INTRODUCCIÓN A LAS PRUEBAS DE FORMACION DE POZOS DE PETROLEO

I. INTRODUCCION:

Los distintos métodos de evaluación de la formación han avanzado considerablemente en los últimos años, sin importar el método de evaluación, el potencial comercial de cualquier formación no puede determinarse con precisión hasta que la formación este autorizado a producir.Una prueba de barra de perforación o de formación Wireline es esencialmente una terminación temporaria bien realizada para los fines de muestreo de fluidos de la formación y el establecimiento de la probabilidad de producción comercial.Antes del desarrollo de un método para probar la productividad de una formación, es necesario establecer una cadena de revestimiento y permitir simplemente que el aceite, agua o gas a fluir hacia el pozo, después de retirar el fluido de perforación. Además de ser potencialmente muy peligrosos pueden ser negativos. Esto en muchos casos, porque esta profunda perforación estaba restringida por el tamaño más pequeño del agujero. El desarrollo de una técnica de prueba segura, simple y barata es por lo tanto un avance importante, que se introdujo con éxito a la industria petrolera en 1926. El proceso de la apertura de secciones aisladas de la presión del pozo a la atmósfera hizo posible probar formaciones sin riesgos innecesarios.Los resultados del ensayo se pueden obtener en el agujero abierto, o a través de secciones perforadas de carcasa, para determinar la productividad de la formación y las muestras seguras de los fluidos de formación para análisis de laboratorio y así nos darán información valiosa de las propiedades que presentara el fluido que está dentro la formación.

II. MARCO TEORICO:

LA PRUEBA DE BARRA DE PERFORACIÓN (DST) Fue introducido por primera vez por HalliBurton. Fue diseñado para aliviar temporalmente la presión hidrostática del fluido de perforación por el uso de herramientas de perforación hacia abajo. Esto se hizo mediante un cono packer en el desnivel de un pequeño hoyo de ID el cual ha sido perforado dentro de una potencial formación de aceite. Una válvula de engranaje de accionamiento con tal que se abran y cierren en las pruebas de operación.Un dispositivo de registro de la presión se incorporó más tarde para verificar el correcto funcionamiento de la herramienta, y en esta etapa era bastante insensible. Sin embargo, con el reconocimiento del valor potencial de la interpretación de las curvas de presión de DST, el desarrollo y el uso de registradores de presión precisas siguieron rápidamente.Hoy en día, el DTS se hace mediante la reducción de una válvula, el packer y la longitud de perforado en el extremo de la tubería hasta el nivel de la formación. El packer es fijado contra la pared del pozo de modo que se cierra el intervalo de prueba a partir de la columna de lodo por encima.La válvula que se abre efectivamente reduciendo la presión de oposición del pozo a la presión atmosférica causando la entrada de los fluidos de formación dentro del pozo y produciendo a través de la tubería de perforación. Además de la DST, los probadores de formación de wireline (FIT, RFT) se utilizan a menudo para proporcionar un ambiente seguro, rápido y económico de las pruebas.La prueba de wireline consiste en un muestreo de cámara o de cámaras conectadas a una abertura en un relleno que es forzado contra la pared de la perforación, para formar un sello. Un tubo carga hueca es forzado dentro la formación, permitiendo que los fluidos de formación entren en la herramienta. Un transductor de presión mide tanto el cierre y flujo de presiones.La principal diferencia entre este y el DST convencionales la cantidad de muestra de fluido obtenida de la prueba. Las Pruebas de wireline por lo general recogen hasta 6 galones por cámara. También el flujo de fluido

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en una prueba de wireline es a través de una sola perforación. Mediante el uso de dos cámaras de muestra, el líquido de diferentes zonas puede ser producido y recuperados en un conjunto de series de pruebas de presión realizadas, mientras que el DST sólo puede probar una zona a la vez.

El objetivo general de estas herramientas es proporcionar una muestra de fluidos de formación y para permitirlas siguientes evaluaciones a realizar:

1. Identificación del fluido• Determinación de la gravedad del petróleo•Análisis de gases• Razón gas/ petróleo•Razón de agua

2. Determinación de la Presión•Flujo de presión• La presión de formación de cierre• La presión hidrostática

3. La determinación de permeabilidad•estimaciones aproximadas de examen de la curva de presión•aumento de la presión teórica

4. Las estimaciones de la producción diaria de petróleo/gas

LAS PRUEBAS DST.-

Como se mencionó anteriormente, el DTS funciona mediante el aislamiento de la zona a ser probada por medio de un programa de compresión o una serie de packers. Un probador, que contiene válvulas de control está situado por encima del packer y las válvulas se abren después de que el packer se ha asentado. La expansión del packer evita que el fluido de perforación entre en el espacio anular de la sección a ser probada, de modo que sólo fluidos de la sección pueden entrar en la tubería de perforación.Un registro continúo se realizan de las presiones que graban, describiendo el fluido y períodos de cierre, así como entrando y saliendo del hueco.Cuando el período de prueba se ha completado, la tubería de perforación se eleva realizando una serie de funciones. En primer lugar, se cierra las válvulas del probador, atrapando los fluidos en el interior. En segundo lugar, se abre una válvula de by-pass que permite que las presiones en ambos lados del packer se igualen. Finalmente, se extiende y se reduce el packer a tamaño normal, de modo que puede ser derribado y se recupera con la prueba de la cadena.

ARREGLO DE TIPO PACKER.-

Hay tres tipos principales de arreglo de packer, que se muestra en la Figura8-1, y son:

1. La abertura simple de Packer DST. Esta herramienta puede probar una zona o una serie de zonas al mismo tiempo debajo de un packer único situado en el agujero abierto y con el DST descansando en el fondo del pozo.2. El Packer Straddle DST. Esta herramienta se utiliza para aislar formaciones encima y debajo de la zona a analizar. Se requiere un conjunto de anclaje.

3. Packer de gancho de pared DST. Esta herramienta tiene el packer establecido dentro de una carcasa y apoyado por una serie de gradas. Se utiliza esta prueba de perforaciones a través de la carcasa o

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agujeros abiertos por debajo de la carcasa, así como para el cierre del agua después de la cementación. Este tipo de prueba es útil cuando una terminación de varias zonas es anticipada.

PRE- PRUEBAS DE PROCEDIMIENTOS Y PRECAUCIONES.-

1. Acondicionamiento del sistema de lodo-El fluido de perforación debe ser condicionado adecuadamente antes llevarse a cabo la prueba. En particular, los siguientes parámetros se deben comprobar:

a) El peso del lodo-Esto debería ser suficiente para controlar el pozo a lo largo de todo el procedimiento de prueba.

b) Viscosidad- Debe ser lo suficientemente alta para eliminar todos los cortes del agujero, sin embargo el lodo debe ser lo suficientemente fluido para reducir a un mínimo el corte de gas.

c) Pérdida de Agua- Debe ser baja para evitar la migración de fluidos, y el filtro del lodo debe ser delgado para evitar la adherencia de la cadena de prueba, especialmente en el packer. El tipo real de lodo, ya sea a base de agua o aceite no altera los procedimientos de prueba.

2. Todo el material extraño debe ser removido del agujero usando una broca calibrada y una caja raspador.

3. En la prueba de hoyo abierto la sección en la que el packer se va a establecer deben ser elegidos cuidadosamente. La calibración del registro puede ser una herramienta muy valiosa en este sentido.

4. Se deben hacer revisiones si hay fugas en la tubería de perforación cuando se realiza la perforación del pozo, todas las juntas deben ser probadas a presión.

5. El pozo debe estar lleno de líquido antes de que las válvulas se abran a la prueba. Si el nivel de líquido desciende después de las válvulas se abren, el packer no pueden ser colocado en su lugar.

HERRAMIENTAS DE GRABACIÓN DE PRESIÓN.-

Los Dispositivos de registro proporcionan un registro continuo de las presiones que se producen durante la prueba. De hecho, se registra la presión en todo momento, ya sea causado por el lodo, aceite, agua o gas. El registro aparece en un gráfico situado en el conjunto de las pruebas y las grabaciones se realizan en un bidón revestido por un acero de latón negro, diamante o lápiz zafiro. El lápiz está unido al extremo de un tubo helicoidal de tipo Bourdon.Así las presiones se transmiten a través de un diafragma de goma dentro del tubo para un fluido. Los aumentos de presión que se desenrollan en el tubo, mueven el lápiz lejos de la línea base del gráfico. La aguja viaja más allá del gráfico a una velocidad constante y es controlado por un reloj de resorte mecánico diseñado para resistir los choques y altas temperaturas de fondo de pozo. La hora puede variar desde 3 hasta 180 horas y los registradores de presión se pueden manejar de 500-25000psi.La herramienta también lleva un termómetro de temperatura máxima las temperaturas grabadas en el fondo del pozo en exceden a200°F que puede afectar a la calibración de la herramienta. La calibración debe hacerse con regularidad utilizando un probador de peso muerto.

ESTANDARIZACIÓN, PRUEBA DE PROCEDIMIENTO DE PACKER SIMPLE EN TUBERIA DE PERFORACION:

La disposición exacta de las diversas válvulas, los probadores, los packers y los dispositivos de registro de la presión será determinada por un número de factores, siendo el más importante el estado del pozo y el objetivo de la prueba. Con esta intención, una disposición muy generalizada se expone a continuación:

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1. Las válvulas de disco –situado en la parte superior de la junta.2. Cierre de la válvula en presión – situado por encima de la válvula de compensación3. La Válvula principal- por encima de la válvula de compensación para detener el flujo en la tubería.4. La válvula de compensación –situado directamente encima del empacador.5. Asegurar -con perforaciones para permitir la entrada de fluido.6. Aparatos de Grabación de Presión.7. Dispositivos de seguridad

a) Choque – situado tan cerca del packer como sea posible.b) Junta de Seguridad - permite la recuperación de los equipos y el registro de la prueba.c) Herramientas circulantes invertidas.

PROCEDIMIENTO :

1. El conjunto de pruebas (figura 8-2) se introduce al orificio en la tubería de perforación, con la válvula de prueba cerrada evitando que el fluido fluya. Una parte se llena con agua, aceite o fluido para evitar el colapso de la sarta de perforación.2. Cuando el ancla descansa en el fondo, parte del peso de la sarta de perforación está aplicado para expandir el packer. Con las válvulas de pruebas abiertas, se expande debido a la presión hidrostática del fluido que actúa sobre el extremo expuesto de este. El sellado se completa cuando este se ajusta a la forma exacta del agujero.3. El packer soporta la carga de presión hidrostática del fluido y la presión de formación debajo se alivia y se expone cerca de las condiciones atmosféricas. En la profundidad de la prueba, la presión de la columna de lodo es registrado en el punto A. Su ajuste provoca la compresión del barro en el anillo de la prueba. Con el conjunto de obturador y la herramienta de prueba abierta, la presión cae a la presión inicial de flujo en el punto B, que debería ser próxima a la atmosférica. La presión de circulación sube a un máximo en el punto C, como el fluido se mueve por el anclaje perforado en la tubería. Después de que ha estado fluyendo por un tiempo deseado, la válvula de cierre se cierra al girar el tubo a la derecha. La presión se acumula y la presión final se registra en el punto D. Cuando el dispositivo de cierre se ha completado, las válvulas de ecualización se abren y hacen que la presión se equilibre en ambos lados del empacador. La presión hidrostática aumenta en el punto E. Al retirarse del agujero esta se reduce gradualmente a atmosférica. Antes de salir del agujero, cualquier líquido presente en la sarta de perforación puede ser revertido a circular hacia fuera, y ser recogido o eliminado.

CÁLCULO DELCOLCHÓN DE AGUA PARA LAS HERRAMIENTAS DE PERFORACIÓN DE LA PRINCIPAL PRUEBA:

Esta prueba se realiza por debajo de los 10.000 pies rara vez esta a un diferencial de presión de 4500 psi, y superior a 5000 psi. Para mantener una relación de 80 % de éxito, este diferencial debe estar entre 4000 y 4500 psi, siempre que las condiciones del agujero sean razonables. Para una presión diferencial apropiada, un "colchón" es colocado en la tubería de perforación. Generalmente el agua, el nitrógeno puede ser empleado pero es caro.

VARIACIONES SOBRE PRUEBAS 'ESTÁNDAR' :

Doble Prueba packer: Si la profundidad de la presión o formaciones son el apoyo adicional ysello de fluido son necesarios para dos packers que pueden ser utilizado en tándem. El obturador inferior debe estar en una formación que le de apoyo suficiente para que el obturador superior se establezca y expanda.

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Esta prueba también se utiliza para aislar y probar uno o grupos de secciones de perforación en un pozo dado. Generalmente las zonas perforadas deben estar separados por 50-100 ', o menos, si hay un trabajo carcasa bien cementada entre ellos. Si esta carcasa no está bien cementada, o si la formación tiene una permeabilidad vertical considerable, esto permitirá que los fluidos viajen de un conjunto de perforaciones a otro.

Gancho de pared o cubierta packer prueba.- El gancho de pared está expandido con un conjunto de gradas, de manera que se restablezca a cualquier profundidad, sin cambiar la disposición de las pruebas herramientas o que salen del orificio. Son utilizados para poner a prueba a través de perforaciones en la tubería de revestimiento, o ejecutarse como el obturador inferior en una prueba doble packer con el fin de apoyar y ampliar las del obturador superior. Cuando se prueba en el interior de la carcasa, perforaciones o bien puede ser hecha por cable antes de ejecutar con la cadena de prueba o adjuntando una pistola en la parte inferior de esta. Doble cierre en las pruebas de presión.-Hoy en día se utilizan los de cierre único en prueba. Su período de flujo es por lo general entre 5 y 10 min y la presión inicial de cierre es de 30 min.Mide el retorno rápido a condiciones de equilibrio en la zona enrojecida. Esto porque el período de flujo inicial es limitado, la presión de perturbación en la formación se reduce, de modo que durante el cierre inicial en el tiempo habrá un aumento muy rápido en la presión del pozo, y las estimaciones de la presión del depósito se puede obtener con bastante rapidez. Al utilizar este método, el operador puede tener al menos un cierre de presión. Después del primer período de prueba, el pozo debe volver a su estado inicial, y el período de flujo puede durar de 30 min. a más de 2 horas. La presión final de cierre son más largas que el tiempo de flujo final las comparaciones de presiones iniciales y finales de cierre, brindan al operador información valiosa de la permeabilidad de la formación e indicación de los daños que han reducido la recuperación de fluidos en la prueba.

Doble cierre en el Registro de Presión.- Los acontecimientos recientes incluyen herramientas de prueba que pueden abrirse y cerrarse cualquier número de veces sin perturbar el packer. Estos ayudan en la sustanciación de agotamiento del yacimiento.

TÉCNICAS MODERNAS:

Packers RTTS.-Se utiliza en las pruebas de muchos puestos de trabajo, como en plataformas flotantes donde se realizan pruebas en el interior de la carcasa.El RTTS- packer gancho pared es similar al estándar de compresión de ejecutables RTTS excepto que no tiene hidráulicos de sujeción. Una de las ventajas es que, el packer puede ajustarse y la sarta de perforación retrocede de manera que se puede dejar en su lugar en un futuro.

Prueba Hidráulica.- El probador hidráulico fue diseñado para proporcionar una herramienta de combinación de tres de las válvulas utilizadas en el montaje de pruebas. También tiene otras ventajas en el que la rotación de la columna de perforación no está obligado a abrir y cerrar las válvulas, pero por un simple movimiento hacia arriba y abajo. El mecanismo también tiende a retardar la apertura de las válvulas, de modo que el peso puede ser fijado para una fecha que permita al packer ampliar antes de la herramienta. La ventaja principal, es la combinación de tres válvulas en una sola herramienta. Como la válvula principal y la válvula de compensación están generalmente en posiciones opuestas (una abierta, una cerrada), es fácil para combinar los puntos de estos sobre el mismo mandril.

Anclaje de pared lateral.- Es utilizado por debajo de un packer a horcajadas en el agujero abierto. La herramienta tiene seis cuñas mecánicas grandes montados en un cuerpo en forma de cuña que son fijados por rotación de la cadena a la derecha y la aplicación de peso.

Instalación permanente de instrumentos en superficie de grabación.- Hay una serie de dispositivos fabricados para permitir que el orificio inferior pueda ser instalado permanentemente en la herramienta de prueba y para las presiones que se registran en la superficie. El indicador de tipo Maihak es un tubo Bourdon cuyo desplazamiento es telemetría a la superficie a través de un cable de un solo conductor.

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Válvula de entrada submarina.- Válvulas especiales diseñadas para ser colocadas en la cabeza del pozo y los BOP′s para cerrar la tubería en el fondo del mar. Utilizan válvulas redundantes, de operación hidráulica. En la mayoría de sistemas actuales, están instalados debajo de los arietes o pistones para que estas instalaciones permanezcan cerradas

PRUEBAS DE FORMACIÓN WIRELINESon instrumentos de formación de prueba se utilizan ampliamente en operaciones de perforación y las modernas proporcionan un método rápido, seguro y económico de las pruebas. Las presiones pueden ser registradas en la superficie, y los fluidos de la formación pueden ser recuperados mediante el uso de uno o dos cámaras. El control de la profundidad se obtiene por correlación con el registro de SP o con el registro de GR en pozos entubados.

Las principales ventajas en el uso de Pruebas de Formación del cable son los siguientes:1. El pozo se encuentra bajo el control completo.2. Una prueba media puede ser completado en menos de 4 horas.3. Selección de zonas de ensayo se puede hacer después de los registros que ya han sido analizados.4. El ciclo completo de funcionamiento de la herramienta se registra en una película en la superficie. Figura 8-5. Ilustra la sonda de tipo pad. La figura 8-6 es una vista esquemática del sistema de muestreo.

La herramienta comprende, básicamente, una superficie controlada con un mecanismo de accionamiento, el sistema de formación hidráulico sello pad y la zapata de seguridad con el tubo de snork el, y la cámara de muestra. La capacidad de la cámara de la muestra es generalmente 3 o 6 galones. Para el probador de Formación de repetición, o RFT, dos cámaras de muestras puede ser adjuntas para la recuperación de fluidos de diferentes zonas, y cualquier número de lecturas de presión se pueden tomar.Para arenas no consolidadas la formación del sellado está provisto de un tubo de buceo, pero para formaciones más consolidadas, el tubo puede obstruirse o doblarse, entonces el snork el es utilizado. Para formaciones consolidadas y pozos entubados, se provee de un bloque de pistola dual, que dispara dos cargas huecas en la formación.

PROCEDIMIENTO -

1. La válvula sello de expansión se abre, permitiendo que el fluido de perforación se introduzca en la herramienta. La acumulación de fuerzas de presión hidrostática, de la válvula sello hace que se adhiera contra las paredes del pozo. La presión hidrostática a continuación, puede medirse y registrarse, indicando que la herramienta está debidamente ajustados.

2. El tubo de snork el, permite que el fluido fluya dentro de la herramienta.3. La cámara de muestra de la válvula sello se abre lo que permite que los fluidos se registren en la

cámara de muestra. La presión de circulación también se puede grabar. La cámara de muestra contiene agua en la parte superior y el aire a presión atmosférica en la inferior, separados por una serie de uno o más bobinas, con un pistón flotante en la parte superior del cojín del agua . Como la presión de formación se acumula, por lo que el cojín de agua se desplaza hacia la cámara inferior, y la cámara superior se llena de fluidos de la formación (Figura 8-7)

4. Una vez que la muestra se ha tomado, la cámara de muestra de la válvula sello está cerrada hidráulicamente, atrapando los fluidos en la cámara. En este punto la últimapresión de cierre también puede ser grabado.

5. Se dispara para liberar las válvulas de la cara de la formación, la cual a continuación se cierran completamente por la presión hidrostática.

6. Con la herramienta en la superficie, el gas puede ser purgado desde la cámara de muestras a través del separador y se midió por un contador de gas. Otros fluidos pueden ser extraídos a través de una

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válvula de la parte inferior del separador y el volumen de aceite, el agua y el destilado puede ser medido.

APLICACIONES E INTERPRETACIONES:

La primera etapa en la interpretación de la prueba, ya sea a partir de datos de cableado DST, es examinar las gráficas de registro de presión para verificar tanto el funcionamiento correcto de herramientas y que las presiones se midieron con precisión. Figura 8-8a: Y la figura8-8b: ilustran ejemplos de la permeabilidad del yacimiento, depósito y retiro depósito de daños.

En el grafico (1) la forma de las dos curvas de cierre (DE y GH), la tasa de presión de cierre de líquido durante el flujo final (línea GF) sugiere una zona de permeabilidad media.

En el grafico (2) la acumulación, y la afluencia indicado debido a que la presión final de cierre (H) es mucho menor que la presión inicial de cierre (E), este gráfico indica que el depósito probado estaba "dispuesto" considerablemente (línea FG) y puede ser de tamaño limitado.

Con algunas excepciones, una zona dañada se indica mediante la configuración del cierre en curva (GH). Indicadores específicos son un aumento muy fuerte después del flujo final (1), un radio de curvatura corto (2), una pendiente bastante plana (3), y una alta presión diferencial entre el flujo final y final de cierre en (4).Figura 8-8a: Ejemplos permeabilidad media,

En el gráfico (3), por otra parte, sugiere una zona con alta permeabilidad. La curvas (DE y GH) se desarrollaron más rápido, y las curvas de flujo (CD y FG) indican una alta tasa de entrada de fluido a la herramienta de prueba.

Grafico (4), Sin embargo, cuando la diferencia entre la presión de cierre inicial (E) y la presión final de cierre (H) es menor que dos por ciento, como en este caso, el gráfico sugiere no sólo alta permeabilidad, pero también una potencialmente depósito comercial.

En comparación, este grafico muestra relativamente poco daño al depósito. El radio curva de GH es más largo con una pendiente y el diferencial de presión no es tan grande entre el flujo final (G) y final de cierre en (H). Figura 8-8b: Ejemplos de permeabilidad excelente y daños pequeños.

ANÁLISIS DE FLUIDOS:

Uno de los resultados más importantes de cualquier prueba de formación es el análisis de lacantidad y composición de los fluidos recuperados. La gravedad API de cualquier aceite recuperado puede ser fácilmente medida con un hidrómetro y corregida a 60°F (15,5 °C).La relación gas /aceite se puede determinar a partir de ensayos de cableado de la cantidad de gas y aceite recuperado en la cámara de muestra. Esto se da en la siguiente ecuación:

GOR= pies cúbicos de gascent í metros cúbicos de petr ú leo

×159000

De la prueba de cableado, también es posible predecir si hidrocarburos o agua será producido. Cuando la cámara de la muestra se lleva a la superficie, el gas se libera de los fluidos mediante el uso de un separador y también a causa de la reducción de la temperatura y la presión. Si la cantidad de gas de la formación medido

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en el medidor de gases es mayor que la cantidad de gas que es soluble enagua a temperatura de formación y la presión, entonces la zona de prueba producirá hidrocarburos.

La recuperación y el análisis de agua de formación también son importantes con el fin de estimar la cantidad de agua que se produce con el petróleo o el gas. Lodo filtrado y el agua recuperada se puede convertir a resistividades. Con el conocimiento de la resistividad del agua de formación, Rw, el porcentaje de agua de formación recuperado en la prueba se puede calcular.

SISTEMAS DE REPORTE:

La siguiente es una lista de los datos más importantes y las muestras que se debenobtener a partir de una prueba de ensayo:

1. La producción de gas debe estar en MMSCF/D. esto requiere registros de las temperaturas y presiones.

2. El petróleo y la tasa de producción de condensado en barriles por día. Esto requieremedición de la producción bajo las condiciones de separación y una corrección de factor.

3. Porcentaje del crudo. Obtenido por las muestras de centrifugadoras.4. Agua tasa de producción en barriles.5. Gravedad es del petróleo, el gas y el agua.6. La salinidad del agua, y si es posible un análisis de la composición adicional.7. Viscosidad del condensado o crudo.8. Composición en boca de pozo aproximado de gas producido, incluyendo H2S, CO2, CO y N2

contenido.9. Presiones de fondo del agujero, acumulaciones y Disposiciones.10. Temperatura en el fondo del pozo.11. Registro preciso de la presión de superficie, las temperaturas y el flujo de datos

frente al tiempo.12. Estrangulador tamaño, en pulgadas.13. Muestras de separador del gas y petróleo a bajo presión.14. Fondo del pozo PVT (presión-volumen-temperatura) muestras.

III. CONCLUSIONES:

Dichas pruebas desarrolladas tienen como objetivo común determinar formaciones que contengan hidrocarburos de los cuales pretenden identificar varias características como podemos mencionar sus distintas propiedades, bajo qué condiciones de presión y temperatura se encuentran, el volumen in-situ de dicho hidrocarburo, etc.

En conclusión se puede decir que dentro de la tubería de perforación se realizan una serie de procesos cuando la válvula de presión está cerrada que posteriormente estas se abren y expande la presión hidrostática.

Además se puede concluir que el packer se alivia al soportar la presión hidrostática y la presión de formación, en la profundidad de la prueba. La presión de columna primero sufre una caída que posteriormente aumenta en otro punto y la presión hidrostática aumenta hasta aproximarse a la presión atmosférica.

El análisis de los fluidos es uno de los estudios más importantes en la producción de los hidrocarburos, los fluidos pueden ser: petroleó, gas y agua; y estos fluidos van relacionados como ser el agua con el petróleo o el gas con el petróleo. La acumulación de presión en el pozo es un factor que no es estático y para controlar esta presión hay varios métodos que calculan la

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acumulación de presión a las condiciones estáticas. En las medidas de seguridad al momento de realizar la operación en la perforación se toman todas las medidas necesarias como ser la elección la tubería correcta, el seguro de las válvulas entre otros para no tener ningún problema como ser el aumento de la presión que puede causar reventones dentro del pozo.

IV. BIBLIOGRAFIA: BAKER HUGHES INTEQ. 1999 PETROLEUM WORKBOOK GEOLOGY BAKER HUGHES INTEQ. HOUSTON UNITED STATES OF AMERICAN

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FIGURA 8-5 RFT PAD

SONDA DE TIPO PAD

FIGURA 8-6 RFT PAD

SISTEMA DE MUESTREO

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FIGURA 8-7

PERMEABILIDAD TIPICO MEDIO DE REGISTRO DE PRESION

GRAFICO (1) pag.7 GRAFICO (2) pag.7 PERMEABILIDAD MEDIA

GRAFICO (3) pag.8

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TIEMPO

A= presión hidrostática

B= valvula-ln de presión inicial

C= presión de la muestra

D= presión de formación (presión final de cierre)

E= presión hidrostática

GRAFICO (4) pag.8

FIGURA 8-8a pag.7

EJEMPLOS DE PERMEABIDAD MEDIA

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FIGURA 8-8b pag.8

EJEMPLOS DE PERMEABILIDAD EXCELENTE Y DAÑOS PEQUEÑOS

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