente abierta al romper el disco de ruptura –Fullbore 2-1/4” al abrir

Herramientas Opcionales • FASC-D –

Permite tomar una muestra de fondo, del fluido en la tubería, en cualquier momento durante la prueba – Operada por presion en el espacion anular al romper un disco de ruptura. – ID 1 7/8” “D” (en Venezuela) FASC-E, ID 2 ¼” – Muestras de calidad PVT de 600, 1000 ó 1200 cc

• HOOP

– Permite mantener la válvula PCT abierta sin presion anular al llegar al su ciclo de Hold-Open – Permite colocar fluidos / ácido hasta abajo del PCT – Permite circular completamente por debajo de la PCT – Permite quitar la presion anular y mantener la PCT abierta durante trabajos con cable para mayor seguridad

• Junta con Traza Radioactiva

– Permite correlacionar los canones T con un registro de Rayos Gama

• IRIS –

NUEVA GENERACION DST

Válvula de cierre en fondo y válvula de circulacion en una sola herramienta – Operada por pulsos de baja presión en el espacion anular – Pulsos detectados por un sensor de presión en la herramienta – Cuenta con un microprocesador que verifica la secuencia de pulsos y transmiste vía sistema electrónico e hidraúlico permitiendo abrir o cerrar las válvulas dependiendo del tren de pulsos de presion recibido desde la superficie – Permite el uso de mandos automáticos para optimizar la operación – Su Diseño hidraúlico no permite la contaminacion por lodo, asegurando menos posibilidad de fallas – La operación de la herramienta es independiente de las condiciones de presión, temperatura o desviación en el fondo – Todas las operaciones de la herramienta estan grabados en su memoria, lo cual puede ser leído en superficie al final del trabajo – Fullbore 2-1/4”, compatible con DataLatch, y herramientas del sistema PCT

RECOMENDACIONES DE SARTAS DE PRUEBA

Resumen de Sartas Propuestas MFE

PCT

Juntas de Deslizamiento

Juntas de Deslizamiento

SHORT de Reversa

SHORT de Reversa

SHORT de Reversa

MFE Cierre de fondo

Registradores de fondo

DataLatch PCT/PORT Cierre de fondo

Junta de Seg’d Emp. Bobtail

Anclas perforadas

Junta de Seg’d Emp. Positrieve

Juntas de Deslizamiento

SHORT de Reversa

SHORT de Reversa

DataLatch

SHORT de Reversa

IRIS Cierre de fondo De Circulacion

Martillo Junta de Seg’d

SBSV de un Cierre de fondo PTV de probar TP Martillo Junta de Seg’d

Amortiguador Soltador Cabeza Disparo

Cabeza Disparo

Pistolas T

PTV Juntas de Deslizamiento

SHORT de Reversa PTV de probar TP

Sondas memoria

Sondas memoria

Emp. Positrieve

Amortiguador Soltador

Pistolas T

SBSV

Juntas de Deslizamiento

MCCV de Circulacion

Martillo Martillo

IRIS

Emp. Positrieve

Amortiguador Soltador Cabeza Disparo

Pistolas T

Martillo Junta de Seg’d Emp. Positrieve

Amortiguador Soltador Cabeza Disparo

Pistolas T

ADQUISICION DE DATOS DE FONDO DataLatch

Adquisición de Datos en Tiempo Real Sistema DataLatch

LDCA LINC Sonda lectura anular

• DGA (portaregistradores) con capacidad de 4 sondas • DLWA esta conectada arriba del DGA y permite la comunicacion para lectura en tiempo real de las 4 sondas en el DGA (redundancia total)

DGA

• LINC permite comunicacion con el DLWA con Unidad

Sonda

de wireline

lectura Bajo PCT

PCT

cerrada

• Fullbore 2-1/4” • Sondas pueden leer por debajo o por arriba de la válvula PCT o la presion anular • No hay conexion eléctrica entre el LINC y LDCA • Información transmitida del LDCA al LINC por un acoplamiento inductivo

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

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

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

Sensores de Alta Resolución • Mejor medición de presión en terminos de ruido,precisión, resolución, estabilidad y respuesta dinámica • Medicion de presión y temperatura en un punto del mismo cristal de cuarzo (no en cristales separados) ESPECIFICACIONES

CQR

WTSR-A

• No hay error por corrección de temperatura TIPO DE SENSOR

CUARZO

RANGO DE PRESION

SAFIRO

16,000 psi

RANGO DE TEMPERATURA

20,000 psi

177 Oc

190

oC DIAMETRO EXTERNO LONGITUD Max. DE DATOS QUE SE ALMACENAN

1.2 28

in

1.2

cm

27

400,000 ( 1Mbytes )

in cm

480,000 (1 Mbytes)

DURACION DE BATERIA

8/50 DIAS

50 DIAS

PRECISIÓN DE PRESIÓN

1.0- 2.5 psi

+ - 0.5 psi

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

0.01 psi

0.05 psi

1.5-2.0 psi 0.5 0.01

1 psi/semana oC oC

+ - 0.08 oC 0.001 oC

SISTEMA DE DISPAROS T

Sistema de Disparos T Cabeza de Disparo

• Presión Diferencial (No recomendada) • Presión Absoluta • Barra Redundancia

Pistolas T • HSD 4 1/2” y HSD 7” (recomendado) • HSD 4 5/8” (alternativa) • HSD 4.72” (depende de la presión esperada)

HDF-DA

Seguridad con Sistema T Uso restringido de explosivos primarios • •

solamente en la cabeza de disparo detonación accidental muy dificil porque no hay explosivos primarios en las conexiones de canon a canon

Espaciador de seguridad •

un espaciador de 3 metros minímo por encima de las cargas asegurando que estas estarán por debajo de la mesa rotaria al conectar la cabeza de disparo

Disparo de arriba hacia abajo • •

la cabeza de disparo siempre se conecta al útimo personal no expuestos a canones armados durante la introducción o recuperación de la tubería

Presión hidrostatica minima para disparar •

normalmente más de 500 psi, cabeza muy segura en

Pistolas T Cañon

Carga

Penet.

Hueco

Presion

Temp.

Diametro

Dens.

Fase

(in)

Ent. (in)

Max.(psi) Max. (oC) Max.(in.)

Disp.

(grados)

4-1/2

34JL UJ HMX

28.6

0.34

12,000

200/150

4.77

40

135/45

4-1/2

PJ4505 HMX

54.1

0.42

12,000

200/150

4.74

16

72

4-5/8

PJ4505 HMX

54.1*

0.42*

17,000

200/150

16

72

4.72

PJ4505 HMX

54.1*

0.42*

20,000

200/150

4.89

16

72

7

PJ4505 HMX

54.1*

0.42*

10,000

200/150

7.04

40

135/45

7

PJ4505 HMX

54.1*

0.42*

10,000

200/150

7.04

46

140/20

* Estimado de los datos API del cañon de 4-1/2” Cañones recomendados

Cabeza de Presion Diferencial •

•

•

• •

Este sistema utiliza la diferencial de presión entre el anular por encima del empacador, y la presion por debajo del empacador (rathole) para disparar los cañones Generalmente la presión es aplicada por el espacio anular después de abrir la válula de fondo Permite facilmente aplicar una presión de bajo balance sobre la formacion con un colchon parcial Sistema ‘fullbore’ permite soltar los cañones al disparar Muy seguro porque no hay presion diferencial sobre la cabeza hasta asentar el

Especificaciones: DPF Diametro Externo (pulg.)

3-1/8

Longitud(pulg.

23.1

Rango de presion differencial (psi) 500 to 12000 Presion minima en ‘Rathole’ (psi) No Dispara 600 Todo Dispara 800 Presion Diff. Maxima (psi)

20000

Temperatura Maxima (ºC)

200

Cabeza de Presion Diferencial

Cabeza de Presión Absoluta •

• •

•

Activada por presion de tuberia, posee una camara de aceite para dar un tiempo de espera antes de detonar. De esta manera se puede desahogar la presion aplicada para activar la cabeza, detonando los canones bajo-balance Tiempo de retraso de minutos a horas Compatible con las otras cabezas de disparo permitiendo redundancia Es necesario llenar la tuberia, o usar nitrogeno si se requiere un colchon

Especificaciones: HDF Diametro Externo (pulg.)

1.38”

Rango de presion absoluta (psi) 500 to 25000 Presion minima en ‘Rathole’ (psi) No Dispara 150 Todo Dispara 300 Presion Maxima (psi)

25000

Temperatura Maxima (ºC)

200

Cabeza de Presion Absoluta

Cabeza de Disparo con Barra •

• •

•

•

Para pozos con desviaciones menor que 55 grados Ideal para pozos verticales Compatible con las otras cabezas de disparo permitiendo redundancia Puede bajar barra con linea de acero cuando los cañones estan en profundidad Permite mantener una presion de bajo balance sobre la formacion con

Especificaciones: BHF Diametro Externo (pulg.)

1-1/4

Presion minima de operacion (psi) No Dispara 150 Todo Dispara 300 Presion Maxima (psi)

20000

Temperatura Maxima (ºC)

200

Cabeza de Disparo con Barra

Cargas •

PowerJet 4505 - Mejor de su clase – 54.1 in. PEN, 0.42 in. EH (4 1/2-in., 5 spf, 72° ) – –

4 1/2-in. , 4 5/8-in. , 4.72-, 5-in. HSD guns (5 spf, 72° ) 7-in. HSD gun (12 spf, 135° /45° ; 14 spf, 140° /20° )

56.0 54.0 54.1

52.0 50.0 49.3

48.0 46.0

47.3 PowerJet

Ultrajet

Mejor Competidor

Resumen de Canones Recomendados • Para revestimiento de 7” – – – –

T 4-1/2” con cargas Powerjet, 16 Mts , 72o API penetracion de 54.1”, mejor en mercado mas productividad, menos cargas, menos costo mejor respuesta de la formacion al alcanzar la zona no dañada

• Para revestimiento de 9-5/8” – T 7” con cargas Powerjet, 40 M , 135/45o – mejor penetración y productividad del mercado

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

SPAN Programa de Simulacion Cross-Sectional Plot Simulacion del performance de

28

las cargas acorde con las

21

caracteristicas del reservorio 14

7

-28

-21

-14

-7

7

14

21

28

-7

-14 Cement

-21 -28

Formation