Pruebas de presión en pozos de gas: parámetros, tipos y procedimientos DST para optimizar la productividad

Pruebas de presión en pozos de gas: parámetros, tipos y pruebas DST

1. ¿Qué es una prueba de presión?

Definición: Son pruebas que permiten la evaluación de la zona de interés. Se realizan con el propósito de determinar la habilidad de la formación para producir fluidos mediante monitoreos permanentes de la variación y el comportamiento de la presión con respecto al tiempo.

2. ¿Cuáles son los parámetros que se determinan en una prueba de presión?

• Permeabilidad de la formación
• Daño o estimulación
• Presión del yacimiento
• Límites del yacimiento
• Volumen del yacimiento
• Área de drenaje

3. ¿Qué factores afectan la interpretación de una prueba de pozo?

• Tipo de sensor
• Posición del sensor en el pozo
• Almacenamiento
• Segregación de fases
• Factor de daño

4. Tipos de prueba de pozo aplicadas a yacimientos de gas

Están diseñadas para obtener información del pozo y del yacimiento. Se emplean en las etapas de evaluación del pozo y para determinar la capacidad de producción. Las pruebas para obtener información del pozo y del yacimiento son:

• Pruebas de restauración de presión o build-up
• Pruebas de tasas múltiples
• Pruebas de interferencia
• Pruebas de pseudo build-up
• Pruebas de fall-off
• Pruebas de declinación de presión

5. ¿Cuáles son las pruebas diseñadas para la etapa de evaluación del pozo?

• Prueba RFT (Reservoir Formation Tester)
• Prueba DST (Drill Stem Test)

6. ¿Cuáles son las pruebas diseñadas para determinar la capacidad de producción?

• Pruebas convencionales o de potencial absoluto
• Pruebas isocronales
• Pruebas isocronales modificadas

7. ¿A qué conducen las pruebas de pozo desde el punto de vista de la productividad?

Las pruebas de pozo, desde el punto de vista de la productividad, nos conducen a:

• Identificar los fluidos producidos y determinar sus respectivas producciones y relaciones
• Medir la presión y la temperatura del reservorio
• Determinar la capacidad de producción y entrega del pozo
• Obtener muestras representativas para análisis PVT
• Caracterizar el daño de la formación
• Evaluar los trabajos de reparación y estimulación de pozos

8. ¿Qué consideraciones se deben tomar en cuenta antes de realizar un DST?

• Condición del agujero
• Variación de la presión
• Condiciones operativas
• Uso de colchones
• Longitud del agujero a probar
• Manejo de las pruebas de producción en superficie

9. Descripción de una sarta DST

Elementos típicos que conforman una sarta DST:

• Zapata de anclaje
• Registro de presión de fondo
• Varillas perforadas para permitir la entrada de los fluidos
• Packers
• Junta de seguridad (permite, en caso de acuñamiento del packer, soltar la sarta y subir con todos los útiles sin el packer)
• Herramienta JAR (destinada a facilitar el arranque del packer en caso de agarre)
• Válvula de igualación (permite igualar las presiones de una parte y otra del packer para facilitar su arranque)
• Válvula de prueba
• Un registro de presión de varillas
• Válvula de cierre que se desciende abierta y se puede cerrar en el curso del ensayo
• Válvula de apertura del muestreador
• Válvula de circulación inversa que permite comunicar el espacio anular con el interior de las varillas por encima de la válvula de cierre; permite la recogida de los fluidos producidos y retenidos dentro de las varillas
• Un tren de varillas
• Cabeza de control bajo la mesa de control o mesa de rotación

10. ¿Con qué colaboraciones es necesario contar para realizar una prueba DST?

• Geólogo de subsuelo (marca los horizontes a ensayar y fija la posición)
• Productor (establece los tiempos de registro e interpreta resultados)
• Perforador (decide si la prueba se realiza según el estado del pozo)

Notas finales

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