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Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos

© Schlumberger 2002

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Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos ■ Contenido iii

Contenido

Libro 1 Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos

Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1Pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1Pruebas de productividad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2Pruebas descriptivas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3Diseño de las pruebas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Marcas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11Nomenclatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Libro 2 Servicio de Pruebas de Fondo de Pozo

Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1Centro de Terminaciones de Pozos de Schlumberger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1Historia de las herramientas de fondo de pozo de Flopetrol Johnston–Schlumberger . 3

Tecnología de sello . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7Condiciones de fondo de pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7Compuestos de elastómeros recomendados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Diseño típico de la sarta de pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11Empacadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

Sistema FlexPac . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14Empacador FlexPac . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14Módulo FlexPac para retener las herramientas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

Empacador PosiTest . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18Empacador PosiTest de recorrido largo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20Empacador PosiTest de fijación con peso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22Empacador Positrieve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

Sistema de pruebas IRIS operado con pulsos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25Beneficios del sistema IRIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25Sistema de comandos flexibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26Herramienta IRIS de doble válvula . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

Herramientas operadas a presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31Válvula PCT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32Módulo para mantener abierta la válvula de esfera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34Herramienta de referencia operada a presión PORT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36Módulo protector de la formación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38Herramienta de referencia hidrostática . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40Válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única . . . . . . 42Válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única (interna / externa) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44Válvula de circulación inversa de múltiples aperturas operada internamente . . . . . . . . . 46Válvula de circulación de varios ciclos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48Válvula de circulación de varios ciclos con seguro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

iv

Válvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52Válvula de llenado y prueba de tubería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54Válvula de prueba de tubería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56Válvula de seguridad de una sola esfera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58Válvula de prueba de tubería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60Válvula de seguridad de bombeo directo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62Junta deslizante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Correlación entre la junta deslizante y el cañón TCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66Control de profundidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

Martillo hidráulico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69Junta de seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71Válvula de doble acción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72Cámara anular de muestreo de pleno diámetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

Tipos de sarta DST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77Sarta IRIS para 10.000 lpc con registrador DataLatch y TCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77Sarta IRIS para 10.000 lpc para disparar y extraer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79Sarta IRIS de gran diámetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80Sarta PCT para 10.000 lpc con registrador DataLatch y TCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82Sarta PCT para alta presión y alta temperatura—15.000 lpc—con TCP . . . . . . . . . . . . . . 84Sarta para condiciones extremas—17.000 lpc—con herramientas de operación única . 86Sarta para condiciones ultra extremas; 17.000 lpc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87Sarta PCT de diámetro reducido con TCP para 15.000 lpc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88Sarta con diámetros decrecientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88Sarta PERFPAC para 10.000 lpc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

Libro 3A Sistemas de seguridad

Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1Mandril de sello del tubo de subida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3Sistema de árbol de pruebas SenTREE 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Componentes del árbol SenTREE 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8Conjunto de válvulas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8Conjunto de acople . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10Válvula de retención . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13Junta de ajuste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15Accesorios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

Sistemas de control submarino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19Tiempo de desconexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20Características estándares del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20Sistema hidráulico para gran profundidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24Electro-sistema hidráulico para alta profundidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

Análisis de desconexión (drift off) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28Portador submarino de registrador de presión y temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

Válvula lubricadora . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31Válvula recuperable E-Z para el control del pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos ■ Contenido v

Libro 3B Servicios de Superficie para Pruebas de Pozos

Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1Equipos de superficie para pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Equipo estándar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2Disposición del equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

Seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3Zonas clasificadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Zona 0 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3Zona 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4Zona 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4Zona limpia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Estándares de seguridad para ubicar los equipos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5Requisitos de seguridad para servicio H2S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

Guía para la operación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10Normas de seguridad para el equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

Radiación por calor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11Ruido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12Seguridad eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

Diseño avanzado de pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15Estándares generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15Diseño de pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17Barreras de seguridad de los equipos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21Sistemas de seguridad de superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

Sistema de cierre de emergencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23Válvula de seguridad de superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

Cabeza de flujo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29Cabeza de control ligera de 21⁄8 pulgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31Cabeza de control de 21⁄4 pulgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33Cabezas de control de 31⁄8 y 31⁄16 pulgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35Cabeza de control de 61⁄8 pulgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

Múltiple de instrumentación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39Equipo de manejo de arena . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

Filtro de arena doble . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43Separador de arena . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46Desarenador ciclónico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

Distribuidor de estrangulamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53Intercambiador de calor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

Tipos de calentadores y aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55Prevención de la formación de hidratos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55Reducción de la viscosidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55Ruptura de emulsiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

Intercambiadores de calor a base de vapor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56Calentador de fuego indirecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61Intercambiador de vapor de placa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

vi

Separador de prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69Tanque del separador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70Separador de prueba tipo N (48 pulgadas × 12,5 pies, 1440 lpc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74Separador de prueba horizontal (42 pulgadas × 10 pies, 1440 lpc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76Separador de prueba tipo G (42 pulgadas × 15 pies, 720 lpc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79Separador vertical de gas (2200 lpc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

Distribuidores de petróleo y gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83Distribuidor de petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83Distribuidor de gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

Tanques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87Tanque de surgencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87Tanque de calibración atmosférica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

Bomba de transferencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93Bomba de transferencia centrífuga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94Bomba de transferencia tipo tirabuzón . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96Bomba de transferencia tipo engranaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98

Quemadores y barras de extensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101Aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101Beneficios y características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101Operación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102Quemador EverGreen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102Quemador Green Dragon de alta eficiencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105Quemador de lodo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108Extensor del quemador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110Extensor estándar del quemador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112Extensor del quemador para trabajo pesado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113

Libro 4 Servicios de Adquisición de DatosCabina de laboratorio y de adquisición de datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

Parámetros ambientales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2Descripción del área de laboratorio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

Metrología del sensor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5Parámetros estáticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Precisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5Resolución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7Estabilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9Sensibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

Parámetros dinámicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10Respuesta transitoria durante variaciones de temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10Respuesta transitoria durante variaciones de presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11Respuesta dinámica frente a choques de temperatura y presión . . . . . . . . . . . . . . . . 12

Medidor de flujo multifásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13Curva envolvente operativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Sensores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21Red de adquisición de datos en superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21Sistema SMART . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23STAF . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos ■ Contenido vii

Sensor de presión absoluta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25Transductor de presión STPS-A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25Transductor de presión STPS-C/D . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

Sensor de presión diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26Sensor de temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28Medidor de flujo por pulsos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29Medidor de flujo mejorado para líquidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

Plataforma Universal de Presión (UPP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31Requerimientos para los sensores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

Confiabilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32Calidad de los datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32Flexibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

Versatilidad de la UPP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33Registrador UNIGAGE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34Sensor de presión UNIGAGE CQG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

Medición en un solo punto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36Aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37Beneficios y características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

Sensor de presión de cuarzo UNIGAGE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40Aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41Beneficios y características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

Sensor de presión UNIGAGE H-Sapphire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45Construcción singular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45Desempeño en pruebas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

Sensor de presión de zafiro UNIGAGE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48Beneficios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48Registrador monolítico y sección del sensor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48Desempeño en pruebas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

Esquema de la UPP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52Característica de protección de memoria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52Registro completo del historial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52Comunicación a través de la propiedad de la batería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53Informe y transferencia de datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

Calibración de registradores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53Sistema DataLatch . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

Adaptador de registrador DST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63Beneficios y características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

DGA con adaptador de cable LINC para fondo de pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66Conjunto del acople LINC para fondo de pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67Herramienta de bajada del acople LINC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

Herramientas de cierre de fondo de pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71Herramienta de cierre de fondo de pozo para línea de arrastre múltiple . . . . . . . . . . . . . . 73Herramienta de cierre libre de explosivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

Beneficios y características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

Introducción

Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos ■ Introducción 1

Este primer libro de la serie Servicios de Pruebas de Pozos de Schlumberger presenta las prue-bas para determinar la productividad de los pozos y describir el yacimiento en la vecindad delpozo, así como también los principios de diseño de las mismas. Estas técnicas constituyen la basepara los demás libros sobre servicios de pruebas de pozos, sistemas de seguridad, servicios desuperficie para pruebas de pozos y servicios de adquisición de datos. En un futuro se produciránnuevos libros sobre servicios de muestreo de fluidos y sistemas submarinos de gran diámetro.Este libro también contiene la lista de marcas y nomenclatura que se utilizarán a lo largo de todala serie.

Pruebas de pozosLas pruebas de pozos de petróleo y gas se realizan durante diferentes etapas de la construcción,terminación y producción del pozo. El objetivo de las pruebas en cada una de las etapas varíadesde la simple identificación de los fluidos obtenidos y la determinación de la facilidad de suproducción hasta la caracterización de propiedades complejas del yacimiento. La mayoría de laspruebas se pueden agrupar en pruebas de productividad o pruebas descriptivas.

Las pruebas de productividad tienen como fin: ■ identificar los fluidos producidos y determinar sus respectivas proporciones volumétricas ■ medir la presión y la temperatura del yacimiento■ obtener muestras apropiadas para el análisis de presión – volumen – temperatura (PVT)■ determinar la productividad de la formación■ evaluar la eficiencia de la terminación ■ caracterizar el daño de la formación■ evaluar trabajos de reparación o tratamientos de estimulación.

Las pruebas descriptivas tienen por objeto:■ evaluar los parámetros del yacimiento■ caracterizar las heterogeneidades del yacimiento■ estimar el tamaño y la geometría del yacimiento■ determinar el grado de comunicación hidráulica entre pozos.

Cualesquiera que sea el objetivo, los datos de las pruebas son esenciales para analizar, prede-cir y mejorar el comportamiento del yacimiento. Estas actividades son a su vez fundamentales,para optimizar el desarrollo del yacimiento y el manejo eficiente del mismo.

La tecnología de las pruebas está evolucionando con gran rapidez. La importancia y el poten-cial de las pruebas de pozos han aumentado de manera significativa debido a la integración condatos obtenidos por otras disciplinas relacionadas con yacimientos, la evolución constante delsoftware interactivo para el análisis de presiones transitorias, los adelantos tecnológicos en lossensores de fondo de pozo y el mejor control de las condiciones existentes en el pozo.

2

Pruebas de productividadLas pruebas de productividad, que son las más sencillas de realizar, permiten identificar los flui-dos producidos, recoger muestras representativas de los mismos y determinar la producibilidaddel yacimiento. Las muestras de fluidos de la formación se emplean para el análisis PVT, el cualnos revela cómo se encuentran los hidrocarburos a diferentes presiones y temperaturas. El aná-lisis PVT también ofrece información sobre las propiedades físicas de los fluidos. Estainformación es necesaria para el análisis de las pruebas de pozo y la simulación del flujo de flui-dos. La producibilidad del yacimiento constituye una preocupación clave para su explotacióncomercial.

Para calcular la productividad de un yacimiento es preciso encontrar la relación existenteentre la velocidad de flujo y la caída de presión.

Esto se logra haciendo fluir el pozo a diferentes velocidades, a través de estranguladores dedistinto diámetro (Fig. 1a) y midiendo la presión y la temperatura estabilizadas en el fondo delpozo para cada estrangulador (Fig. 1b).

La gráfica de flujo en función de la presión de fondo se conoce como Curva de Comportamiento(IPR, por sus siglas en inglés). Para un petróleo monofásico, la curva IPR es una línea recta cuyaintersección con el eje vertical define la presión estática del yacimiento. La inversa de la pendientecorresponde al índice de productividad del pozo. La curva IPR está regida por las propiedades delos fluidos y de la roca y por las condiciones existentes en las proximidades del pozo.

Figura 1. Relación entre las velocidades o tazas de flujo (q) y las caídas de presión (P).

Velocidado tasa de

flujo en bocade pozo

(a)

Presión enel fondodel pozo

Tiempo

(b)

P4

q1

q2

q3

q4


En la Fig. 2 se muestran ejemplos de curvas IPR para baja (A) y alta (B) productividad. Lalínea con mayor pendiente corresponde a una productividad baja. Esto se puede deber a malaspropiedades de la formación (bajo producto de la movilidad por el espesor) o a daños ocasiona-dos durante la perforación o la terminación del pozo (alto factor de daño). En el caso de pozosde gas, las curvas IPR muestran una cierta curvatura (C) causada por las caídas de presión adi-cionales resultantes de los efectos de flujo inercial y turbulento en la vecindad del pozo y cambiosen las propiedades del gas causadas por la presión. Los pozos de petróleo que fluyen por debajodel punto de burbujeo presentan también una curvatura similar, pero en este caso se debe a cam-bios en la permeabilidad relativa creados por variaciones en la saturación.

Pruebas descriptivasPara poder estimar la capacidad de flujo de la formación, caracterizar los daños sufridos por elpozo, y evaluar un trabajo de reparación o un tratamiento de estimulación se requiere una pruebade presión transitoria, debido a que una prueba estabilizada no es capaz de proporcionar valoresúnicos del producto movilidad por espesor y factor de daño. Las pruebas de presión transitoria sellevan a cabo introduciendo cambios bruscos en las tasas de producción en la superficie y regis-trando los cambios que ocurren en la presión en el fondo del pozo. La perturbación de la presiónpenetra mucho más lejos de la región vecina al pozo. Por esta razón, las pruebas de presión tran-sitoria han evolucionado hasta convertirse en unas de las herramientas más poderosas para lacaracterización de yacimientos. Este tipo de pruebas suele recibir el nombre de pruebas des-criptivas o pruebas de yacimiento.

Los cambios de producción que se presentan durante una prueba de presión transitoria indu-cen perturbaciones en la presión del pozo y de la roca circundante. Estas perturbaciones seextienden hacia el interior de la formación y se ven afectadas de varias maneras por las caracte-rísticas de la roca. Por ejemplo, una perturbación de presión tendrá dificultad para entrar en unazona de baja permeabilidad del yacimiento pero pasará sin problema a través de un área de altapermeabilidad. Frente a un casquete de gas puede disminuir e incluso desvanecerse.

Figura 2. Curvas de comportamiento típicas.

C

BA

Velocidad de flujo en condiciones de superficie (B/D)

Presión en laón

(lpca)

0 20,000 40,000 60,000 80,000

4200

3800

3400

3000

2600

4

Por lo tanto, un registro de la respuesta de la presión en función del tiempo en el fondo delpozo, produce una curva cuya forma está definida por las características especificas del yaci-miento.

La interpretación de la información contenida en las curvas de presión transitoria es el obje-tivo fundamental del análisis de las pruebas de pozo. Para lograr este objetivo, los analistasgrafican los datos de presión transitoria en tres diferentes sistemas de coordenadas:■ Doble logarítmico (para identificar a qué modelo responde el yacimiento)■ Semilogarítmico (para cálculo de parámetros)■ Cartesiano (para verificación del modelo y de los parámetros).

En la Fig. 3 se ilustran las respuestas típicas de presión que pueden observarse en formacio-nes con características diferentes. Cada gráfica consta de dos curvas presentadas en escalaslogarítmicas doble. La curva superior representa los cambios de presión asociados con una per-turbación brusca en la tasa de producción, en tanto que la curva inferior (denominada curvaderivada) indica la velocidad de cambio de presión con respecto al tiempo. Su sensibilidad a lascaracterísticas resultantes de la geometría del pozo y del yacimiento (las cuales son demasiadosutiles para poderlas reconocer en la respuesta de cambio de presión) convierte a la curva deri-

Figura 3. Gráficas de presión transitoria en papel doble logarítmico.

Yacimiento homogéneo

Yacimiento con doble porosidad

Límite impermeable

Tiempo transcurrido (hr)

Presión – Derivada–de presión (lpc)

Figura 4. Efectos de límites externos y de la remoción del daño en las curvas de respuesta de presión.

101

100

10–1

10–2

10–3 10–2 10–1 100 101 102


Presión – Derivada–de presión (lpc)

ó ó

ó ónn


vada en la herramienta más efectiva de interpretación. No obstante, siempre se ve en conjuntocon la curva de cambio de presión para poder cuantificar los efectos de daño que no se recono-cen en la respuesta derivada sola.

El análisis de la curva de presión transitoria probablemente proporciona más informaciónsobre las características del yacimiento que cualquier otra técnica. Algunas de las característi-cas que se pueden determinar con este análisis son: la permeabilidad horizontal y vertical, lapresión de la formación, el daño existente en las inmediaciones del pozo, la longitud de fractu-ras, la relación de almacenamiento y el coeficiente de flujo de inter-porosidad. Además, lascurvas de presión transitoria pueden indicar la extensión del área del yacimiento y la geometríade sus límites. En la Fig. 4 se ilustran las características de efectos de límites externos y los efec-tos resultantes de remover el daño.

La forma de la curva de presión transitoria también se ve afectada por la historia de produc-ción del yacimiento. Cada cambio que se produce en la tasa de producción genera una nuevapresión transitoria que pasa al interior del yacimiento combinándose con los efectos previos depresión. Las presiones observadas en el pozo son el resultado de la superposición de todos estoscambios de presión.

Al alterar las tasas de producción se pueden obtener diferentes tipos de pruebas. Mientras queuna prueba de recuperación de presión se realiza cerrando una válvula en el pozo en producción, unaprueba de fluencia se lleva a cabo poniendo un pozo en producción. También es posible hacer otraspruebas de pozo, como las de tasas múltiples, pozos múltiples, isocronales y de caída de presión enpozos inyectores.

Para simular la respuesta del yacimiento a los cambios de producción se emplean modelosmatemáticos. Durante la interpretación de las pruebas de pozo se verifica la exactitud del modelomediante la comparación de las respuestas observadas con las simuladas del yacimiento. Porejemplo, cuando se alteran parámetros del modelo, tales como la permeabilidad o la distanciadesde el pozo hasta una falla, puede obtenerse una buena equivalencia entre los datos reales ylos del modelo. De esta manera, los parámetros del modelo se consideran entonces como unabuena representación de los del yacimiento real.

6

Los modelos actuales generados por computadora ofrecen mayor flexibilidad y aumentan laexactitud de la equivalencia entre los datos reales y los simulados. Hoy en día, es posible compa-rar un número casi ilimitado de modelos de yacimientos con los datos observados.

Diseño de las pruebasActualmente, no es posible diseñar e implementar un programa de pruebas de pozo siguiendonormas estándares o tradicionales. Las cada vez más sofisticadas prácticas de desarrollo ymanejo de yacimientos, las estrictas exigencias de seguridad, las preocupaciones ambientales yuna mayor necesidad de eficiencia en cuanto a los costos, hacen necesario que la secuencia com-pleta de pruebas—desde el diseño de la prueba hasta la evaluación de los datos—se conduzcade manera inteligente. El diseño apropiado de las pruebas, el correcto manejo de los efluentesen superficie, la utilización de registradores de alto desempeño, las herramientas de fondo depozo y los sistemas de disparo flexibles, así como la validación del pozo y una interpretación com-pleta son claves para el éxito de las pruebas de pozo.

La importancia de tener objetivos claramente definidos y una planificación cuidadosa no seránunca exagerada. El diseño de una prueba de pozo incluye el desarrollo de una secuencia diná-mica de medición y la selección de equipos mecánicos que permitan adquirir los datos del pozode manera efectiva y económica. El diseño de las pruebas es más exitoso cuando el analista puedeintegrar simultáneamente a través de programas de computación los registros de pozo abierto, elanálisis de la optimización de la producción, el diseño del programa de disparos y de la termina-ción del pozo, y los módulos de interpretación de las pruebas de yacimiento.

El primer paso en el diseño de las pruebas consiste en dividir el yacimiento en zonas vertica-les usando registros de pozo abierto y datos geológicos. Luego se definen los datos del pozo y delyacimiento que se deben obtener durante las pruebas para determinar el tipo de prueba que sedebe llevar a cabo (Tabla 1).


Tabla 1. Resumen de diferentes tipos de pruebas

Tipo de prueba Condiciones de medición Características Consideraciones

Fluyendo Pozo Pulso Tapón de diseñocerrado líquido

Prueba de † ‡ ‡ Cierre efectuado en Longitudes de cámara y columna cámara cerrada el fondo del pozo de fluido de perforación; secuen-

cia de apertura y cierre de válvula

Prueba de flujo a ‡ ‡ Requiere medición de la Sensibilidad de la presión constante tasa de flujo transitorio tasa de flujo

Prueba de † ‡ Cierre efectuado en el Duración de secuencia de formación (DST) fondo del pozo; pozo flujo y cierre

con o sin revestimiento

Prueba de formación ‡ ‡ Prueba realizada en la pared Definición de tamaño / selección del pozo; toma de muestras de herramientas; sensibilidad de de fluido de la formación la formación a la presión

Prueba de pozo ‡ ‡ Las herramientas de prueba Minimizar los efectos de horizontal usualmente son localizadas almacenamiento del pozo;

en la sección vertical del pozo pruebas de larga duración

Prueba de impulso ‡ ‡ Presión transitoria iniciada Comparación de beneficios por impulso de baja velocidad entre duración del impulso

y sensibilidad a la presión

Prueba de presión ‡ ‡ Prueba a tasas Sensibilidad a la tasa de transitoria en múltiples; la presión y la flujo y a la presión; secuencia de múltiples estratos tasa de flujo se miden la prueba; profundidades de

a varias profundidades medición

Pruebas de ‡ ‡ † Presión transitoria inducida Duración de la prueba; interferencia en en pozo activo y medida en sensibilidad a la presiónmúltiples pozos pozo de observación

Prueba de pozo ‡ Presión en el fondo del Sensor de presión en el fondo con bombeo pozo medida o calculada del pozo y dispositivo acústico

en base a los niveles de superficielíquidos

Prueba de flujo ‡ Isocronal, flujo escalonado, Tiempo para alcanzar estabilizado IPR y registros de estabilización

producción

Prueba ‡ Prueba de flujo para El rango de presión de flujo tiene con tasas determinar presión que incluir la presión de fracturaescalonadas de inyección del pozo

Pruebas durante ‡ ‡ ‡ Se colocan las herramien- Determinación del desbalancela operación de tas de prueba y de disparo disparo en la misma sarta

Pruebas de ‡ ‡ Medición en el fondo del Sensibilidad a la tasapresión y flujo pozo de presión, tasa de flujo y a la presióntransitorios de flujo, temperatura y

(usualmente) densidad

Prueba de † ‡ † Presiones transitorias Duración de la prueba; interferencia vertical inducidas en una profundidad sensibilidad a la presión

y medidas en otra

† = bajo ciertas condiciones ‡ = Realizada comúnmente

8

Una vez que se ha determinado el tipo de prueba, se calcula la secuencia de cambios quedeben ocurrir en la tasa de flujo en la superficie durante la prueba. Los cambios en la tasa deflujo y en su duración deben ser realistas y prácticos para que puedan generar las respuestasesperadas en los datos de la prueba. Esto se logra mejor si se escoge un modelo apropiado de yaci-miento y se simula la secuencia completa de la prueba de antemano (Figs. 5 y 6). La simulaciónde la secuencia de la prueba permite explorar todo el rango posible de mediciones de presión ytasas de flujo. La simulación también ayuda a identificar los tipos de sensores necesarios paramedir los rangos esperados. Examinando los datos simulados y por medio de gráficas se puedediagnosticar el momento en que aparecen características fundamentales tales como el final delos efectos de almacenamiento del pozo, la duración del flujo radial de comportamiento infinitoy el comienzo de la respuesta de un yacimiento fisurado. Las gráficas también pueden ayudar aprever la aparición de efectos de límites externos, incluyendo las fallas selladas o parcialmenteselladas y los límites con presión constante.

El siguiente paso consiste en generar gráficas de sensibilidad para determinar los efectos delos parámetros del yacimiento en la duración de los diferentes regímenes de flujo.

El paso final del proceso de diseño de la prueba consiste en seleccionar las herramientas y elequipo adecuados para la adquisición de los datos. Los equipos de superficie y de fondo de pozohan de ser versátiles para que se puedan realizar operaciones seguras y flexibles. Algunos facto-res clave que hay que tener en cuenta son: ■ el control del ambiente interior del pozo para minimizar el almacenamiento en el pozo ■ la utilización simultánea de herramientas de disparo y de prueba a fin de minimizar el tiempo

del equipo de perforación ■ la utilización de registradores de presión de altísima precisión cuando los objetivos de las prue-

bas persiguen una descripción detallada del yacimiento■ escoger registradores confiables de fondo de pozo que permitan la recuperación de los datos

esperados al retirar las herramientas del pozo■ seleccionar un equipo de superficie que permita manejar con seguridad las velocidades y pre-

siones esperadas ■ deshacerse de los líquidos producidos de manera ambientalmente aceptable.

Cualquiera que sea el diseño de las pruebas, es importante asegurar que todos los datos seadquieren con la máxima precisión. Para lograrlo, es necesario entender bien las opciones deherramientas disponibles y prever cualquier impacto negativo sobre la calidad de los datos.


Figura 5. Respuesta simulada de presión.


Presión (lpca)

0 1 2 3 4

10,000

8000

6000

4000

Figura 6. Diseño de pruebas - Gráficas para identificar los distintos regímenes de flujo.


Pressure – Derivada –de presión (lpc)

106

105

104

103

102

101

10–4 10–2 100 102 104

Límites

Flujo radial

Comportamiento por doble porosidadComportamiento por dobl

Almacenamiento en el pozo

PresiónDerivadaDerivada

Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos ■ Marcas 11

Marcas

Marcas de Schlumberger

Marca Versión completa o descripción de las marcas

CQG manómetro de cristal de cuarzo

DataLatch registrador / transmisor de cable eléctrico para fondo de pozo

EverGreen quemador de efluentes del pozo de mínimo impacto ambiental

E-Z Tree árbol recuperable de control de pozo

E-Z Valve válvula recuperable de control de pozo

Green Dragon quemador de alta eficiencia

HPR registrador de presión en condiciones ambientales difíciles

HSD cañón de alta densidad de disparos

IRIS Sistema Inteligente de Implementación Remota

LINC herramienta de acople inductivo

MFE herramienta de evaluación de flujo múltiple

PCT herramienta de prueba operada a presión

PERFPAC método de control de arena

PhaseTester equipo portátil de pruebas multifásicas periódicas

PORT herramienta de referencia operada a presión

PosiTest empacador recuperable de compresión

Positrieve empacador recuperable de fijación por peso y con sistema de retención en el fondo

QUANTUM familia de empacadores para operaciones de empaque de grava

Sandec equipo de detección de flujo de arena

Sapphire registrador de presión

SenTREE árbol (corto) universal de pruebas submarinas

SMART Terminal Modular de Registro de Adquisición de Schlumberger

UNIGAGE sistema de medidores de presión

Vx tecnología para pruebas de pozo en condiciones multifásicas

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Otras marcas

Marca Compañía dueña de la marca

Aflas® Marca registrada de Asahi Glass Co., Ltd.

Barton® Marca registrada de Barton Instrument Sistemas, LLC

Daniel® Marca registrada de Daniel Industries, Inc.

Floco® Marca registrada de Barton Instrument Sistemas, LLC

HASTELLOY® Marca registrada de Haynes International, Inc.

HP® Marca registrada de Hewlett-Packard Company

Kimray® Marca registrada de Kimray, Inc.

Lee Jeva® Marca registrada de Lee Company

Quartzdyne® Marca registrada de Quartzdyne Inc.

Ranarex® Marca registrada de EG&G Chandler Engineering Company

Rotron™ Marca registrada de Ametek, Inc.

Unix® Marca registrada de The Open Group

Viton® Marca registrada de DuPont Dow Elastomers L.L.C.

Windows™ Marca registrada de Microsoft Corporation.

Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos ■ Nomenclatura 13

Nomenclatura

∆P cambios de presión

µ viscosidad

ρ densidad

A área

ADC convertidor de análogo a digital

ANSI Instituto Nacional Americano de Estándares

API Instituto Americano del Petróleo

ASCII Código Estándar Americano para Intercam- bio de Información

ASIC circuito integrado específico de una aplicación

ASME Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos

BHA conjunto de herramientas de fondo de pozo

BHP presión de fondo de pozo

BOP preventor de reventones

BOST Herramienta de Cierre Operada con Batería

BOV válvula de liberación de presión

C concentración

Cd coeficiente de arrastre

CaBr bromuro de calcio

CCL registro de collares de revestimiento

CEC Comisión para la Cooperación Ambiental

CENELEC Comité Europeo de Normalización Electrotécnica

CO2 dióxido de carbono

CT tubería flexible

CTU uso acumulativo de la herramienta

CV válvula de circulación

DAC convertidor de digital a análogo

DAV válvula de acción doble

DGA adaptador de medidor para sarta de DST

DHSIT herramienta de cierre de fondo de pozo

dm diámetro de las gotas

DNV Det Norske Veritas

DST prueba de formación

DWLA adaptador de cable para DST LINC

DWT probador de peso muerto

EEPROM memoria borrable de lectura programable eléctricamente por el usuario

EFST herramienta de cierre libre de explosivos

ELMF medidor mejorado de flujo líquido

EMC compatibilidad electromagnética

EN estándares europeos

EOP disparo con condiciones extremas de sobrebalance

ERS Programa Sencillo de Registro

ESD apagado de emergencia

ESFA dispositivo de activación para EFST

EZGC portador submarino de registrador de presión y temperatura

EZTH conjunto de acople del sistema SenTREE 3

EZTM sistema SenTREE 3

EZTV ensamblaje de válvula del sistema SenTREE 3

EZV Válvula E-Z

FASC cámara anular de muestreo de pleno diámetro

FHH herramienta de datos para la línea de flujo

FLXH módulo FlexPac hidráulico para retener las herramientas

FLXP empacador recuperable FlexPac

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FPM módulo protector de la formación

GFI interrupción por falla a tierra

GLR relación gas / líquido

GOR relación gas / petróleo

GR rayos gamma

GUI interfaz gráfica de usuario

GVF fracción del volumen de gas

h altura

H2S sulfuro de hidrógeno

HAZOP Riesgo y Operabilidad

HCl ácido clorhídrico

HF ácido fluorhídrico

HOOP módulo para mantener la válvula abierta

HPHT alta presión y alta temperatura

HSE seguridad, salud y ambiente

ID diámetro interno

IEC Comisión Internacional Electrotécnica

IRDV herramienta IRIS de válvula doble

ISO Organización Internacional de Estándares

L longitud

LCD pantalla de cristal líquido

LDCA conjunto de acople para fondo de pozo DLWA/LINC

LRT herramienta de bajada para el acople LINC

LRTC cartucho de herramienta de bajada para el acople LINC

LRTL seguro de herramienta de bajada para el acople LINC

LSCI interfaz de superficie de computadora para el acople LINC

LUBV lubricador de válvula

max máximo

MCCV válvula de circulación de varios ciclos

MCVL válvula de circulación de varios ciclos con seguro

min mínimo

MIRV válvula de circulación inversa de múltiples aperturas operada internamente

MQD desviación cuadrática media

MSDST herramienta de cierres múltiples en fondo de pozo operada por línea de arrastre

NACE Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión

NACE especificación de requisitos para materiales MR-01-75 de equipos petroleros

NEC Código Nacional de Electricidad

NPD Dirección Noruega del Petróleo

NPT Rosca NPT

OD diámetro externo

P presión

Pa presión aplicada

Pc presión calculada

Pmax presión máxima

PC computadora personal

PCTV válvula PCT

PFSV válvula de seguridad tipo charnela de bombeo directo

PIPK empacador Positrieve

PowerLINC acople de inducción con seguro de potencia

PSPC empacador PosiTest de fijación a compresión

PSPK empacador de pozo entubado PosiTest

PTSV válvula de seguridad de bombeo directo

PTV válvula de prueba de tubería

PVT presión-volumen-temperatura

Q capacidad

Introducción a los Servicios de Pruebas de Pozos ■ Nomenclatura 15

q velocidad o tasa de flujo

RA radioactivo

Re Número de Reynolds

RETV válvula retenedora del sistema SenTREE 3

RIH bajando en el pozo

RSM mandril de sellado del tubo de subida

S.A. Stub Acme

S.A.T. Cuadro de Análisis de Seguridad

SBSA Servicios Básicos de Adquisición SMART

SBSV válvula de seguridad de una sola esfera

SCPU Unidad Central de Procesamiento SMART

SCSSV válvula de seguridad de subsuelo controlada desde la superficie

SHORT herramienta inversa de sobrepresión hidrostática de operación única

SHRT herramienta de referencia hidrostática

SHRV válvula de circulación inversa de sobre-presión hidrostática de operación única

SHRV-T válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única(interna / externa)

SJB junta de seguridad

SLPJ junta deslizante

Sn salida del sensor

SORTIE válvula de circulación inversa de sobrepresión hidrostática de operación única (interna / externa)

SRC Centro de Terminación de Pozos de Schlumberger

SRO lectura en superficie

SSV válvula de seguridad en superficie

STAF extremo frontal de las pruebas de adquisición de superficie

STAN red (en superficie) de adquisición de pruebas

SXAR conector de liberación automática-explosiva del cañón

T temperatura

t tiempo

TCP cañón transportado por tubería

TFTV válvula para llenado y prueba de tubería

TTV válvula de prueba de tubería

UPP plataforma universal de presión

Vc velocidad crítica

Vs velocidad de sedimentación

WCQR sensor CQG UNIGAGE

WP presión de trabajo

WT temperatura

Z factor de compresibilidad de un gas

ZnBr bromuro de cinc

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