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GUÍA DE DISEÑO PARA PRUEBAS DST

RESUMEN

Una prueba DST es un procedimiento de terminación temporal de un pozo, mediante el cual se pueden colectar y analizar gastos de flujo, presión y muestras de los fluidos de la formación. Estos datos, registrados como función del tiempo durante la prueba, más otros de apoyo, permiten calcular parámetros del yacimiento que sirven para tomar la decisión de realizar la terminación definitiva o abandonar el intervalo de interés.

En este documento se presentan los conceptos generales que se aplican en la realización de pruebas DST, así como las consideraciones técnicas más importantes que se deben tomar en cuenta en el proceso de diseño y la programación detallada de la intervención, a fin de promover el aseguramiento de las operaciones de estas pruebas y garantizar el éxito de la toma de información.

GUÍA DE DISEÑO PARA

PRUEBAS DST CONTENIDO

1. OBJETIVO

2. INTRODUCCIÓN

3. CONCEPTOS GENERALES

4. COMPONENTES DE UNA SARTA DST

5. CONSIDERACIONES DE DISEÑO

A. Prueba de herramientas

B. Condiciones del agujero

C. Diseño de la prueba

Nomenclatura

Referencias

OBJETIVO

2. INTRODUCCIÓN

Describir las consideraciones técnicas más importantes que se deben aplicar en el diseño de las pruebas DST, con base en las características y el desempeño mecánico de los tubulares que componen la sarta a usarse en dichas pruebas, a fin de seleccionar los más adecuados a las condiciones y parámetros operativos del programa detallado de la terminación de un pozo para asegurar el éxito de la prueba.

D e s p u é s d e p e r f o r a r z o n a s potencialmente productoras de hidrocarburos, las formaciones son p robadas pa ra de te rm ina r l a 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 (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 pozo antes de proceder a su terminación. 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 pruebas DST para evaluar los intervalos de mayor interés.

Una prueba DST puede definirse como un método para determinar el potencial productor de las formaciones del subsue lo , ya sea en agu jero descubierto o revestido. Este potencial se conoce al considerar las tres premisas que busca una prueba DST:· Obtener la presión estabilizada de cierre de la formación. ·Obtener un gasto de flujo de la

formación estabilizada.·Colectar muestras de los fluidos de

la formación.

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


PRUEBAS DST

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revestido. 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 versus el tiempo. Finalmente, después de un determinado tiempo, 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 secuencia más común para llevar a cabo la prueba consiste de un periodo corto de flujo (5 a 10 minutos), seguido de un período de incremento de presión (alrededor de una a dos horas, dependiendo de la formación) que es utilizado para determinar la presión inicial del yacimiento. Esto es seguido por un período de flujo de 4 a 24 horas o más para alcanzar el flujo estabilizado en la superficie. En la medida de lo posible, se continúa con un período de

cierre final o una prueba de incremento de presión, para obtener datos que permitan determinar la permeabilidad del yacimiento y su capacidad de flujo.

La duración de los períodos de flujo y cierre se basan en reglas de dedo o por la experiencia de campo. Los reportes actuales de medición de las pruebas DST indican que el 30% de las formaciones no fueron probadas al cierre lo suficiente para alcanzar a obtener la interpretación de la presión inicial del yacimiento (método de Horner). El mejor método para determinar los períodos de flujo y cierre es el monitoreo en tiempo real 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 posible.

Este documento pretende servir de apoyo a los ingenieros de diseño y de proyecto de la UPMP, dándoles a conocer los conceptos involucrados en la planeación, diseño y desarrollo de una prueba DST; estandarizando la aplicación de las consideraciones de diseño que deben tomarse en cuenta durante una prueba; e incorporando una metodología para determinar el desempeño mecánico de la sarta utilizada durante el desarrollo de la

misma, con el objetivo de contribuir al éxito de todas las operaciones de este tipo.

En es ta secc ión se descr ibe brevemente la procedencia de las pruebas DST, en el marco metodológico de evaluación de formaciones potencialmente productoras de hidrocarburos, así como las diferentes pruebas que existen.

A con t i nuac i ón se desc r i ben brevemente los diferentes métodos que existen para evaluar formaciones.

GeologíaEl geólogo, con información superficial y/o geológica del subsuelo, define el ambiente esperado del yacimiento: roca d e l y a c i m i e n t o , t i p o t r a m p a , profundidad esperada, espesor ycontenido de hidrocarburos.

Geofísica

Utilizando técnicas sísmicas, se estima la geometría del yacimiento propuesto, incluyendo su espesor, extensión y, en algunos casos, los contactos gas-aceite y gas-agua.

3. CONCEPTOS GENERALES

Métodos de evaluación

Antes de perforar

Ingeniería de producción

Los datos de producción o información de pruebas de producción de áreas similares o cercanas se utilizan para es t imar e l desempeño de un yacimiento.

Durante la perforación

Ritmo de penetración

La información diaria que se obtiene durante la perforación es el ritmo de penetración de la barrena. Esta es una medida de la dureza de la formación que es perforada. Un cambio en el ritmo evidencia la presencia de otra formación.

Recortes

Los recortes obtenidos de la perforación son colectados periódicamente y se analizan bajo el microscopio para estimar la profundidad a la cual fueron cortados, definir la columna geológica y observar la presencia de hidrocarburos.

Registro de lodos

El registro de lodo es un servicio en sitio que proporciona un laboratorio móvil.

El servicio generalmente se realiza para pozos exploratorios y en sitios donde el riesgo de la perforación es alto. Las unidades de registro de pozos proporcionan una variedad de servicios, sin embargo, los dos básicos son:


PRUEBAS DST

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la detección de hidrocarburos y el monitoreo de las propiedades del lodo y los recortes.

NúcleosLos núcleos que se obtienen durante la perforación con un barril de muestreo son las muestras más directas de la formación. Pueden colectarse hasta 30 metros de núcleo para analizarlo en el laboratorio determinar su litología, saturación de fluidos, porosidad, permeabilidad y otros datos relevantes para los ingenieros de yacimientos.

MWD

Utilizando sensores de fondo y técnicas de telemetría, es posible adquirir datos del subsuelo en tiempo real mientras se está perforando. Estos datos incluyen: direccional, presiones, temperaturas, radiact iv idad de la formación, resistividad, peso y torque en la barrena. Con estas mediciones se determinan las propiedades de la formación.

Posterior a la perforación

Registros eléctricos

Hay un gran número de herramientas para realizar registros, tanto en agujero descubierto como revestido, que pueden ser corridas mediante cable para obtener datos de la formación, tales como: l i tología, espesor,

porosidad, saturación, espesores impregnados, profundidad, tamaño de agujero, etc.

Núcleos de pared

Es un método para recuperar pequeñas muestras de núcleos en agujeros perforados previamente utilizando la técnica de cable eléctrico. Se utilizan cilindros cortos que se manejan dentro de la formación y son recuperados por cable. La ventaja de esta técnica es que se pueden recuperar núcleos a cualquier profundidad, aunque tienen la desventaja de ser de pequeño calibre y se tiene poca recuperación en agujeros descalibrados.

Pruebas de formación

Es un método que utiliza cable para colectar muestras de fluidos de la formación y medir la presión del yacimiento antes de que el pozo sea revestido. Se puede considerar como si fuera una mini DST.

Pruebas DSTComo se describió anteriormente, esta forma de evaluación de la formación es una terminación temporal que permite obtener información de la formación en condiciones dinámicas de flujo, con el objetivo de obtener los datos más precisos del comportamiento y capacidad del yacimiento. Este método de evaluación permite ver con más profundidad dentro del yacimiento en

comparación con los otros métodos de evaluación descritos.

Tipos de pruebas DST

Las pruebas DST pueden ser llevadas a cabo ya sea en agujero descubierto o después de que la TR ha sido cementada. En agujero descubierto, las pruebas pueden realizarse cerca del fondo del pozo 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 agujero. Existen tres tipos de pruebas DST en agujero descubierto y dos en agujero revestido. 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:

1. Convencional de fondo

2. Convencional para intervalos

3. Con sistemas inflables

En agujero revestido:

4. Convencional

5. Herramientas activadas por

presión

1. Prueba convencional de fondoLa 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 es realizada cuando el intervalo de interés se encuentra muy próximo al fondo del pozo en agujero descubierto. Los componentes de la sarta son espaciados para aislar la zona de interés y ésta se corre hasta el fondo. Con las herramientas en el fondo, se aplica peso del orden de 10 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 reciprocando la sarta, rotando o, en caso de agujero revestido, aplicando presión al fluido en el espacio anular. Se puede utilizar un arreglo en serie de dos empacadores para incrementar la longitud de sello y garantizar el éxito de la prueba. Este tipo de prueba debe ser corrida cuando las condiciones del agujero son favorables y exista un mínimo de recortes en el fondo. La Figura 1 muestra una sarta típica para realizar una prueba convencional de fondo.


PRUEBAS DST

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2. Prueba convencional para intervalos

Es una prueba DST realizada cuando la zona de interés se encuentra por encima del fondo del pozo o cuando se aísla el intervalo de otra zona potencial, la cual queda por debajo del empacador. Este tipo de prueba se realiza generalmente cuando el pozo alcanzó su profundidad total, el agujero está en buenas condiciones y hay varias zonas de interés para probarse.

La zona de interés se aísla con empacadores straddles, los cuales no sólo aíslan la carga hidrostática de la columna de lodo, sino también la otra zona de interés. Si la zona de interés no se encuentra a una gran distancia del f o n d o d e l p o z o , s e u t i l i z a n 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 rea l i za r la p rueba. 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.

Figura 1. Arreglo típico de una prueba DST convencional en agujero descubierto

Tubería de perforación

Válvula de controlMuestreador

Válvula hidráulica

Registrador de presión

Empacador


Tubería ancla

diferentes presioneperforación. El superior experimentará una carga de fuerza 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 subsecuen tes e fec tos de compresión sobre el empacador, fuga de fluidos, etc. Entre los empacadores, la fuerza ejercida es igual, pero de sentido opuesto.

Cuando se requiere una prueba por arriba del fondo del pozo y las condiciones cercanas a la zona de interés son irregulares, un sistema de empacadores inflables es utilizado en lugar del sólido como parte de la sarta de la prueba. En este caso, no se requiere aplicar peso a la sarta para anclar el empacador. La sarta de prueba es armada y corrida en el pozo. Cuando los empacadores alcanzan la profundidad de interés, se rota la sarta para activar una bomba de fondo, la cual utiliza al lodo para inflar el empacador. La bomba es operada rotando la sarta de 30 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

del fluido de

3. Prueba con sistemas inflables

Combinación X-O

Empacador


Tubo igualador de presión


Combinación inversa


Válvula doble cierre

Junta de expansión

Zapata

Figura 2. Arreglo típico de una prueba DST convencional para intervalos


PRUEBAS DST

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4. Prueba convencional en agujero revestido

La prueba DST en agujero revestido se corre cuando el pozo se ha cementado la tubería de revestimiento. Los disparos de terminación se efectúan frente al intervalo de interés antes de que las herramientas de la prueba sean corridas en el pozo, o bien éstas se integran como parte de la sarta de la prueba. En este caso, los disparos deben ser efectuados bajo condiciones de sobrebalance. Por regla general, las pruebas en pozo revestido son seguras y más fáciles de controlar.

Estas pruebas generalmente se realizan en pozos con alta presión, desviados o profundos y, por lo general, se utiliza la tubería de producción en lugar de la tubería de perforación. La Figura 4 muestra un ensamble de fondo de la prueba convencional en agujero revestido, el cual incluye b á s i c a m e n t e u n s i s t e m a d e e m p a c a d o r e s r e c u p e r a b l e s , 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 utilizados. Lo anterior incluye aplicar torque a la derecha y peso para anclar,

Empacador

Empacador


Tubería ancla

Zona de interés

Dispositivo de arrastre

Empacador

Empacador


Tubería ancla

Zona de interés

Empacador

Empacador


Tubería ancla

Zona de interés

Empacador

Empacador


Tubería ancla

Zona de interés

Dispositivo de arrastre

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.

Figura 3. Arreglo típico de una prueba DST con sistemas inflables

5. Prueba en agujero revestido con herramientas activadas por presión.

4. COMPONENTES DE UNA SARTA DST

Cuando el pozo está revestido, se puede llevar a cabo una prueba DST con un ensamble de fondo, cuyas herramientas pueden ser activadas mediante presión, en lugar de rotar o reciprocar. Esta forma de realizar la prueba generalmente es la mejor en equipos flotantes en pozos marinos o en pozos altamente desviados, en los cuales se dif iculta precisar el movimiento de la sarta. En la sarta con herramientas operadas con presión, el e m p a c a d o r s e a n c l a convencionalmente. La válvula de prueba está equipada con un ensamble, la cual neutraliza las presiones de la hidrostática del fluido de perforación. Una cámara cargada con N conserva la válvula cerrada. 2

Después de anclar los empacadores, se represiona el anular a una presión establecida para abrir la válvula y permitir el flujo. Para cerrar la válvula se libera la presión en el espacio anular.

Las herramientas operadas con presión están disponibles con diseños internos, los cuales permiten operaciones con la t ube r ía de p roducc ión y l as herramientas con cable.

o bien, levantando para desenganchar una ranura en forma de “J” que trae el ensamble del empacador, y aplicando torque a la derecha mientras que se suelta 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 TR, abrir la válvula hidráulica y aislar la zona debajo del empacador. El peso debe mantenerse durante toda la prueba.

Figura 4. Arreglo típico de una prueba DST convencional en agujero revestido.

Tubing otubería de perforación

Cemento

Tubería derevestimiento

Empacador

Cuñas

Tubería disparada

Zona de interés


PRUEBAS DST

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problemas de pegaduras. Algunos componentes adicionales se agregan, en casos de pozos marinos, para pe rm i t i r l a compensac ión de movimientos y para sacar la sarta en casos de emergencia. A continuación se desc r i ben l os p r i nc i pa les componentes de fondo utilizados para realizar una prueba:

Tubería de perforación (tubing)Es la sarta de tuberías de perforación o de producción utilizadas como medio de conducción de los fluidos a producir y el medio por el cual se bajan las herramientas para activar la prueba del intervalo de interés.

Las trabarrenasSon los elementos tubulares auxiliares para aplicar peso a la sarta.

Substituto de circulación inversaEs el componente de la sarta para ac t ivar la c i rcu lac ión inversa proporcionando el medio para desplazar, mediante el lodo de perforación, los fluidos producidos a la superficie durante la prueba. Puede contener uno o más puertos de circulación. Se corre en el pozo con los puertos en la posición cerrada, y permanece así hasta que se colectan todo los datos requeridos de la prueba. Cuando se abren los puertos, proporciona comunicación entre el espacio anular y la tubería de

Las sartas utilizadas 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 producc ión de prueba. Es tán 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 esta sección se describe la función que desempeñan en la sarta los principales 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.

Componentes de fondoEl equipo o componentes de fondo requeridos para realizar una prueba DST deben ser “diseñados” para aislar la zona de interés, controlar los períodos de flujo y cierre de la prueba, registrar la presión en el interior y exterior de las herramientas, colectar los fluidos en condiciones fluyentes y permitir la recuperación de las herramientas cuando se presenten

Cuando el ensamble es colocado en la posición de interés, la sarta se baja para aplicar peso para asentar el empacador y abrir la válvula hidráulica. La herramienta contiene un dispositivo de retrazo entre tres y cinco minutos para activar la apertura de la válvula.

Martillo hidráulicoEsta herramienta es utilizada para proporcionar una fuerza de impacto ascendente a la sarta en el caso de que ésta llegue a pegarse en el pozo durante el desarrollo de la prueba.

Junta de seguridadEste componente de la sarta se utiliza para recuperar todas las herramientas arriba de ella, en el caso de que la parte inferior quede atrapada o pegada en el pozo. Existen diferentes mecanismos para accionar las juntas de seguridad. Algunas se utilizan mediante una conexión a la izquierda, mientras que otras tienen una conexión normal a la derecha.

EmpacadorEl empacador utilizado generalmente para una p rueba en agu je ro descubierto es un empacador sólido de goma. El tipo de goma depende de la aplicación específica. Cuando se aplica peso a la sarta, el ensamble del e m p a c a d o r s e m u e v e descenden temente , compr im i -e n d o l a p a r e d e x t e r n a d e l

perforación (o tubing). Esta comunica-ción, durante la recuperación de las herramientas de la prueba, es importante para: ·Circular y acondicionar el sistema de lodo

·Prevenir reventones Servir de lubricación cuando se ·

presente una pegadura por presión diferencial.

Los puertos se pueden operar mediante la aplicación de presión en el espacio anular en pruebas DST en agujero revestido.

Válvula de control de flujoEste componente se utiliza para regular los períodos de flujo y de cierre durante la prueba. Se opera ya sea por aplicación de peso a la sarta, rotando la tubería o bien, aplicando presión en el espacio anular. Los períodos de cierre y apertura se limitan a dos o tres, en el caso de activar la válvula mediante el movimiento de la tubería.

Válvula hidráulicaEsta válvula es un componente de la sarta, que se mantiene cerrada al momento de correrla en el pozo con el propósito de mantener la tubería “seca”, es decir, sin fluido por el interior, o mantener cualquier fluido utilizado como colchón dentro de la tubería.


PRUEBAS DST

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cuales se miden y registran los datos de presión y temperatura. Se localizan genera lmen te po r deba jo de l empacador, cerca del intervalo a probar. Los registradores de presión pueden ser internos y externos. Estos últimos se colocan por debajo de la tubería ancla, mientras que los internos se pueden colocar por encima del empacador.

Substituto igualador de presiónE s t e d i s p o s i t i v o p e r m i t e l a comunicación entre el espacio anular arriba del empacador y la zona aislada entre dos empacadores, uno superior y otro inferior. Un tubo de diámetro pequeño se coloca desde este substituto hasta el fondo del empacador inferior, pasando por las herramientas de p rueba . Ta l comun icac ión proporciona un paso de fluidos, conforme se corre la sarta en el pozo, igualando la presión arriba del empacador y la presente en el empacador inferior, permitiendo incluso detectar si el empacador de fondo se ancla apropiadamente. Este dispositivo se utiliza en pruebas para intervalos.

mismo contra las paredes del agujero. Mientras se mantiene el peso, se obtiene el sello requerido.Algunas compañías de servicio recomiendan usar dos empacadores para garantizar el sello, sobre todo en el caso de pozos con problemas en su calibre.

Tubo anclaLa tubería ancla consiste generalmente de un conjunto de lastrabarrenas perforados, los cuales permiten la entrada del fluido de la formación hacia la sar ta de prueba. Además, desempeña la función de absorber las cargas compresivas cuando se anclan los empacadores.

Registrador de presión/temperaturaSon los dispositivos mediante los

Cabeza de controlLa cabeza de control es una combinación de swivel y válvula de control que se localiza en la parte superior de la sarta. La válvula permite el control superficial del flujo; mientras que el swivel permite la rotación de la sarta en caso necesario para asentar los empacadores o para operar alguna herramienta en particular. Una cabeza de control dual es generalmente utilizada en los casos de tener altas presiones en los intervalos a probar o en el caso de los pozos marinos La válvula se activa mediante la presión con líneas de nitrógeno. Contiene un receptáculo para incorporar y soltar barras para activar los puertos de los substitutos de circulación inversa.

ManifoldEl manifold es un conjunto de válvulas de control colocadas en el piso del equipo para operar las siguientes funciones:

Tomar muestras de los fluidos Colocar estranguladores· Medir la presión en superficie· Control adicional de la presión·

·

Válvula maestra submarinaLa válvula maestra submarina es una combinación de válvula y un sistema hidráulico, la cual es ensamblada y colocada en la sarta de prueba para anclarse en el sistema de preventores. La válvula actúa como una válvula de seguridad y el sistema hidráulico la activa o desactiva para permitir la desconexión de la sarta en caso de emergencia en pozos marinos.

Juntas de expansiónLas juntas de expansión 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. 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. Al menos dos juntas de expansión se corren normalmente.

Equipo superficialEl equipo superficial requerido durante la ejecución de una prueba DST está previsto para controlar y dar seguridad a la prueba, para medir los gastos de flujo y disponer de los fluidos en superficie durante la prueba. A continuación se describen brevemente sus componentes pr inc ipa les .


PRUEBAS DST

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Las condiciones principales que deben darse para una prueba exitosa son:

A) Funcionamiento apropiado de las herramientas utilizadas en la Prueba.

B) Condiciones apropiadas del agujero.

C) Diseño apropiado de la prueba.

Los siguientes problemas pueden causar que las herramientas utilizadas e n l a p r u e b a f u n c i o n e n incorrectamente:

1. Mal funcionamiento de

registradores.

2. Fuga en la tubería.

3. Er ro res humanos, como medición incorrecta de la tubería.

4. Falla al asentar el empacador.

5. Falla en la operación de las válvulas.

Incorporando varios registradores de presión, se solventará el primer problema potencial; mientras que para resolver el segundo, es necesario probar a presión la tubería lo más continuamente posible. La tercera causa potencial se puede evitar siendo

A. Funcionamiento apropiado de las herramientas utilizadas para la prueba

SeparadorLínea de flote Mechero

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 p o s i c i o n e s p a r a c o l o c a r l o s 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.

En esta sección se presentan las principales consideraciones que deben tomarse en cuenta en los trabajos de diseño de las pruebas DST. El trabajo de diseño consiste específicamente en o b t e n e r l o s p a r á m e t r o s y / o especificaciones de los materiales (tubulares de la sarta) que se utilizarán en las operaciones, ya que deben ser descritos en el programa detallado de la t e r m i n a c i ó n . L o s p a r á m e t r o s operativos deben asegurar el éxito de l as ope rac iones med ian te l a comprobación de su desempeño mecánico.

5. CONSIDERACIONES DE DISEÑO

presentes en el lodo de perforación.

El diseño inapropiado de una prueba conduce a fallas potenciales. Existen varias razones por las cuales una DST puede ser diseñada incorrectamente:

1. Mal desenpeño mecanico de los

tubulares de la sarta utilizada. 2. Por la severidad en la presión de

choque impuesta a la formación cuando la presión de formación es expuesta a la tubería vacía, y q u e p u d i e r a d a ñ a r a l empacador al grado de no sellar.

2. Es factible que se generen presiones de surgencia debido al movimiento de la tubería y al anc la je de l empacado r, p u d i e n d o c a u s a r l a manifestación de presiones relat ivamente al tas, muy próx imas a l agu je ro en formaciones permeables.

3. Es importante que los períodos de flujo y cierre de la prueba sean lo suficientemente largos para obtener los resultados apropiados.

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

C. Diseño apropiado de la prueba

muy cuidadosos al planear y llevar a cabo la prueba. La falla en el asen tamien to de l s i s tema de empacamiento se puede evitar levantando ligeramente las secciones del intervalo de prueba para localizar el empacador.

En general , las fal las en las herramientas que componen la sarta de prueba se pueden evitar utilizando equipos que estén en buenas condiciones.

Los problemas de acondicionamiento del agujero pueden resultar por las siguientes condiciones en el pozo:

1. Excesivo depósito de sólidos en el fondo, lo cual puede resultar en daño a l s is tema de empacamiento y en pegaduras de la tubería ancla en el fondo.

2. Agujero descalibrado, el cual no permitirá el buen asentamiento del empacador.

3. El cierre del agujero no permitirá a las herramientas de la prueba alcanzar la zona de interés.

4. Asentamiento inadecuado del empacador.

5. Ta p o n a m i e n t o d e l a s herramientas por los sólidos depositados en el fondo o

B. Condiciones apropiadas del agujero


PRUEBAS DST

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Donde:hc= Altura del colchón

= r Densidad del lodol

rc= Densidad del fluido colchón h= Profundidad del empacador di= Diámetro interior de la tubería

V= Volumen de colchón

Para resolver la condición que se manifiesta en el punto tres, es importante señalar que durante el primer período de flujo se debe desfogar la presión generada a fin de que no con t r i buya a que l a interpretación de la prueba en el primer periodo de cierre sea incorrecta. Con la finalidad de estudiar y comprender los conceptos para estimar la magnitud de las presiones generadas por el movimiento de la sarta, los remitimos a la Guía de diseño de viajes.

El cuarto punto puede resolver tomando en cuenta los tiempos mostrados en la Tabla 1 para cada uno de los periodos de flujo y de cierre requeridos durante la prueba. Estos valores son “reglas de dedo”, que pueden ajustarse de acuerdo con las condiciones presentes en el pozo y del comportamiento esperado en el intervalo de interés.

Tabla 1. Duración de periodos en prueba DST

El alcance de esta guía de diseño se enfoca principalmente a dar respuesta conceptual al primer punto referido. Es decir, determinar y analizar el desempeño mecánico de los tubulares utilizados en la prueba DST, con el fin de asegurar el trabajo de los mismos durante el desarrollo de la prueba.

Para considerar la problemática planteada en el punto dos, es común aplicar como “regla de dedo” la siguiente consideración:

Si la presión diferencial entre la carga hidrostática del lodo presente en el espacio anular y en el interior de la tubería excede los 4000 psi, se debe utilizar un colchón de agua (nitrógeno o diesel, en algunos casos) y colocarlo en el interior de la tubería para reducir la presión diferencial a menos o igual a 4000 psi, cuando la válvula de control sea abierta. Por lo tanto, la altura requerida del colchón puede obtenerse con la siguiente ecuación:

Y el volumen requerido para alcanzar esta altura de colchón en el interior de la sarta de tuberías utilizadas se puede calcular mediante la siguiente ecuación:

c

l hhc

r

r2813-=

ic dhcV 1=

Inicial de flujo

Inicial de cierre

Final de flujo

Final de flujo

Final de cierre

Periodo

60 a 80 min

8 horas, luzdiurna

1.5 a 2 veces el 2ºperiodo deflujo

Tiempo

5 a 10 min

30 a 60 min

Pozos terrestres enagujero descubierto,dependiendo de lapermeabilidad

Pozos marinos en agujero revestido

Observaciones b) Analizando el desempeño mecánico de la sarta por utilizar. En este otro caso, se realiza una rev is ión de l desempeño mecánico de la sarta a utilizar (perforación o tubing) mediante el uso y generación de la envolvente de falla para cada tipo de elemento tubular.

Para entender la aplicación de cada uno de los puntos anteriores, es importante refer irnos a los conceptos de resistencia y de cargas actuantes en la sarta de prueba. Es conveniente consultar las guías de diseño de: TRs, aparejos de producción, sarta de perforación y la de empacadores, a fin de profundizar más sobre el tema de desempeño mecánico de los elementos tubulares. En este apartado se d e s c r i b i r á n l o s c o n c e p t o s fundamentales apl icables para determinar el desempeño mecánico de una sarta de prueba DST.

Cualquier elemento tubular que se incorpore como parte de la sarta de p r u e b a m e c á n i c a m e n t e d e b e desempeñarse con una resistencia superior a la carga impuesta en todos los eventos que se presentan durante el desarrollo de la prueba. Es decir:

Esta premisa de la mecánica de

RESISTENCIA / CARGA > 1.0


PRUEBAS DST

Para resolver el primer punto, es necesario determinar los parámetros operativos y las especificaciones de los tubulares a utilizar en la prueba, cuantificando su desempeño mecánico durante la misma. Estos se pueden determinar de las dos maneras siguientes:

a) S e l e c c i o n a n d o l a s

características mecánicas que debe tener la sarta a utilizar durante la prueba. En este caso, se procede a seleccionar la distribución y especificaciones de los elementos tubulares que van a conformar la sarta. Dependiendo del t ipo de prueba, se puede utilizar una sa r t a con t ubu la res de perforación o una de producción

m a t e r i a l e s d e b e c u m p l i r s e independientemente del tipo de carga a la que se vea comprometido cada componente de la sarta.Basados en lo anterior, es de interés particular revisar los dos parámetros implicados. Por un lado, todo lo relativo a la resistencia de los elementos tubulares y, por otro, todo lo relacionado con los tipos de carga y la forma de evaluarlas.

Capacidad de resistenciaLa capacidad de resistencia de los elementos tubulares se puede entender como la aptitud que ofrece el material para absorber cualquier tipo de carga sin que se manifieste la falla en el cuerpo geométrico del tubular. Derivado de los estudios realizados por el Instituto Americano del Petróleo (API) y la aplicación de modelos como el de Henckel Von Misess, podemos contar en la actualidad con una representación aproximada de la capacidad de resistencia de una tubería. EL API, en su boletín 5C3 (ver anexo A), describe las formulaciones que permiten predecir la resistencia de una tubería para evitar las tres principales fallas que se presentan al trabajar en el interior de un pozo:

O Colapsoo Estallamientoo Tensión/Compresión

Estas fallas las experimentan tanto las tuberías de perforación como las de revestimiento y de producción.

Figura 4. Capacidad de resistencia de una tubería

La Figura 4 es una representación gráfica del comportamiento de la resistencia de una tubería de 5”. La línea negra representa los límites de resistencia calculadas con las formulas API, mientras que la línea roja representa los límites de resistencia de la tubería calculados con el modelo de Von Misses, llamado también modelo triaxial.

Gráficos como los mostrados en la Figura 4 pueden denominarse envolvente de falla o criterio de falla, en virtud de que los puntos límite de cada curva o contornos representan la capacidad de resistencia del tubo, determinada mediante los dos modelos principales para medir su desempeño mecánico. Para conocer con más profundidad del tema, consulte la Guía

Modelo API

A s

P

A s

Modelo TRIAXIAL

Modelo API

A s

P

A s

Modelo TRIAXIAL

Pagina veintiuno

de diseño de TRs, en la cual se trata este tema con más profundidad.

A partir del análisis de la Figura 4 pueden observarse las siguientes condiciones: · EL primer cuadrante muestra e comportamiento de la resistencial de la tubería a las fallas por estallamiento -tension. ·El segundo cuadrante muestra el

comportamiento de la resistencia de la tubería a las fal las por estallamiento- compresión.

· El tercer cuadrante muestra el comportamiento de la resistencia de la tubería a las fallas por colapso-compresión.

·El cuarto cuadrante muestra el comportamiento de la resistencia de la tubería a las fallas por colapso-tensión.

Es importante señalar que el comportamiento o capacidad de resistencia, como la mostrada en la Figura 4, es generada tomando en cuenta varias hipótesis. Entre las más importantes pueden mencionarse las siguientes:

· Geometría perfecta del tubular: no ovalidad, no excentricidad. ·La cedencia del material es

constante con respecto a la temperatura.

·Tubería nueva

Es de esperarse que la sarta de tubulares a usarse en pruebas DST esté sujeta a condiciones de falla, por lo que es de vital importancia analizar su comportamiento mediante el uso de este tipo de envolvente. Es importante señalar que, en caso de usar sartas de prueba que tengan ya un uso previo, es necesario determinar el grado de fatiga que han tenido para clasificar la tubería y asignarle una degradación en su capacidad de resistencia. En el caso de tuberías de perforación, existen las siguientes clases para diferenciar su capacidad de resistencia:

·Nueva (100%)·Premium (90 %)·Clase 2 (70%)·Clase 3 (50%)

La d i fe renc ia no tab le en las especificaciones de las clases de tuberías se centra en la resistencia a la tensión del cuerpo del tubo y la resistencia a la torsión. Los datos de referencia para especificaciones de tubería nueva se obtienen en los boletines y recomendaciones del API. En e l anexo B se mues t ran especificaciones de un diámetro de sarta de perforación considerando las diferentes clases de tuberías.

Evaluación de cargasLas principales cargas a las que se expone la sarta durante el desarrollo de


PRUEBAS DST

una prueba (introducción, toma de información y recuperación de la misma) son: cargas axiales y de presión. Las primeras son las que permiten cuantificar los márgenes operativos al jalón (trabajando con la sarta) de la sarta, con la finalidad de realizar con seguridad las maniobras de la prueba sin que se manifieste una falla por tensión. Mientras que las cargas de presión se presentan por los perfiles de presión interna y externa generados por la carga hidrostática de los fluidos contenidos en el espacio anular y el interior de la sarta, que dan lugar a una p o s i b l e f a l l a p o r c o l a p s o o estallamiento. En una prueba DST, la falla potencial a la que se expone cualquier tubular por efecto de la carga de presión es la de colapso.

Las cargas axiales que se presentan en una sarta que se va a correr en el interior de un pozo, se generan por los siguientes factores:

o Peso de la sarta (+)o Flotación (-)o Flexión (+-)o Fricción (+-)o Choque (+)

o Efectos axiales (+-)

En el anexo C se presentan las formulaciones matemáticas para

Cargas axiales

calcular cada una de las cargas axiales referidas. Un comportamiento típico de las cargas axiales vs profundidad se muestra en la Figura 5. Se observan los diferentes escenarios (líneas de carga) de acuerdo al evento que toma lugar al cuantificar la magnitud de la carga.

Figura 5. Distribución de cargas axiales

Cada uno de los factores referidos aporta una magnitud de carga axial, que puede ser positiva o negativa, dependiendo del factor y del evento que toma lugar. Los signos mostrados en la relación de factores significan el efecto que generan al cuantificar la carga. Por convencionalismo, el signo positivo produce cargas de tensión, mientras que el signo negativo significa cargas compresivas.

Puntoneutro

0

h

carga axial

Tensión

Compresión

pesoflotada

corriendo

sacando

choque

flexión

Puntoneutro

0

h

carga axial

Tensión

Compresión

pesoflotada

corriendo

sacando

choque

flexión

0

h

carga axial

Tensión

Compresión

pesopesoflotada

corriendo

sacando

choque

flexión

Pagina veintitres

Los principales escenarios de carga axial que experimenta la sarta de prueba y que se generan durante el desarrollo de la prueba son:

·En la corrida de la sarta

·Al anclar empacador

·Al fluir pozo

·Trabajando la sarta (jalar/soltar peso).

Cargas de presiónLas cargas por presión que se presentan en las tuberías son generadas por efecto de la hidrostática de los fluidos, que actúan tanto en el interior como por el exterior del cuerpo del tubo. Además, se manifiestan diferentes cargas de presión por efecto de la dinámica del flujo de fluidos durante las diferentes operaciones realizadas al perforar y terminar un pozo.

Al realizar una prueba DST y durante todo su desarrollo, la sarta experimenta una condición crítica al momento de colocarla en el fondo, generando una presión diferencial entre la presión generada en el exterior del cuerpo del tubo y la presión en el interior de la sarta, que intentará colapsar a la tubería.

Figura 6. Comportamiento de presión aplicada en la sarta de prueba.

En este escenario de carga, la presión exterior actuando es la carga hidrostática del fluido contenido en el espacio anular, generalmente el lodo utilizado en la perforación. Mientras que el interior se encuentra a la presión atmosférica, en el caso de no incorporar un fluido como colchón de protección. La Figura 6 muestra el comportamiento de los perfiles de presión actuantes.

Desempeño mecánicoHabiendo revisado los conceptos de carga y capacidad de resistencia, se cuenta con los elementos para

0

h

LodoE.A.

ColchónSarta

presión

SartaVacía

0

h

LodoE.A.

ColchónSarta

presión

SartaVacía


PRUEBAS DST

mecánico de los tubulares. Esto significa obtener cualitativa o cuan t i t a t i vamen te l a r e l ac i ón resistencia a carga en toda la longitud de la sarta cuando está expuesta a cargas durante el desarrollo de la prueba DST.

La forma de establecer los límites de desempeño mecánico deseado de las sartas, tanto en la modalidad de diseño como en el análisis, se puede comprender mediante el uso de los denominados factores de seguridad o factores de diseño, que representan una medida de la magnitud de la relación resistencia a carga, que se establece por política o por alguna decisión técnica, que garantice un margen de seguridad durante los trabajos con la sarta en las operaciones realizadas en el pozo. Los factores de diseño se definen y fijan para cada una de las condiciones de falla que se pueden presentar al trabajar con las sartas, tales como:

Factor de diseño a la tensión (Fdt) Factor de diseño al colapso (Fdc) Factor de diseño al estallamiento (Fde) Factor de diseño triaxial (Fdtx)

La magnitud de cada uno de ellos se puede establecer tanto para el cuerpo

del tubo como para la conexión. La Tabla 2 presenta el rango de valores más utilizados para estos factores.

Tabla 2. Factores de diseño

Los factores de diseño se pueden u t i l i z a r d e d o s m a n e r a s : 1 ) incrementando la magnitud de las cargas al multiplicarlas por el valor del factor de diseño, y 2) reduciendo la resistencia de las tuberías al dividirla por el factor de diseño. En ambos casos, se aplica para cada una de las condiciones de falla, pero sin utilizar las dos condiciones. En el modelo API se afectan las resistencias al colapso, estallamiento y tensión. Mientras que en el modelo de Von Mises (triaxial) se afecta la en volvente triaxial .

Figura 7. Comportamiento mecánico de una tubería

Colapso

Estallamiento

Tensión

Triaxial

1.0-1.3

1.0-1.25

1.0-1.6

1.0-1.2

1.0-1.3

1.0-1.3

1.0-1.8

1.0-1.25

Falla Cuerpo del

tubo

Conexión

-280000 -240000 -200000 -160000 -120000 -80000 -40000 0 40000 80000 120000 160000 200000 240000 280000 320000

18000

15000

12000

9000

6000

3000

0

-3000

-6000

-9000

-12000

-15000

-18000

Carga axial(lbf)

Pre

sió

nefe

ctiva(p

sig

)

Burst 1.100

Collapse 1.000

Tension 1.300Tri-axial 1.250

Note: Limits are approximate

Condiciones iniciales

Producción estable

Cierre del pozo

Prueba de presión

Tubería vacía

Jalón

Pagina veinticinco

La medición del desempeño mecánico de los tubulares puede realizarse c u a l i t a t i v a m e n t e m e d i a n t e l a representación gráfica de su capacidad de resistencia y la superposición del comportamiento de las cargas, como se muestra en la Figura 7.

Al quedar implícitos los factores de diseño en el comportamiento de la carga o envolvente de falla de la tubería (API y triaxial), se puede observar si puede soportar las cargas. Esto se detecta cuando las líneas que representan las cargas rebasan o se salen de las envolventes de falla. Como se observa en la Figura 7, la tubería analizada no soportará las cargas por la condición de prueba de presión y durante la producción estable del pozo. Esto significa que se tiene que cambiar para garant izar el desempeño mecánico. Es importante recalcar que esta “medición” del desempeño mecánico es cualitativa, en virtud de no contar con algún valor que represente el trabajo que están desempeñando los tubulares. Es una simple comparación entre capacidad de resistencia y cargas impuestas.

Resisten o NO resisten los tubularesEsta comparación se debe realizar mediante la representación de la envolvente de falla por cada cambio en la especificación de los tubulares utilizados en la sarta de prueba. Es

decir, si existen secciones dentro de la sarta con diferente grado, peso o diámetro, se debe construir o generar cada envolvente de falla, asignando la correspondiente carga, de acuerdo con la profundidad a la que esté colocada cada sección.

Una forma más precisa para medir el desempeño mecánico se puede realizar en forma cuantitativa de la siguiente manera: 1.Calcular para cada punto de profundidad la relación resistencia a carga, que en lo suces ivo denominaremos factor de trabajo.

Ft(h)= resistencia(h) / carga(h)

2. Normalizar los factores de trabajo, dividiéndolo entre el factor de diseño.

Ftn(h) = Ft(h)/ Fd

Realizar un gráfico para representar los factores de trabajo normalizados vs profundidad para cada una de las condiciones de falla. Es decir, calcular y graficar:

Ftnc: Factor de trabajo normalizado al colapsoFtne: Factor de trabajo normalizado al estallamientoFtnt: Factor de trabajo normalizado a tensiónFtntx: Factor de trabajo normalizado triaxial


PRUEBAS DST

La Figura 8 muestra un ejemplo del comportamiento de los factores de t rabajo normal izados para las principales condiciones de falla de una sarta. Ftn > 10

Al normalizar los factores de trabajo se simplifica la representación gráfica y numérica de los mismos, por el hecho de que están referidos al factor de diseño utilizado, dando como resultado que el desempeño mecánico pueda medirse con los factores de trabajo normalizados, a condición de que éste sea mayor que la unidad. Es decir, la sarta es capaz de soportar las cargas y cumplir con los límites establecidos por

el factor de diseño. Por eso es que, gráficos como el de la Figura 8 también sirven para medir cualitativamente el desempeño mecánico, con sólo observar que los factores de trabajo normalizados queden a la derecha de la unidad. La línea que marca la unidad se etiquetó como criterio de falla.

Para realizar tanto el diseño como el análisis de la sarta de prueba aplicando los conceptos de desempeño mecánico, se propone que los ingenieros de diseño se apoyen en la siguiente metodología:

a)DISEÑO. Se lecc ionando las características mecánicas que debe tener la sarta durante la prueba.

A continuación se describe la metodología para realizar el diseño de los elementos tubulares para la prueba DST:

El diseñador deberá contar con toda la información disponible para seleccionar los tubulares. Los siguientes datos sirven para obtener el desempeño m e c á n i c o d e l o s t u b u l a r e s seleccionados:

Trayectoria del pozoDensidad del lodoIntervalo(s) de interés

Metodología

1.Integrar información del pozo

0.0 0.8 1.5 2.3 3.0

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Factor de Trabajo Normalizado

MD

(ft

)

Estallamiento

Colapso

Axial

Triaxial

Criterio de Falla

Figura 8 Comportamiento de factores de trabajo

Pagina veintisiete

Especificaciones de tubulares (tuberías de perforación o de producción)

Establecer la magnitud de los factores de diseño. La Tabla 3 presenta los valores recomendables para utilizarlos en el proceso de diseño.

Tabla 3. Factores de diseño recomendables

Durante la prueba DST, la sarta utilizada estará sujeta al vacío hasta la profundidad de colocación del empacador.

Considerar un margen de jalón para la eventualidad de realizar trabajos con la sarta (incluso hasta considerar 50 a 60 ton por uso de martillo hidráulico).

Considerar el cambio de cargas axiales por efecto de los cambios de presión durante la prueba.

2.Definir las condiciones de diseño

3. Definir y evaluar escenarios de cargas

·

·

·

·

·

Considerar la factibilidad de utilizar un colchón de fluido.

Aplicar el concepto de carga máxima para determinar e l escenario de cargas que deben soportar las tuberías.

Se lecc iona r, de l con jun to de especificaciones de tuberías, las que mantengan una resistencia superior a la carga de presión, tratando de configurar un tren de tuberías de mayor espesor en el fondo y seleccionando tuberías en la superficie de menor espesor o grado.

Después de seleccionar los tubulares, se deben evaluar las cargas axiales bajo las condiciones especificadas en el punto 3. Después de esto, seleccionar las conexiones que mantengan un desempeño mecánico favorable para la prueba.

5. Revisar el desempeño mecánicoDeterminar la relación resistencia a carga en cada punto de profundidad. Es decir, calcular el factor de trabajo normalizado para cada una de las condiciones de falla y graficarlos con las envolventes o criterios de falla para revisar el desempeño mecánico de cada sección de tubería de diferente grado y peso seleccionado.

Se debe revisar la selección de los

4. Seleccionar tubulares

6. Revisar por efectos corrosivos (NACE)

Colapso

Estallamiento

Tensión

Triaxial

1.15

1.1

1.3

1.2

Falla Cuerpo del

tubo

Conexión

1.15

1.1

1.6

1.2


PRUEBAS DST

tubulares en relación a su grado para verificar que se cumpla con la norma NACE MR-0175 cuando se tiene un ambiente amargo en el pozo. En caso de que no sea necesario cumplir con esta norma, se deberá seleccionar grados de acero recomendados por la norma y regresar al punto 5. Aunque la prueba es relativamente temporal, el efecto corrosivo se puede ser agresivo en el caso de que los esfuerzos axiales sean superiores al 80% del valor de cedencia de los tubulares y se mantenga un ambiente de PH, presión y temperatura que aceleren el efecto corrosivo.

7.Evaluar el costoEstimar el costo de los tubulares seleccionados considerando los costos unitarios vigentes, tomando en cuenta la posición geográfica de entrega de los tubulares.

8. Elaborar reporte del diseñoIntegrar un reporte de los tubulares diseñados con los correspondientes respaldos, que permita demostrar el desempeño mecánico favorable y garanticen el trabajo realizado.

La siguiente metodología se propone para realizar el análisis mecánico de la sarta de prueba, para verificar que su desempeño sea eficiente al llevar a

b) ANÁLISIS. Del desempeño mecánico de la sarta por utilizar

cabo la prueba. Esta revisión consiste básicamente en verificar que la relación resistencia/carga >= Fd, utilizando los tubulares que conforman la sarta y las cargas críticas que se esperan durante la prueba:

1. Integrar información del pozo ·Trayectoria

·Lodo·Intervalo de interés·Distribución de la sarta·Espec i f i cac iones de los

tubulares que conforman la sarta (tuberías de perforación o de producción)

2. Definir condiciones para el análisisIgual que el punto a.2

3. Definir y evaluar escenarios de carga Igual que el punto a.3

4. Revisar el desempeño mecánicoIgual que el punto a.5.

5. Revisar por efectos corrosivos (NACE)

Igual que el punto a.6

6. Elaborar reporte del análisis

Igual que el punto a.8

Ftnc = Factor de trabajo normalizado

al olapso c

NOMENCLATURA

Pagina veintinueve

Ftne Factor de trabajo normaliza- o al estallamiento

Ftnt =Factor de trabajo normalizado a la tensiónFtntx = Factor de trabajo normalizado triaxial

hc = Altura del colchón (m)3

=Densidad del lodo (gr/cm ) =Densidad del fluido colchón

3 (gr/cm ) =Profundidad del empacador (M)

=Diámetro interior de la tubería (pg )

3 =Volumen de colchón (m ) Ftn =Factor de trabajo normalizado

Fd =Factor de diseño

Ft =Factor de trabajo

1. G u í a p a r a e l d i s e ñ o y asentamiento de TR's, Gerencia de Ingeniería-UPMP, 2003.

2. Guía para el diseño de sartas de perforación, Gerencia de Ingeniería-UPMP, 2003.

3. Guía de diseño de aparejos de producción, Gerencia de Ingeniería-UPMP, 2003.

= d

REFERENCIAS

4. Guía para el diseño de viajes, Gerencia de Ingeniería-UPMP, 2003.

5. Applied Drilling Enginnering, Bourgoyne, MillHeim, Young, Chenevert.

6. Drilling Engineering. A Complete

Well Drilling Approach, Neal

Adams.

7. Boletin 5C3-API. Formulas and

calculations for Casing, Tubing,

Drill Pipe and Line Properties.

8. Boletín 5CT-API. Especificacio- nes de Casing, Tubing y Drill Pipe.

lr

cr

h

id

V


PRUEBAS DST

08-pruebas dst.pdf

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