tesis terminacion dst · 2016. 12. 15. · 2016. 12. 15. · realizan pruebas dst (drill stem...

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMAN

“TERMINACIÓN DST DE UN POZO EXPLORATORIO EN AGUAS PROFUNDAS”

TESIS QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO PETROLERO

PRESENTA: JESÚS EDUARDO AGUILAR PACHECO

ASESORES: ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS (EXTERNO)

ING. ENRIQUE MORFIN FAURE (INTERNO) MEXICO, DF. JUNIO DE 2010

Terminación DST de un pozo exploratorio en aguas profundas 2

DEDICATORIA. El siguiente trabajo presentado esta dedicado a mis padres y hermanos de quienes tuve apoyo incondicional en todo momento, brindaron su confianza, se entregaron y unieron a mí no sólo en este trabajo final sino a lo largo de mi trayectoria estudiantil como alumno de esta institución tan respetable.


AGRADECIMIENTOS. A mis hermanos: Por ser una inspiración para mí, verme como un ejemplo a seguir, este, ha sido y será mi más grande motor que puedo tener en la vida, y que me impulso a concluir mi carrera. A mi padre: Por estar conmigo cuando lo necesite, alentarme y apoyarme para concluir este sueño, además brindarme la seguridad de creer en mí mismo para salir adelante inculcando valores morales destacando la lealtad y honestidad. A mi madre: Por darme el ejemplo de cómo luchar por lo que quiero, arriesgar y dar todo para obtener y lograr mis propósitos. Escucharme y confiar en mí. Darme a manos llenas todo lo que está a tu alcance. Este es el resultado. A la familia Ortega Vargas: Por orientarme y aconsejarme. Brindarme su casa siempre que la necesite con toda la tolerancia y hospitalidad posible. A Juanito que es un amigo leal e inigualable con quien comparto los mismos gustos, diversiones y alegrías. A Maleoni: Por haber hecho de su casa un lugar increíble, donde pasé la mayor parte de mi infancia y educación. Gracias por todo lo que me ha dado abuela. A mi asesor: Por facilitarme la cosas, información y paciencia, además por darme la oportunidad de hacer mi tesis bajo su asesoría.


INDICE. Introducción 7 Objetivos 8 Resumen 9 Abstract 10 Capítulo 1. Terminación DST 1 Definición 12 1.1 Ventajas y características 12 1.2 Objetivos 12 1.3 Diferencias entre terminación DST y terminación

convencional

12 1.4 Condiciones de una prueba exitosa 13 1.4.1 Funcionamiento apropiado de las herramientas utilizadas en

la prueba

13 1.4.2 Condiciones apropiadas del agujero 14 1.4.3 Diseño apropiado de la prueba 14 1.5 Duración de periodos en prueba DST 14 Capítulo 2. Tipos de pruebas DST 2 Pruebas DST 17 2.1 Convencional de fondo 17 2.2 Convencional para intervalos 17 2.3 Con sistemas inflables 18 2.4 Convencional en agujero entubado 18 2.5 Herramientas activadas por presión 19 Capítulo 3. Herramientas de aparejos DST 3 Herramientas de aparejos DST 23 3.1 Pistolas 24 3.1.1 Pistolas bajadas con cable 24 3.1.2 Pistolas bajadas con tubería 25 3.2 Empacador 25 3.2.1 Accesorios importantes considerados como parte del

empacador

26 3.2.2 Funciones principales 26 3.2.3 Elementos principales 26 3.3 Junta de seguridad 27 3.4 Válvula de circulación hidráulica 28 3.5 Martillo hidráulico 29 3.5.1 Operación 29 3.6 Porta sensores externos 29 3.7 Válvula select tester 30


3.7.1 Características y ventajas 30 3.7.2 Operación 30 3.7.3 Secciones 31 3.8 Válvula de circulación definitiva RD 32 3.9 Lastrabarrenas 32 3.10 Juntas de expansión 33 3.10.1 Características 33 3.11 Válvula submarina SSTT 34 3.11.1 Características y ventajas 35 3.11.2 Operación 35 3.12 Válvula retenedora y lubricador de subsuelo 36 3.12.1 Características 36 3.13 Cabeza de prueba 36 3.13.1 Válvulas de la cabeza de prueba 37 3.13.2 Características 38 3.14 Manifold de estrangulación 38 3.15 Sistema de telemetría acústica (ATS) 38 3.15.1 Ventajas 38 3.15.2 Componentes del sistema 39 Capítulo 4. Programa de terminación del pozo exploratorio TAMHA – 1. (Ejemplo real de aplicación) 4 Programa de terminación de pozo exploratorio TAMHA – 1 42 4.1 Nombre del pozo 42 4.2 Objetivo 42 4.3 Tipo de terminación 42 4.4 Ubicación real 42 4.4.1 Pozos marinos 42 4.4.2 Plano de ubicación geográfica 43 4.5 Información del pozo perforado 43 4.5.1 Profundidad total (m) 43 4.5.2 Profundidad interior (m) 43 4.5.3 Estado mecánico actual (grafico) 44 4.5.4 Distribución de tuberías de revestimiento 45 4.5.4.1 Distribución real TR de 30” 45 4.5.4.2 Distribución real TR de 20” 45 4.5.4.3 Distribución real TR de 16” 46 4.5.4.4 Distribución real TR de 13 3/8” 46 4.5.4.5 Distribución real liner de 11 ¾” 46 4.5.4.6 Distribución real liner de 9 5/8” 46 4.5.4.7 Distribución real complemento de 9 5/8” 47 4.5.4.8 Distribución real liner de 7 5/8” 47 4.5.5 Registros en las zonas de interés (programados) 48 4.5.6 Temperaturas reales 48 4.5.7 Hermeticidad del sistema y espacios anulares 50 4.5.8 Trayectoria direccional (tabular) 50


4.5.9 Trayectoria direccional (grafico) 53 4.6 Características de los intervalos programados 54 4.6.1 Características de los intervalos y fluidos esperados 54 4.6.2 Presiones de fondo esperadas 55 4.6.3 Corte de núcleos 55 4.6.3.1 Núcleo No. 1 Intervalo 3704 – 3713 MD (KS) 55 4.6.3.2 Núcleo No. 2 Intervalo 3785 – 3794 MD (KM) 56 4.6.3.3 Núcleo No. 3 Intervalo 3794 – 3803 MD (KM) 56 4.6.3.4 Núcleo No. 4 Intervalo 3883 – 3892 MD (KI) 57 4.6.3.5 Núcleo No. 5 Intervalo 3925 – 3934 MD (JST) 58 4.7 Diseño del aparejo de prueba 59 4.7.1 Distribución 59 4.7.2 Presiones críticas durante los tratamientos programados 62 4.8 Selección del empacador 62 4.8.1 Características del empacador 62 4.8.2 Distribución del empacador y accesorios 62 4.8.3 Aprietes recomendados para el aparejo de producción y

accesorios

63 4.9 Diseño de fluidos de terminación 63 4.9.1 Volumetría del pozo 63 4.9.2 Fluidos de terminación 64 4.10 Diseño de disparos por intervalo 64 4.11 Conexiones superficiales de control 64 4.11.1 Distribuciones de cabezales y medio árbol 64 4.11.2 Arreglo de preventores 65 4.11.3 Presiones de prueba 65 4.12 Tiempos de intervención 66 4.12.1 Distribución de tiempos de la terminación 66 4.12.2 Taponamiento temporal del pozo 67 4.13 Estado mecánico programado 68 4.14 Costos estimados de la terminación 71 4.14.1 Costo integral de la terminación 71 4.15 Características del equipo para la intervención 72 4.15.1 Componentes principales 72 4.16 Anexos 73 4.16.1 Anexo A: Especificaciones de las herramientas DST 73 4.17 Firmas de autorización del programa 76 4.18 Resultados 77 Conclusiones 82 Bibliografía 83


INTRODUCCIÓN. Después de perforar zonas potencialmente productoras de hidrocarburos, las formaciones son probadas para determinar la conveniencia de realizar o no la terminación definitiva del pozo. La primera evaluación de la formación se realiza normalmente mediante la toma de registros en los intervalos de interés y, mediante su interpretación, se determina en forma aproximada el potencial productivo de la formación y la profundidad exacta a la que ésta se encuentra. Después de identificar los intervalos promisorios de producción, por lo general se realizan pruebas DST (Drill Stem Testing) principalmente en pozos exploratorios. Mediante estas pruebas las formaciones de interés se pueden evaluar bajo condiciones de producción, con la finalidad de obtener la información necesaria para determinar la vialidad económica y comercial de un campo o yacimiento, y a su vez, definir el potencial de los pozos posibles a desarrollar, y en base a resultados, definir las correctas terminaciones definitivas. Cada intervalo identificado, se aísla temporalmente para evaluar las características más importantes del yacimiento, tales como: permeabilidad, daño a la formación, extensión, presiones y propiedades del fluido. En caso de existir múltiples zonas con potencial productivo, se procede a efectuar las pruebas DST para evaluar los intervalos de mayor interés. Para lograr lo anterior, se arma una sarta con una variedad de herramientas y accesorios. Aunque existen en el mercado diferentes marcas, la idea común es aislar la zona de interés mediante empacadores temporales que se activan en agujero descubierto o entubado. Enseguida, una o más válvulas se abren para permitir el flujo de fluidos de la formación hacia el interior de la sarta por un tiempo determinado. En esta fase, se obtiene el flujo estabilizado y muestras de los fluidos de la formación. Posteriormente, una válvula es cerrada para obtener la presión de cierre estabilizada. Los medidores que lleva la sarta registran continuamente la presión y el gasto contra tiempo. Finalmente, se controla el pozo, se cierran las válvulas, se desanclan los empacadores y se recupera la sarta. Dependiendo del comportamiento de la formación, los requerimientos solicitados y el éxito operativo de la prueba, su duración puede ser tan corta (algunas horas) o tan larga (días o semanas) que podría haber más de un período de flujo y período de incremento de la presión. La duración de los períodos de flujo y cierre se basan en experiencias de campo o reglas matemáticas de diversos autores. 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 del comportamiento de la presión. Sin embargo, esta opción eleva el costo de la prueba e incrementa el riesgo de ésta y del pozo. Debido a que una prueba DST tiene un costo significativo, se debe asegurar que revele tanta información como sea posible en el menor tiempo.


OBJETIVOS. Presentar a las futuras generaciones de ingenieros petroleros una guía completa, clara y con un ejemplo en un campo petrolero mexicano de lo que es una terminación DST de pozos exploratorios en aguas profundas, especificando cada una de sus partes, funciones y operación. Resaltamos la importancia operativa en cada una de las actividades que se ejecutan en una prueba DST para que la información que de esta emane sea totalmente correcta y que pueda ser utilizada para la aplicación de los modelos matemáticos existentes que nos permitan conocer con mayor precisión la caracterización del sistema pozo – yacimiento.


RESUMEN. Capítulo 1. Terminación DST es una terminación temporal principalmente de un pozo exploratorio en la que se coloca un aparejo recuperable de producción con el objetivo principal de obtener datos e información del yacimiento para la evaluación de sus propiedades y fluidos contenidos en la formación, muestra las diferencias de una terminación DST y una terminación convencional, las condiciones principales de una prueba exitosa y la duración de periodos de una prueba DST. Capítulo 2. Describe los tipos de pruebas DST que existen, las cuales son llevadas a cabo en agujeros con tubería de revestimiento y en agujero descubierto. Existen tres tipos en agujero descubierto (convencional de fondo, convencional para intervalos y con sistemas inflables), y dos en agujero entubado (convencional y herramientas activadas por presión). La diferencia entre ellas consiste en la distribución y uso de los componentes de la sarta utilizada. Capítulo 3. Describe las herramientas y/o componentes utilizados en una sarta para llevar a cabo una terminación temporal DST. Están constituidas básicamente por herramientas de medición, control y muestreo que son colocadas dentro de la sarta o aparejo de producción de la prueba. Así como de que depende su correcta selección. Capítulo 4. Programa de terminación DST del pozo exploratorio TAMHA – 1 en la plataforma semisumergible MAX SMITH equipo 6057 en el municipio de Cd del Carmen, estado de Campeche. El cual es un ejemplo real de una terminación DST en aguas profundas, muestra paso por paso el programa completo indicando desde objetivos hasta resultados de la misma.


ABSTRACT. Chapter 1. DST completion is a temporary completion mainly of an exploratory well in which a recoverable equipment of production with the primary target is placed to collect data and information of the reservoir for the evaluation of its contained flowed properties and in the formation, it shows to the main differences of a DST completion and a conventional completion, conditions of a successful test and the lasting periods of a DST test. Chapter 2. It describes the types of DST tests that exist, which are carried out in cased holes and open holes. There are three types of open holes (conventional basic, conventional for intervals and with inflatable systems), and two cased holes (conventional and tools activated by pressure). The differences among them consist of the distribution and use on the components of the worn string. Chapter 3. It describes the tools and/or components used in a string to carry out a temporary DST completion. They are constituted basically by tools of measurement, control and sampling that are placed within the string or equipment of production of the test. As well as on what is based its correct selection. Chapter 4. Program of DST completion of exploratory well TAMHA - 1 in semisubmersible platform MAX SMITH equipment 6057 in the municipio of Cd. del Carmen in Campeche State. Which is a real example of a DST completion in deep water wells; it shows step by step the complete program going from objectives to results.


CAPITULO 1

TERMINACIÓN DST


1.- DEFINICIÓN. Una terminación DST (Drill Stem Testing) es una terminación temporal principalmente en un pozo exploratorio en la que se coloca un aparejo de prueba recuperable de producción para obtener datos e información del yacimiento, tales como propiedades de la roca y de los fluidos contenidos en la formación, evaluando al mismo tiempo el comportamiento del pozo y potencial del yacimiento a través de las diferentes pruebas de producción. 1.1.- VENTAJAS Y CARACTERÍSTICAS.

• Es un sistema de prueba de yacimientos. • Es un sistema que puede ser operado por presión o por electricidad. • Permite aislar y evaluar diferentes intervalos. • Permite evaluar al yacimiento en forma dinámica y estática. • Permite obtener información de fondo medida a condiciones de yacimiento. • Permite tomar muestras de fondo a condiciones de yacimiento. • Permite obtener datos más precisos del comportamiento y capacidad

productiva del yacimiento. • Permite evaluar y definir el daño así como la necesidad o no de algún tipo

de estimulación. • Permite tener más radio de investigación dentro del yacimiento comparado

con otros métodos de evaluación. • Permite decidir o no la necesidad de una inducción de Nitrógeno (N2).

1.2.- OBJETIVOS.

• Identificar los fluidos de la formación. • Determinar los gastos de producción óptimos. • Determinar parámetros del yacimiento.

� Productividad. � Permeabilidad. � Presión. � Daño alrededor del pozo. � Depletación. � Anomalías de la permeabilidad. � Múltiples zonas.

• Definir la terminación permanente. 1.3.- DIFERENCIAS ENTRE TERMINACIÓN DST Y TERMINACIÓN CONVENCIONAL.

Terminación DST Terminación convencional

Es una terminación temporal del pozo.

Es una terminación definitiva del pozo.

Es llevada regularmente acabo en Es llevada acabo en pozos


pozos exploratorios. exploratorios, de desarrollo y producción.

Se realiza con el propósito de obtener información del yacimiento y

así realizar una evaluación del mismo.

Se realiza con el propósito de transportar, bombear y controlar la producción de hidrocarburos de la

manera más eficiente. Determinar el potencial productor de

los diferentes intervalos del subsuelo.

Obtener producción óptima de hidrocarburos a un menor costo.

Mediante análisis de fondo y superficie (a tiempo real).

Mediante análisis de fondo y superficie.

Independiente de la terminación convencional.

Dependiente de la terminación DST.

Elevado costo. Menor costo. Elevados riesgos (calculados). Mínimos riesgos.

1.4.- CONDICIONES DE UNA PRUEBA EXITOSA. Las condiciones principales para tener una prueba exitosa son:

A. Funcionamiento apropiado de las herramientas utilizadas en la prueba. B. Condiciones apropiadas del pozo. C. Diseño apropiado de la prueba.

1.4.1.- Funcionamiento apropiado de las herramientas utilizadas en la prueba. Los siguientes problemas causan que las herramientas usadas en la prueba funcionen incorrectamente:

• Mal funcionamiento de registradores de presión. • Fuga en la tubería. • Errores humanos. • Falla al asentar el empacador. • Falla en la operación de las válvulas.

Incorporando varios registradores de presión, se resuelve el primer problema potencial; mientras que para el segundo, es necesario probar la tubería a alta presión tantas veces como sea posible. La tercera causa potencial se evita al ser cuidadoso en la planeación y ejecución de la prueba. La falla en el asentamiento del sistema de empacamiento se evita al levantar ligeramente las secciones del intervalo de prueba para localizar el empacador. En general, las fallas en las herramientas que componen la sarta de prueba se evitan utilizando equipos que se encuentren en buenas condiciones.


1.4.2.- Condiciones apropiadas del pozo. Los problemas de acondicionamiento en el pozo son causados por los siguientes motivos:

• Excesivo deposito de sólidos en el fondo, lo cual resulta en un daño al sistema de empacamiento y en pegaduras de la tubería ancla (tubería corta que permite la entrada de fluidos) en el fondo.

• Agujero descalibrado, el cual no permite un buen asentamiento del empacador.

• La reducción de diámetro en algunas partes del agujero no permitirá a las herramientas de la prueba alcanzar la zona de interés.

• Asentamiento inadecuado del empacador. • Taponamiento de las herramientas por los sólidos depositados en el fondo

o presentes en el lodo de perforación. 1.4.3.-Diseño apropiado de la prueba. El diseño inapropiado de una prueba conduce a fallas potenciales. Por varias razones un DST puede fallar, tales como:

• Mal desempeño mecánico de los tubulares de la sarta utilizada. • Por la severidad en la presión de choque impuesta a la formación cuando,

ésta es expuesta a la tubería vacía, y que pudiera dañar al empacador al grado de no sellar. Es factible que se generen presiones de surgencia debido al movimiento de la tubería y al anclaje del empacador, pudiendo causar la manifestación de presiones relativamente altas, muy próximas al agujero en formaciones permeables.

• Importante que los periodos de flujo y cierre de la prueba sean lo suficientemente largos para obtener los resultados apropiados.

• Dispositivos de medición (presión y temperatura) deben ser seleccionados de acuerdo al rango, precisión, resolución y objetivos de la prueba.

• No tener un pozo bien estabilizado antes de la prueba. 1.5.- DURACIÓN DE PERIODOS EN PRUEBA DST. Estos valores son “reglas de dedo”, que se ajustan de acuerdo con las condiciones presentes en el pozo y del comportamiento esperado en el intervalo de interés. En la actualidad se realizan pruebas DST por intervalos de interés y dependiendo de los resultados obtenidos se realizan pruebas de hasta 48 hrs de observación, sin embargo el periodo total de la operación desde el lavado del pozo, hasta los disparos con el tiempo de observación (en algunos casos para tirantes de 1200 m) es en promedio 20 días.


Nota. La tabla anterior muestra los tiempos y periodos básicos, sin embargo en la actualidad se dan tiempos de observación hasta de 48hrs con la finalidad de analizar mejor la información.


CAPITULO 2

TIPOS DE PRUEBAS DST


2.- PRUEBAS DST. Las pruebas DST son llevadas a cabo ya sea en agujero descubierto o después de que la TR ha sido cementada. En agujero descubierto, las pruebas se realizan cerca o en alguna zona aislada arriba del fondo del pozo (intervalo de interés). La elección de dónde llevar a cabo la prueba se realiza después de un análisis de la información disponible sobre la formación, generalmente registros geofísicos. La elección de cuándo realizar la prueba dependerá de las condiciones del pozo. Existen tres tipos de pruebas DST en agujero descubierto y dos en agujero con tubería de revestimiento. La diferencia entre ellas consiste en la distribución y uso de los componentes de la sarta utilizada. Esta clasificación es la siguiente:

• En agujero descubierto. � Convencional de fondo. � Convencional para intervalos. � Con sistemas inflables.

• En agujero entubado. � Convencional. � Herramientas activadas por presión.

2.1.- CONVENCIONAL DE FONDO. La prueba convencional por definición es aquella que usa empacadores convencionales; esto es, empacadores de hule (goma) sólido que se expanden y mantienen un buen sello cuando se aplica y sostiene peso a través de la tubería de perforación. La prueba se realiza cuando el intervalo de interés se encuentra 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, ya ubicadas en esta posición las herramientas, se aplica peso del orden de 10 a 15 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 jalando la sarta, rotando o, en caso de agujero entubado, aplicando presión al fluido en el espacio anular. Es factible utilizar un arreglo en serie de dos empacadores para incrementar la longitud de sello y garantizar el éxito de la prueba, esta se hace cuando las condiciones del agujero sean favorables y exista un mínimo de recortes en el fondo. La figura 1, muestra una sarta típica para realizar una prueba convencional de fondo. 2.2.- CONVENCIONAL PARA INTERVALOS. Es una prueba DST que se realiza 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 esta 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 estén en contacto con el fondo del pozo y los empacadores se localicen en zonas opuestas a la de interés. Los lastrabarrenas 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. La figura 2, muestra 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 interés, estando expuestos a diferentes presiones del fluido de perforación. El empacador superior se somete a una carga axial proporcional al peso del fluido, mientras que el inferior experimentará una carga axial ascendente proporcional al peso original del fluido de perforación más los subsecuentes efectos de compresión sobre el empacador, fuga de fluidos, etc. Entre los empacadores, la fuerza ejercida es igual, pero de sentido opuesto. 2.3.- 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 se utiliza 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 se enciende rotando la sarta de 30 a 90 rpm por un lapso de 15 minutos, hasta que la presión dentro del empacador sea considerablemente mayor que la carga hidrostática. Un dispositivo de arrastre localizado en el fondo de la sarta previene que la parte inferior de ésta también rote durante el bombeo hacia el empacador. No se requiere de un dispositivo mecánico de anclaje debido a que no se proporciona peso a la sarta para anclar el empacador. Una vez activados, los empacadores sirven de ancla para proporcionar peso y abrir la válvula hidráulica. Cuando termina la prueba, el empacador se desinfla y la sarta se recupera. La figura 3, muestra un esquema de la distribución de componentes que conforman la sarta de prueba para un sistema con empacadores inflables. 2.4.- CONVENCIONAL EN AGUJERO ENTUBADO. La prueba DST en agujero entubado se corre cuando en el pozo hemos cementado la tubería de revestimiento. Los disparos de terminación se efectúan frente al intervalo de interés antes de que las herramientas de la prueba sean


corridas en el pozo, o bien éstas se integran como parte de la sarta DST. En este caso, los disparos deben ser efectuados bajo condiciones de sobre balance. Por regla general, las pruebas en pozo con tubería de revestimiento son seguras y más fáciles de controlar. Estas pruebas generalmente se realizan en pozos con alta presión, desviados o profundos y, por lo regular, se utiliza la tubería de producción en lugar de la tubería de perforación. La figura 4, muestra un ensamble de fondo de la prueba convencional en agujero entubado, el cual incluye básicamente un sistema de empacadores recuperables, directamente colocados arriba de los disparos, cuñas, y una tubería de cola perforada o ranurada. El empacador es armado y bajado a la profundidad de interés, donde es anclado. La forma de anclar varía, dependiendo del tipo de empacadores que se utilicen. Lo anterior incluye aplicar torque a la derecha y peso para anclar, o bien, jalando para desenganchar una ranura en forma de “J” que trae el ensamble del empacador, y aplicando torque a la derecha mientras se va soltando peso. Esta acción hace que las cuñas mecánicas se enganchen a las paredes de la tubería de revestimiento. Estas cuñas soportan el peso de la sarta requerido para comprimir los elementos del empacador, sellarlo en la tubería de revestimiento, abrir la válvula hidráulica y aislar la zona debajo del empacador. El peso se debe mantener durante toda la prueba. 2.5.- HERRAMIENTAS ACTIVADAS POR PRESIÓN. Cuando el pozo está entubado, 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 jalar. Esta forma de realizar la prueba es mejor en equipos flotantes en pozos marinos o altamente desviados, en los cuales se dificulta saber con precisión el movimiento de la sarta. En ésta, con herramientas operadas con presión, el empacador se ancla convencionalmente. La válvula de prueba está equipada con un ensamble, la cual neutraliza las presiones hidrostáticas del fluido de perforación. Una cámara cargada con N2 mantiene la válvula cerrada. Después de anclar los empacadores, se represiona el espacio anular a una presión establecida para abrir la válvula y permitir el flujo; para cerrarla se libera la presión en el espacio anular. Las herramientas operadas con presión están disponibles con diseños internos, los cuales permiten operaciones con la tubería de producción y las herramientas con cable.


CAPITULO 3

HERRAMIENTAS DE APAREJOS DST


3.- HERRAMIENTAS DE APAREJOS DST. Las sartas que se utilizan para realizar una prueba DST están compuestas básicamente de herramientas de medición, de control y de muestreo que son colocadas dentro de la sarta de perforación o de un aparejo de producción de prueba (figura 5). Están constituidas generalmente de uno o dos empacadores, que permiten aislar la zona de interés, válvulas de control de flujo, dispositivos de medición continua de presión y temperatura, una cámara de muestreo de fluidos y una tubería ancla que permite la entrada de fluidos a la sarta. En este capítulo se describe la función que desempeñan en la sarta los componentes utilizados. Aunque existe en el mercado una variedad de marcas y modelos de herramientas, se generaliza el concepto por la función que cada componente desempeña y por su colocación en el subsuelo o en superficie. La selección de herramientas DST depende principalmente de:

• Diseño del pozo (inclinación, severidad, profundidad). • Diámetro y peso de la tubería de revestimiento. • Agujero descubierto o entubado. • Presiones de fondo, de trabajo y diferenciales. • Temperatura de fondo. • Tamaño de intervalo. • Tipo de fluido de estimulación y control. • Tipo de plataforma.

Figura 5. Sarta de prueba DST


3.1.- PISTOLAS. Un sistema de disparo consiste de una colección de cargas explosivas, cordón detonante, estopín y porta cargas. Esta es una cadena explosiva que contiene una serie de componentes de tamaño, sensibilidad diferente y es bajado con cable o con tubería. 3.1.1.-Pistolas bajadas con cable El sistema de Disparo Bajado con Cable (DBC) se usa antes o después de introducir la tubería de producción. La ventaja de efectuar el disparo previo a la introducción del aparejo es que se emplean pistolas de diámetro más grande, generando un disparo más profundo. Los componentes explosivos son montados en un porta cargas, el cuál es un tubo, una lámina ó un alambre. Los porta cargas se clasifican en:

• Recuperables (no expuestas) • Desechable (expuesta) • Semidesechables (expuestas)

Recuperables: En los sistemas recuperables, los residuos de los explosivos y lámina portadora son recuperados y prácticamente no queda basura en el pozo. En este sistema no están expuestos los explosivos a la presión y fluido del pozo, lo cual lo hace más adecuado para ambientes hostiles. Desechables: En las pistolas desechables, los residuos de las cargas, cordón, estopín y el sistema portador (porta cargas) se quedan dentro del pozo dejando una considerable cantidad de basura. Una ventaja es que al no estar contenidas las cargas dentro de un tubo, pueden ser de mayor tamaño con lo que se obtiene una mayor penetración. La principal desventaja es que los componentes explosivos están expuestos a la presión y fluido del pozo, por lo que, normalmente, este sistema está limitado por estas condiciones.

Figura 6. Pistolas


Semidesechable: Este sistema es similar al desechable con la ventaja de que la cantidad de residuos dejados en el pozo es menor, ya que se recupera el porta cargas. La figura 6 ilustra diferentes sistemas de pistolas. 3.1.2.-Pistolas bajadas con tubería. En el sistema de Disparo Bajado con Tubería (DBT), la pistola es bajada al intervalo de interés con tubería de trabajo. A diferencia de las pistolas bajadas con cable, en este sistema sólo se utilizan porta cargas entubados, además la operación de disparos se efectúa en una sola corrida, lo cual favorece la técnica de disparos bajo balance. El objetivo fundamental del sistema DBT es crear agujeros profundos y grandes favoreciendo la productividad del pozo. También este sistema es recomendado (si las condiciones mecánicas lo permiten) cuando se dispara en doble tubería de revestimiento, esto con la finalidad de generar una mayor penetración del disparo. 3.2.- EMPACADOR. El empacador es un accesorio empleado para sellar la parte exterior del aparejo de producción y la parte interior de la tubería de revestimiento o de explotación. El empaque es realizado por el elemento de sello que se expande contra la tubería, y el anclaje del mismo es generado por las cuñas. 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. Los empacadores de producción son clasificados como permanentes ó recuperables (figura 7).

• Los empacadores permanentes como su nombre lo indica, quedan fijos a la tubería de revestimiento mediante cuñas de acción opuesta, su recuperación requiere la molienda de los mismos. Este tipo de empacadores fue muy común en las décadas anteriores, sin embargo debido a la necesidad de molerlos para su recuperación, su uso ha disminuido en la industria.


• Los empacadores recuperables son diseñados para ser anclados y desanclados después de cierto tiempo para su recuperación, estos serán acondicionados para utilizarse en una nueva intervención. La función de estos empacadores es prácticamente la misma que la de los permanentes.

Tanto los empacadores permanentes como los recuperables son corridos y anclados con una gran variedad de técnicas, mismas que quedan fuera del alcance de esta guía pues estas técnicas pueden ser fácilmente adquiridas en los catálogos de las compañías de servicios. 3.2.1.- Accesorios importantes considerados como parte del empacador.

• Extensión pulida. Es una extensión pulida del área del cuerpo del empacador que sirve para sellar en conjunto con los sellos multi-V e impedir el flujo entre el empacador y el aparejo de producción.

• Niple de asiento. Es un accesorio que permite alojar dispositivos de control de flujo tales como: tapones, estranguladores de fondo, válvulas de contrapresión, etc.

• Juntas de expansión. Estas absorben las contracciones y elongaciones de la tubería de producción causadas por inducciones, estimulaciones, fracturamientos, pruebas de admisión, así como por efecto del flujo de los fluidos producidos.

• Sellos multi-V. Forman un sello entre la tubería de producción y el empacador aun cuando el aparejo se mueva debido a los efectos de contracción y elongación.

• Zapata guía. Accesorio que facilita la entrada de los sellos multi-V en el receptáculo pulido del empacador.

• Tope localizador. Permite localizar el empacador durante la introducción del aparejo de producción, además evita la entrada de la tubería en el área pulida del empacador.

3.2.2.- Funciones principales.

• Proteger la tubería de la presión del yacimiento y de operaciones tales como estimulaciones ó fracturamientos.

• Evitar el contacto entre los fluidos producidos. • Aislar zonas con daño ó perforaciones re - cementadas. • Mantener un fluido empacador en el espacio anular.

3.2.3.- Elementos principales.

• Elementos de sello. Su función es generar un sello entre el empacador y la tubería de revestimiento. Estos son fabricados de diferentes materiales los cuales pueden ser operados bajo diferentes condiciones de presión y temperatura.


• Cuñas. Se incrustan en la tubería de revestimiento para fijar esta con el empacador y así evitar el movimiento de este, además permiten la aplicación de peso y comprimir el elemento de sello.

• Conos. Sirve como un expansor para forzar las cuñas hacia la tubería de revestimiento, también sirven como soporte a los elementos de sello.

• Cuerpo del empacador. Es una superficie pulida que está en la parte interior del empacador, la cual forma un sello con las unidades de sellos multi-V impidiendo el flujo entre el empacador y el aparejo de producción. Además esta parte mantiene unidos todos los componentes de la herramienta. La figura 8, muestra los elementos principales del empacador.

Figura 8. Elementos principales de empacador

3.3.- JUNTA DE SEGURIDAD. La junta de seguridad es una herramienta de desenrosque de emergencia, activada cuando el aparejo está atrapado y no se ha liberado con golpes de martillo. La junta libera el aparejo y las herramientas por encima de ella (figura 9). La junta de seguridad se instala inmediatamente por encima del empacador. Para su funcionamiento es de rotación a la derecha evitando de esta manera girar la sarta a la izquierda. El torque de ruptura se controla con un perno de ruptura por esfuerzo de corte calibrado a 950 lbf - pie. Posee una camisa de tensión la cual encontramos en diferentes valores: 25,000 – 60,000 lbs.


Figura 9. Junta de seguridad

3.4.- VALVULA DE CIRCULACIÓN HIDRAULICA. La válvula de circulación hidráulica es una herramienta que funciona como un bypass alrededor del empacador o como una válvula para circular el pozo después de terminada una prueba (figura 10). Los puertos de circulación se cierran cuando se aplica peso para anclar el empacador. Estos puertos se abren cuando se le quita el peso.

Figura 10. Válvula de circulación hidráulica


Posee un retardo hidráulico permitiendo que el empacador sea anclado o que los sellos multi-V sean conectados en el empacador de producción antes de que los puertos se cierren. 3.5.- MARTILLO HIDRAULICO. El martillo hidráulico es una herramienta utilizada para ayudar a liberar el aparejo de prueba, en caso de que las herramientas que estén por debajo del empacador estén atoradas (figura 11). El sistema hidráulico completamente cerrado asegura el funcionamiento de la herramienta por largos periodos de tiempo trabajando, además de que reduce el tiempo de operación del equipo de perforación. El tiempo de retardo del impacto es ajustado o calibrado de acuerdo a lo requerido, así como, la cantidad de impacto puede variar dentro de los límites del sistema hidráulico.

Figura 11. Martillo hidráulico

3.5.1.- Operación. Se mantiene en posición cerrada cuando se aplica peso sobre el empacador; se opera con tensión mediante un mecanismo de transferencia de aceite hasta que se dispara y produce el impacto. 3.6.- PORTA SENSORES EXTERNOS. El porta sensor externo es una herramienta utilizada para bajar al pozo sensores mecánicos o electrónicos de memoria que se colocan externamente, estos deberán tener como diámetro externo 1.25”. El diámetro interno de esta herramienta es concéntrico con la tubería de prueba de tal forma que el diámetro interno siempre es el mismo para permitir el paso libre de herramientas con cable o lanzar alguna barra (figura 12). Estos sensores registran la presión interna, la presión anular y la temperatura durante la prueba en condiciones de flujo o cuando se toma la curva de incremento de presiones para la caracterización del yacimiento. Estos porta sensores están diseñados para trabajar en condiciones extremas de presión, temperatura, CO2 y H2S.


3.7.- VÁLVULA SELECT TESTER. La válvula select tester es una herramienta empleada como válvula maestra de fondo que permite realizar múltiples cierres y aperturas en el pozo. Es una herramienta completamente abierta operada con presión en espacio anular. Al aplicar presión la herramienta puede estar abierta en candado y regresar a la posición de operación normal en cualquier momento. La válvula de bola opera independientemente de los cambios de presión de las operaciones tales como acidificaciones y fracturamientos. Esto le da a la select tester mejor compatibilidad y flexibilidad con otras herramientas de prueba (figura 13). 3.7.1.- Características y ventajas.

• Incorpora materiales de última tecnología y procesos haciendo un único sello metal-metal para resistir presión de gas de la formación.

• Sometida a una extensiva prueba de calibración de 5 días a 400 °F y 15,000 psi incluyendo una prueba de 16,500 psi de ruptura y colapso.

• Permite al operador circular a el punto bajo de circulación por debajo de la select tester. Esto facilita operaciones de control de pozos, ahorrando tiempo y dinero.

• Permite al operador correr o recuperar la válvula en posición abierta aumentando la seguridad y maximizando las opciones de control de pozos.

• Máxima flexibilidad durante operaciones de control de pozos, ya que la select tester puede ser operada con el empacador desanclado.

3.7.2.- Operación. Una vez que el empacador ha sido anclado, se aplica presión en el espacio anular para operar esta válvula. Esta crea una presión diferencial que actúa a través de la sección de operación para mover el mandril hacia abajo, permitiendo que la válvula gire a la posición abierta. Para cerrar la válvula, desfogue la presión en el espacio anular. La sección de N2

actúa para mover el mandril hacia arriba, este movimiento hace que la válvula de bola gire nuevamente a la posición cerrada. Para activar el candado, se incrementa 1,300 psi más a la presión normal de operación. Este mayor nivel de presión previene que el mandril de operación se


mueva hacia arriba. En esta posición la válvula de bola permanecerá abierta cuando la presión en espacio anular es desfogada. Para reactivar la herramienta se incrementa nuevamente la presión en el espacio anular a 1,300 psi por arriba de la presión de operación normal. 3.7.3.- Secciones.

Figura 14. Secciones de válvula Select Tester

• Sección de la bola. Es la parte superior de la válvula, donde se encuentra la

bola y el sistema mecánico que permite la apertura y cierre de la misma.

• Sección hidráulica superior. En esta se encuentra el cartucho de poder que provee el área donde actúa la presión para la apertura de la válvula. Una característica de esta sección, es el Collet Spring que requiere de 500 – 700 psi para activarlo y así prevenir movimientos prematuros del mandril de operación.

• Sección cámara de nitrógeno. El nitrógeno actúa como un resorte ajustable

que genera la fuerza necesaria para cerrar la válvula, esta calibrada con la temperatura de fondo, de superficie y la presión hidrostática. El pistón flotante permitirá a la herramienta compensar errores de 10% en su calibración.

• Sección del metering. Está compuesta por la cámara de aceite inferior,

Metering Cartridge y pistón flotante. El cartucho es una restricción de aceite que varía de 2,000 – 14,000 psi dependiendo de los tapones que se instalan en el mismo.


3.8.- VÁLVULA DE CIRCULACION DEFINITIVA RD. La válvula RD es una herramienta que se utiliza para controlar el pozo una vez que este ya ha sido probado. Se opera mediante presión anular, ésta actúa sobre un disco rompiéndolo y desplazando un mandril, abriendo 4 puertos de circulación de 1” para comunicar el espacio anular con el interior del aparejo. La herramienta se compone de tres secciones principales. Consiste de un mandril de fuerza y un disco de ruptura el cual está disponible para un amplio rango de presiones. El disco de ruptura se rompe a una presión predeterminada, permitiendo que la presión anular actúe en un área diferencial sobre el mandril de fuerza, este se mueve hacia abajo y abre un conjunto de puertos de circulación. La sección de circulación consiste de un conjunto de puertos que están inicialmente sellados por el mandril de fuerza, éste, al romperse el disco de ruptura se mueve hacia abajo, permitiendo la comunicación entre el anular y la TP (figura 15). 3.9.- LASTRABARRENAS. Son los elementos tubulares auxiliares para aplicar peso a la sarta durante las operaciones. También son conocidos como Drill Collars. Se fabrican con diámetros exteriores e interiores uniformes y con roscas de sello. La selección de los lastrabarrenas se encuentra en función del diámetro del agujero y tipo de formación, ya sea dura o blanda. Uno de los factores que se deben tomar en cuenta es, que a esta herramienta se le debe dar el apriete adecuado para evitar posibles problemas por un apriete excesivo. Actualmente se tienen en uso dos tipos de lastrabarrenas:

• Acabado de fábrica (liso). Este acabado se denomina convencional, ya que trae la forma tal y como sale de la fábrica, satisface todos los requisitos nominales (figura 16).


• Diseño de espiral. Reduce el área de contacto entre las lastrabarrenas y la pared del pozo, evitando con esto pegaduras por presión diferencial en agujero descubierto (figura 17).

3.10.- JUNTAS DE EXPANSIÓN. La junta de expansión o junta telescópica es una herramienta asociada con los cambios de temperatura, se agregan a la sarta para compensar los movimientos de las plataformas y mantener un peso constante sobre la sarta mientras ésta se corre en el pozo (figura 18). Actúa también como un medio mecánico para absorber la contracción y dilatación de la sarta por efectos de la temperatura y presión presente durante y después de la prueba. Generalmente se colocan por arriba de las herramientas de prueba y de los lastrabarrenas, y por debajo de la tubería de la sarta. 3.10.1.- Características.

• Cada junta de expansión tiene 5 pies (1.52 m) de carrera. • El número de juntas requeridas depende de la temperatura, y efectos de

expansión y tensión esperados. • El peso de la sarta es empleado para determinar la posición de las juntas

de expansión. • Una vez que el peso necesario cae sobre el empacador es registrado en el

indicador y/o calculado con anterioridad, se procede a colocar las juntas de expansión.

Junta cerrada Junta abierta

Figura 18. Juntas de expansión


3.11.- VÁLVULA SUBMARINA SSTT.

La válvula submarina SSTT es utilizada como una válvula maestra temporal durante pruebas de pozos en plataformas semi–sumergibles. Se instala en el conjunto de preventores en el fondo del Mar. La válvula SSTT consiste de dos válvulas normalmente cerradas y un mecanismo de conexión y desconexión (figura 19). La sección de la válvula cierra la tubería de dos maneras diferentes. Cada cierre opera independientemente del otro. La válvula de flapper y la válvula de bola (esférica) se cierran por una carga de nitrógeno respaldada por la fuerza de un resorte, esta carga forza a la bola a cerrar y puede cortar (opcional) cable y es posible que corte tubería flexible de 2” de diámetro exterior con un espesor de 0.125”. Un pequeño retardador de tiempo entre la carga de nitrógeno y los cierres de la bola y flapper permite que el cable o tubería flexible sean recuperados a superficie antes de que cierre. La sección de desconexión consiste de un conector en la sección de la válvula, un pistón de operación para el flapper y un conjunto de sellos. La SSTT posee 4 líneas de accionamiento:

• Línea de control: Controla la abertura de la bola y el flapper. • Línea de balance: Auxilia en el trabajo de la válvula. • Línea de latch: Acciona el sistema de desconexión. • Línea de inyección química: Es una línea para inyectar productos químicos

para los lugares fríos donde hay formación de hidratos. La sección de desconexión está diseñada para desconectar y manejar fácilmente la sarta desde la SSTT en caso de una emergencia. También es rápida y fácilmente reconectada al sistema de control, restablecer las conexiones hidráulicas y la conexión entre la tubería de maniobra con la del fondo del pozo. La desconexión se puede realizar desde superficie por presión hidráulica o girando la sarta a la derecha.


3.11.1.- Características y ventajas.

• La válvula por lo general está cerrada. • Fácil desconexión en caso de emergencia. • Actúa como otra válvula de seguridad. • Mantiene la habilidad de bombear fluido a través de ella en cualquier

momento. • La cámara de nitrógeno incrementa la fuerza de cierre y disminuye el

tiempo requerido para cerrar. • Se puede desconectar aun estando en tensión. • Sistema de sellos redundantes.

3.11.2.- Operación.

Debajo de la válvula, un tubo pulido proporciona el punto de sello en los preventores y un colgador de tubería soporta el peso de la tubería sobre el buje de desgaste. Los preventores hacen sello sobre el tubo pulido, este debe estar por arriba de la línea de matar o estrangular. Esto permite un monitoreo en superficie de la presión en espacio anular y permite establecer circulación en cualquier momento para controlar el pozo en caso de emergencia. En la figura 20, se muestra la instalación típica de las válvulas submarinas dentro del preventor instalado en el lecho marino, las cuales son activadas en caso de emergencia, por mal tiempo en el área y/o aproximación de un acontecimiento meteorológico grave. Las válvulas submarinas son obligatorias en las pruebas de formación DST, donde los equipos son barcos o plataformas semi - sumergibles. Asegurando con esto un cierre seguro del pozo y un desenganche de la válvula para poder mover el equipo si es necesario.


3.12.- VÁLVULA RETENEDORA Y LUBRICADOR DE SUBSUELO. El lubricador/retenedor submarino es una válvula recuperable con tubería (figura 21). La colocación de esta válvula en el aparejo submarino determinará su función, ya sea como lubricador o retenedor submarino. Cuando se utiliza como lubricador, se instala a una determinada profundidad por debajo de la mesa rotaria, en esta posición la válvula funciona como lubricador para herramientas y trabajos con cable y/o línea de acero. El uso de esta válvula reemplaza la necesidad de los lubricadores montados por arriba del medio árbol o cabeza de prueba. Por su posición en el aparejo de prueba se utiliza para probar la integridad de las conexiones superficiales hasta esta válvula. Cuando se utiliza como retenedor, es instalada directamente arriba de la válvula submarina SSTT cerca del fondo marino, su función principal es capturar los fluidos del pozo que pudieran ser atrapados en el aparejo durante una operación de desconexión. La válvula está conectada a una manguera hidráulica de dos vías que controlan las líneas de operación.

• Línea de control, para mantener la válvula abierta. • Línea de balance, para cerrar la válvula.

3.12.1.- Características.

• Doble habilidad de retención: normalmente abierta y normalmente cerrada. • Se utiliza como lubricador para herramientas con cable y línea de acero • Se utiliza como retenedor para capturar fluidos durante una operación de

desconexión. 3.13.- CABEZA DE PRUEBA. La cabeza de prueba HES está diseñada para diferentes requerimientos de las operaciones de prueba, estos se adaptan a diferentes conexiones de tubería de perforación o producción (figura 22).


El árbol de prueba consiste en un cuerpo central conteniendo:

• Cuatro válvulas de compuerta. • Un actuador de seguridad. • Swivel para poder rotar la tubería.

Figura 22. Cabeza de prueba

Permite la inyección de químicos, inhibidores, espumantes o los rompedores de emulsión según las necesidades de la prueba. Cada árbol contiene un tubo madrina para poder manipular el aparejo. Contiene unos ganchos para maniobras de grúa en superficie. Contiene coflexip para unir la cabeza de prueba y manifold de estrangulación. El sistema de seguridad es tan simple como una bomba manual, o se controla automáticamente por el paro de emergencia que pilotea el equipo a lo largo de la prueba. El árbol de prueba tiene normalmente la válvula de flujo que es controlada por un actuador hidráulico, este se acciona desde cualquier punto, manualmente. El árbol permite sondear con línea eléctrica, tubería flexible, línea de acero y otras operaciones. Contiene un panel de control automático que maneja las presiones del actuador hidráulico. 3.13.1.- Válvulas de la cabeza de prueba.

• Válvula de sondeo. • Válvula de flujo. • Válvula de matar. • Válvula maestra.


3.13.2.- Características.

• Tiene varias conexiones para permitir una instalación auto ajustable y segura.

• Cumple con las normas aplicables de la industria para la seguridad. • Se puede utilizar para equipos semi – sumergibles, en plataformas marinas.

3.14.- MANIFOLD DE ESTRANGULACIÓN. El manifold es un conjunto de válvulas de control operadas en el piso del equipo (figura 23), desde este se controlan 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. 3.15.- SISTEMA DE TELEMETRIA ACÚSTICA (ATS). El sistema ATS es un sistema acústico integrado de telemetría en tiempo real. Este sistema de adquisición de datos de fondo operado a batería proporciona una lectura en superficie en tiempo real durante la prueba de formación DST, en operaciones de tierra, plataformas auto elevadizas costa afuera y flotantes (en aguas profundas), este sistema es mostrado en las figuras 24 y 25. 3.15.1.- Ventajas.

• Reduce o elimina totalmente el uso de cable eléctrico durante las operaciones de pruebas de pozos.

• Reduce costo de las operaciones.


• Acceso flexible a datos críticos y exactos en tiempo real (o almacenados) relacionados con la evaluación del yacimiento.

3.15.2.- Componentes del sistema. El sistema ATS consta de varios componentes, tanto en superficie como en el subsuelo. Todos los componentes en el subsuelo tienen un diámetro exterior de 5.25” y un diámetro interno de 2.25” y son compatibles con el conjunto de herramientas de prueba o evaluación de formaciones (DST). Los componentes incluyen:

• Transmisor. • Repetidor. • Transceptor en la superficie (aplicaciones en tierra y plataformas auto

elevadizas) o la unidad de control submarino Sea Link MR (aplicaciones en aguas profundas).

• Ensamblaje del conector y “bypass”. • La sonda transportada por cable eléctrico. • Unidad de procesamiento de datos.

Figura 24. Sistema de telemetría acústica


Figura 25. Ciclo de transferencia de datos


CAPITULO 4

PROGRAMA DE TERMINACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO TAMHA – 1

(EJEMPLO REAL DE APLICACIÓN)


4.- PROGRAMA DE TERMINACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO TAMHA 1 Programa real de terminación de un pozo exploratorio realizado en aguas mexicanas, con fecha de octubre de 2008, el cual es llevado a cabo por el activo de Pemex en el área de Campeche profundo. 4.1.- NOMBRE DEL POZO. Nombre: TAMHA Número: 1 Letra: --- No. de conductor: Único Clasificación: SONDEO ESTRATIGRAFICO (02) Plataforma: (S/S) MAX SMITH Equipo: 6057 4.2.- OBJETIVO. Especificar claramente las metas a lograr al término del proyecto, incluyendo el número de intervalos a probar. El objetivo de la localización es evaluar el potencial almacenador de hidrocarburos en carbonatos del mesozoico. 4.3.- TIPO DE TERMINACIÓN. Se realizarán dos pruebas de producción con equipo DST y BEC, considerando el aparejo de prueba con diámetro de 3 ½” TRC-95, 12.95 lb/pie, HD-533. La realización de una tercera prueba de producción en el intervalo (3765- 3809 m) en KM-KI, está condicionada a los resultados de la prueba de producción Nº 2 realizada en cretácico inferior, por lo que se deben considerar los tiempos y los costos necesarios para su realización utilizando el equipo DST y BEC. 4.4.- UBICACIÓN REAL. Estado: CAMPECHE Municipio: CD. DEL CARMEN Tipo de Pozo Marino(X) Terrestre ( ) Lacustre ( ) 4.4.1.- Pozos marinos. Tirante de agua (m): 1121.5 Altura de la mesa rotaria (m): 25.12 Coordenadas UTM conductor: X= 426 404.79 m Y= 2 208 825.29 m Coordenadas geográficas del conductor: Lat= 19°58´32.7” Long=93°42´12.2”


4.4.2.- Plano de ubicación geográfica.

4.5.- INFORMACIÓN DEL POZO PERFORADO. 4.5.1.- Profundidad total (m).

4.5.2.- Profundidad interior (m).


4.5.3.- Estado mecánico actual (grafico).


4.5.4.- Distribución de tuberías de revestimiento.

4.5.4.1.- Distribución real TR de 30”.




4.5.4.4.- Distribución real TR de 13 3/8”.

4.5.4.5.- Distribución real liner de 11 ¾”.

4.5.4.6.- Distribución real liner de 9 5/8”.


4.5.4.7.- Distribución real complemento de 9 5/8”.

4.5.4.8.- Distribución real liner de 7 5/8”.


4.5.5.- Registros en la zona de interés (programados).

4.5.6.- Temperaturas reales.


4.5.7.- Hermeticidad del sistema y espacios anulares.

4.5.8.- Trayectoria direccional (tabular).


4.5.9.- Trayectoria direccional (grafico).


4.6.- CARACTERÍSTICAS DE LOS INTERVALOS PROGRAMADOS. 4.6.1.- Características de los intervalos y fluidos esperados. 1er intervalo a probar (3935 – 3971m). Jurasico Superior Tithoniano – Jurasico Superior Kimmeridgiano – Jurasico Superior Oxfordiano.

*Datos estimados en correlación con el pozo Kach 1 (no se utilizo equipo BEC). **Presión estimada de acuerdo a la densidad de control durante la perforación. ***Temperatura registrada con cable durante la perforación.

2º intervalo a probar (3822 – 3860m). Cretácico inferior.


3º intervalo a probar (3765 – 3809m). Cretácico Medio – Cretácico Inferior. Condicionado a los resultados de la prueba Nº 2.



4.6.2.- Presiones de fondo esperadas. De acuerdo a la información obtenida en los pozos de correlación y la información aportada durante la perforación, se esperan las siguientes presiones de fondo en cada intervalo:

*Presiones de correlación con el pozo Kach 1 **Presiones de correlación con el pozo Tamil 1

4.6.3.- Corte de núcleos. 4.6.3.1.- Núcleo Nº 1 intervalo 3704 – 3713 MD (KS) (recuperación 100%). Descripción. P.S. (parte superior) - P.M. (parte media). Corresponde a una brecha calcárea compuesta por clastos de mudstone de color café rojizo, wackestone de foraminíferos planctónicos de diferentes coloraciones, nódulos de pedernal de color negro y fragmentos de bentonita, soportados en una matriz calcárea de tipo mudstone bentonítico de color verde claro y crema claro, presentando abundante deformación sin sedimentaria. P.I. Está constituida por wackestone de foraminíferos planctónicos, arcilloso, que gradúa a marga de color café rojizo deleznable, con presencia de clastos brechoides y flujos de material calcáreo de composición variada, soportados en una matriz calcárea ligeramente arcillosa o bentonitica de color verde claro. Observaciones de campo:

• No presentó sabor salado. • Despide ligero olor a hidrocarburos en la parte media y superior. • Se recuperó en funda de aluminio. • La descripción se realizo en fragmentos de 5 – 10cm c/u aproximadamente. • No se observo exudación en los fragmentos descritos.


4.6.3.2.- Núcleo Nº 2 Intervalo 3785 – 3794 MD (KI) (recuperación 100%). Descripción. P.S. Mudstone bentonítico gris claro, arcilloso, con microfracturamiento en dos direcciones y escasas cavidades de disolución relleno por aceite y por calcita, con porosidad secundaria en fracturas y en cavidades de disolución, (trazas de fluorescencia). P.I. Wackestone café oscuro y gris, con micro fracturas en dos direcciones rellenas por aceite, en partes ligeramente recristalizado, porosidad secundaria en fracturas e intercristalina regular, con delgadas capas de aceite pesado, con nódulos de pirita, delgadas capas de mudstone gris claro bentonítico, con estilolitas rellenas por aceite y otras por cristales de calcita, porosidad secundaria en fracturas e intercristalina (30% de fluorescencia amarillo claro). Observaciones de campo:

• No presentó sabor salado. • Despide fuerte olor a hidrocarburos en la parte inferior y superior. • Se recuperó en funda de aluminio. • La descripción se realizo en fragmentos de 5 – 10cm c/u. • Descripción tentativa de campo. • Se observo ligera exudación en la parte inferior y superior.

4.6.3.3.- Núcleo Nº 3 Intervalo 3794 – 3803 MD (KI) (recuperación 100 %). Descripción. P.S-P.M. Intervalo (3794 - 3801.5 m) corresponde a una secuencia constituida por una litología de tipo wackestone de bioclastos de color café claro, laminado a micro laminado, de aspecto compacto, en partes con finas intercalaciones de mudstone de color crema claro compacto y cerrado, en partes mostrando pequeños flujos asociados probablemente a corrientes de turbidez, en partes con deformaciones sin sedimentarias, con presencia de materia orgánica. Se observan intercalaciones de pedernal biógeno de color negro de aproximadamente 10 a 15cm de espesor. P.I. Intervalo (3801.5 - 3803 m) corresponde básicamente a una secuencia de mudstone arcilloso de color café oscuro masivo y compacto, rico en materia orgánica de aspecto compacto, laminar, con intercalaciones de pedernal biógeno de color negro, observándose algunas porciones de wackestone de bioclastos arcilloso silicificado una dolomitización se presenta de manera muy incipiente lo


que dio origen a la formación de cristales rómbicos muy finos de dolomita, los cuales se presentan afectando a la matriz micrítica arcillosa. Observaciones de campo:

• Presentó ligero sabor salado en la parte inferior. • Despide fuerte olor a hidrocarburos en la parte inferior y superior. • Se recuperó en funda de aluminio. • La descripción se realizo en fragmentos de 5 – 10cm c/u. • Descripción tentativa del campo. • Se observo ligera exudación en la parte inferior y superior.

4.6.3.4.- Núcleo No. 4 Intervalo 3883 – 3892 MD (KI) (recuperación 100 %) Descripción. P.S. Mudstone y wackestone de bioclastos e intraclastos, café claro, con porosidad visual pobre a regular, secundaria en fracturas selladas por calcita y aceite , presenta regular impregnación y exudación de aceite de fluorescencia amarillo claro, en las fracturas. P.M. Wackestone de bioclastos e intraclastos café claro, ligeramente recristalizado. Con porosidad visual pobre a regular, secundaria en fracturas, intercristalina y micro cavidades de disolución, presenta regular impregnación y exudación de aceite con fluorescencia amarillo claro en las fracturas y micro cavidades de disolución. P.I. Wackestone de bioclastos e intraclastos café claro, ligeramente recristalizado. Con porosidad visual pobre a regular, secundaria en fracturas e intercristalina, presenta regular impregnación y exudación de aceite con fluorescencia amarillo claro en las fracturas. Observaciones de campo:

• Al romperse la muestra despide olor a hidrocarburos en PS, PM y PI. • Presenta sabor salado. • La descripción se realizo en fragmentos de 2 – 5cm. • Presenta exudación de aceite con fluorescencia amarillo claro. • Al partir el núcleo se observo exudación de agua. • Lecturas de gas total en lodo no se reportan ya que no se circulo tiempo de

atraso.


4.6.3.5.- Núcleo No. 5 Intervalo 3925 – 3934 MD (JST) (recuperación 100 %) Descripción. P.S. Mudstone-wackestone arcilloso de intraclastos y bioclastos, gris oscuro a negro, en partes recristalizado y dolomitizado de aspecto bituminoso con porosidad secundaria pobre a regular intercristalina, en fracturas y micro cavidades de disolución selladas por aceite. P.M. Mudstone-wackestone de bioclastos e intraclastos café claro, ligeramente recristalizado y dolomitizado. Con bandeamientos de mudstone arcilloso gris oscuro, y porosidad visual pobre a regular, secundaria intercristalina y en fracturas. P.I. Mudstone-wackestone arcilloso de intraclastos y bioclastos, gris oscuro a negro, de aspecto bituminoso con inclusiones de escasos cristales de anhidrita cristalina translucida y porosidad pobre a regular en fracturas selladas por aceite. Observaciones de campo:

• Al romperse la muestra despide fuerte olor a hidrocarburo en PS, PI y ligero en PM.

• No presenta sabor salado. • La descripción se realizo en fragmentos de 5 – 8cm. • Presenta exudación de aceite en fracturas con fluorescencia amarillo claro

en PS y PI. • Lecturas de gas total en lodo, no se reportan ya que no circulo tiempo de

atraso.


4.7.- DISEÑO DEL APAREJO DE PRUEBA. 4.7.1.- Distribución.

1er. Intervalo 3935 – 3971 m. JST / JSK / JSO


2º. Intervalo 3822 – 3860 m. KI


4.7.2.- Presiones criticas durante los tratamientos programados.

*Presiones de correlación con el pozo Tamil 1

4.8.- SELECCIÓN DEL EMPACADOR. 4.8.1.- Características del empacador.

4.8.2.- Distribución del empacador a accesorios.

1er Intervalo 3935 – 3971m JST / JSK / JSO


2do Intervalo 3822 – 3860m KI

4.8.3.- Aprietes recomendados para el aparejo de producción y accesorios.

4.9.- DISEÑO DE FLUIDOS DE TERMINACIÓN. 4.9.1.- Volumetría del pozo. Volumen de pozo sin tubería.

Volumen interior de tubería de producción.


Volumen del espacio anular con sarta de limpieza.

4.9.2.- Fluidos de Terminación.

*Volumen considerado por intervalo.

4.10.- DISEÑO DE DISPAROS POR INTERVALO.

4.11.- CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL.

4.11.1.- Distribución de cabezales y medio árbol.


4.11.2.- Arreglo de preventores.

4.11.3.- Presiones de prueba.


4.12.- TIEMPOS DE INTERVENCIÓN. 4.12.1.- Distribución de tiempos de la terminación. Grafica de avance del primer intervalo.

Grafica de avance del segundo Intervalo.


4.12.2.- Taponamiento temporal del pozo.


4.13.- ESTADO MECÁNICO PROGRAMADO.

1er Intervalo JST/JSK/JSO


2do Intervalo KI


Taponamiento temporal


4.14.- COSTOS ESTIMADOS DE LA TERMINACIÓN. 4.14.1.- Costo integral de la terminación. Costo integral de la terminación evaluando 2 intervalo con DST

Costo integral de la terminación evaluando 2 intervalo con DST + BEC


4.15.- CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO PARA LA INTERVENCION. 4.15.1.- Componentes principales.


4.16.- ANEXOS. 4.16.1.- Anexo A: Especificaciones de las herramientas DST.


4.17.- FIRMAS DE AUTORIZACION DEL PROGRAMA.


4.18.- RESULTADOS.


La figura anterior muestra el estado mecánico real utilizado para evaluar el 1er intervalo.


De los resultados obtenidos de las pocas muestras representativas de los fluidos de formación, de la prueba de incremento y las muestras PVT de fondo tomadas, el Activo decidió obturar el intervalo 3935 – 3971 por aportación de agua de formación. Así mismo determino el nuevo intervalo a probar el 3760 – 3800.


CONCLUSIONES.

• Una prueba DST requiere tener una excelente planeación para realizar en orden todos los procedimientos de la misma.

• Los resultados de las pruebas DST son de vital importancia en el proceso

de exploración de yacimientos (pozos exploratorios principalmente), ya que de estos resultados depende la toma de decisiones acertadas. Lo cual nos lleva también a definir las condiciones o abandono del intervalo seleccionado en la terminación final del pozo en cuestión.

• Una buena interpretación de los resultados obtenidos, lleva a determinar

una mejor explotación y en consecuencia una mayor productividad.

• La prueba DST presenta datos confiables y certeros dado el grado de su importancia y veracidad, y más aun cuando utilizamos los modelos matemáticos adecuados.

• Los resultados que se obtienen en los ejemplos de aplicación, revelaron en

este caso que no hay aportación de aceite en la formación, quedando descartada la posibilidad de aplicar algún modelo matemático para saber y/o calcular su presión inicial.

• Esta prueba aporta información confiable dado los costos operativos y las ventajas del mismo, tomando en cuenta que es de apoyo en el desarrollo de tecnologías de explotación de hidrocarburos.

RECOMENDACIONES.

• Realizar la terminación DST en todos los pozos exploratorios que se perforen con mayores posibilidades de explotación considerando la información que aporta del yacimiento en estudio, así como sus alcances en la producción esperada, y los resultados en el futuro para minimizar costos en posibles intervenciones en terminaciones.

• Se sugiere que el personal de esta escuela conozca la metodología del

sistema DST, sus alcances y aplicaciones prácticas para el mejor desarrollo del mismo.


BIBLIOGRAFIA.

1. Guía de diseño para pruebas DST. Gerencia de ingeniería, UPMP.

2. Guía de diseño de sartas de exploración. Gerencia de ingeniería, UPMP.

3. Operación, herramientas y diseño de pruebas de formación DST. Halliburton.

4. “A method for pressure buildup analysis of Drill Stem Tests”. SPE paper

16802.

5. Optimización del aparejo para pruebas de producción (DST). PEMEX, Planeación y mantenimiento de pozos.

6. Pruebas de formación DST. Schlumberger.

7. Programa de terminación del pozo exploratorio TAMHA – 1 (aguas

profundas). Subdirección y mantenimiento de pozos. Octubre 2008.

8. Terminación temporal para la evaluación del pozo exploratorio TAMHA – 1. Ing. Ricardo Espinosa Ramos. Octubre 2008.

9. Apuntes de clase de la materia “Terminación y reparación de pozos”. Ing. Ricardo Espinosa Ramos. 2007.

tesis terminacion dst · 2016. 12. 15. · 2016. 12. 15. · realizan pruebas dst (drill stem...

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