Pruebas_de_formación_MDT_y_XPT.pdf

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PRUEBAS DE FORMACIÓMDT y XPT

EQUIPO 31.- Luis E. Castillo Mondragón

2.- Luis E. Contreras Pérez

3.- Henry Falcón Zacarías

4.- Om

5.- Soc

6.- Ma

INGENIERÍA PETROLERA

CARACTERIZACIÓN DINÁMICA DE YACIMIENTOS

AULA: D101

HORARIO: LUN Y MIE 19:00-21:00 HRS.



CONTENIDO▪

Introducción▪ Definición

▪ Herramienta▪ Componentes▪ Equipos en superficie▪ Límites

▪

Aplicaciones▪ Procedimientos▪ Resultados▪ Ventajas y/o Desventajas

▪ Conclusiones



INTRODUCCIÓNSocorro de Jesús Reyes Higa



INTRODUCCIÓN

Las compañías de exploración y producción evalúan los yacimientosde petróleo y de gas de muchas maneras. Quizás los métodos de evaluaciónmás comunes son los registros geofísicos de pozo abierto, introducidos porSchlumberger hace 75 años.

Estas técnicas emplean registradores y equipos de control ensuperficie conectados mediante un cable conductor a dispositivos de

medición bajados al fondo del pozo que envían las señales a la superficie.

La medición y el registro de datos se pueden efectuar durante laperforación mediante técnicas desarrolladas durante la década de 1990.(MWD y LWD).



La evaluación de formaciones con reentubados es menos común porque es más propiedades de la formación a través del revestidpesar de estos obstáculos, las mediciones en pozaportado información vital desde la década de 193

La presión del yacimiento es una de las que emplean los ingenieros, geólogos y caracterizar zonas de interés. Se puede medir dalgunas de las cuales también permiten la obtenci

fluidos de la formación.



En los últimos años, la tecnología ha progresado en este aspecto. hace mucho tiempo, no se consideraba factible obtener muestras endescubierto de calidad PVT mediante un probador de formación opecable, como el probador RFT.

Durante el proceso de perforación, el filtrado del lodo invade la foen mayor o menor grado. Por lo general , las muestras obtenidasherramienta RFT estaban contaminadas con filtrado de lodo.



La situación se ha visto más complicada aún con la difusión del ulodos base aceite (OBM).

El filtrado del lodo base aceite es miscible con el hidrocarburo del yacim

cual dificulta aún más la detección de la contaminación, además deconsecuencias de la misma son mucho más serias, puesto que el filtradopuede alterar en forma significativa las propiedades PVT del fluido.

La herramienta MDT ha permitido superar las limitaciones delque fue diseñada específicamente para extraer muestras de fluido

yacimiento.



IMPORTANCIA DEL MDT

El manejo adecuado de los yacimientos requiere medformación en un amplio rango de condiciones. La obtenrepresentativas del fluido de formación y determinación de anisotropía de la formación son igualmente importantes.

Las medidas de presión tomadas directamente

formación se grafican contra profundidad para producir unEl perfil resultante es extremadamente importante pyacimientos vírgenes o en desarrollo.



En yacimientos vírgenes , los perfiles de presión se pueden combinformación geológica, de núcleos, sísmica y registros eléctricos para deun modelo estático del yacimiento.

Los perfiles de presión en yacimientos en desarrollo pueden ofentendimiento del movimiento de los fluidos dentro del yacimienperfiles combinados con la historia de producción, medidas de pruebas dregistros de saturación de fluidos y el modelo de yacimiento estático, sopara modelar la respuesta dinámica del yacimiento, crucial para la optide la recuperación final.



DEFINICIÓNManuel Antonio Sandoval Cupil



PRUEBAS DE FORMACIÓN MDT Y XPT

El Probador Modular de la Dinámica de la Formación(MDT), se utiliza rutinariamente para obtener muestras de fluidosy medir las presiones de la formación en pozos descubiertos.

El concepto principal de la herramienta MDT esmodularidad (varios módulos con funciones específicas), lo que lahace muy versátil. Una sarta de MDT puede ser configurada de

acuerdo a los objetivos de la prueba.

La herramienta MDT (Modular Formation Dynamics Tester)proporciona mediciones rápidas y precisas de presión y toma demuestras de fluido de alta calidad.



Con el analizador óptico de fluidos LFA (Live Fluid Analyzer), es posible

▪ El tipo de fluido contenido en la capa probada.

▪ Presencia de agua o su corte.

▪ Si se encuentra aceite, es posible definir una relación gas-aceite duran

muestreo.



También se puede medir la anisotropía de la permeabilidaformación. En un solo viaje, la herramienta MDT es capaz de adquirir lade los datos requeridos, necesarios para la correcta y oportuna toma de de

Cuando sólo se desea la toma de presión de formación, semplear la herramienta XPT que solo mide presiones y puede ser comcon cualquier otra herramienta de registros y de esta manera optimizar epara posteriormente ir a fluir las mejores zonas en términos de m

(previamente obtenidas con el XPT), mediante el MDT con su analizadLFA y/o CFA o ambos, así como cámaras de muestreo para recupermuestras de fluidos en las zonas a caracterizar por el laboratorio.



OBJETIVOSMediante la toma de gradientes de presión en la formación es posible definir:

Densidad de fluidos in-situ para identificar zonas con gas, aceite o agua.

Diferente grado de comunicación hidráulica vertical en formación.

La profundidad de los contactos gas-aceite y aceite-agua si existen.

Zonas agotadas y no agotadas en presión.

Caracterizar las barreras horizontales y verticales para alimentar los Simde Yacimiento.



HERRAMIENTALuis Contreras LópezOmar Nava Andrade



SARTA MDT

Posee un diseño innovador y modular que permitepersonalizar la herramienta para las aplicaciones necesarias.

La herramienta MDT puede ser configurada en el lugar paraobtener los requerimientos exactos dependiendo de las necesidades

particulares de la evaluación del pozo.



ARREGLOS



COMPONENTES

Módulo electrónico de poder: Convierte la corriente alterna AC a corrientdirecta DC para suministrar energía a todos los módulos en la herramienta. Es una partesencial de cualquier configuración MDT.

Módulo hidráulico de poder: Contiene un motor eléctrico y una bombhidráulica que suministra fuerza hidráulica para instalar y quitar los módulos dprobetas únicas y probetas dobles. Posee un acumulador que le permite a las probetas dprueba retraerse automáticamente y prevenir un atrapamiento de la herramienta.

Módulo de probeta única: Contiene el arreglo de la sonda, los manómetros, losensores de resistividad de fluidos y temperatura, así como una cámara de 20 cm3 dprueba preeliminar.

Módulo de probeta doble: Contiene dos probetas montadas a 180° en el mismbloque. Cuando se combina con un módulo de probeta única, se convierte en un sistem

multi-probeta capaz de determinar la permeabilidad vertical y horizontal.



Módulo de doble empacador: Utiliza dos empacadoresinflables, puestos contra la pared del pozo, para aislar una sección de3 a 11 pies de la formación y facilitar el acceso a la formación en unárea de la pared que es miles de veces mayor que la superficie de la

probeta estándar.

Esto permite extraer fluidos de la formación a mayores gastossin caer por debajo del punto de burbuja y proporciona unaestimación de la permeabilidad con un radio de investigación endecenas de pies.

Es útil para hacer mediciones de la presión y la toma demuestras de fluidos en condiciones difíciles (formaciones vugulares,fracturadas y no consolidadas). Además el módulo de dobleempacador puede ser utilizado para las pruebas de estrés in-situ ypruebas de mini-frac.

▪ MDT: Probador de Formaciones (Modular Dynamic T



( y

▪ TCC-BF: Cartucho de Telemetría

▪ SGT-L/N: Rayos gamma para correlación

▪ MRPC: Módulo Electrónico de Poder

▪ MRMS (1): Módulo de multi-muestreo (para 6 muestr

▪

MRPO (3): Bomba para desplazar fluidos (Standard)▪ MRSC (1): Módulo de cámara sencilla

▪ CFA: Analizador óptico de fluidos

▪ MRPO (2): Bomba para desplazar fluidos (High Press

▪ LFA (2): Analizador óptico de fluidos

▪ MRHY (2): Módulo Hidráulico de Poder

▪ MRPS: Probador con Probeta Extra-Largo

▪ MRBA: Booster de poder

▪ MRHY: Módulo Hidráulico de Poder

▪ MRPQ: Probador con Probeta Quicksilver

▪ LFA: Analizador óptico de fluidos

▪ MRPO : Bomba para desplazar fluidos (High Pressur



EQUIPOS EN SUPERFICIE

1. Paquete de manguera.

2. Árbol EZ unidad de control ybomba de inyección de glicol.

3. Cabezal.

4. Válvula de seguridad delcabezal.

5. Equipo cableado paracabezal del pozo.

6. Registro de la unidad dedeslizamiento, equipo decómputo.

7. Unidades de adquisición dedatos.

8. Sistema de paro deemergencia.

9. Cabecera de datos.

10. Choke manifold.

11. Calentador e intercambiadorde vapor.

12. Separador trifásico.

13. Manifold d

14. Tanque de

15. Bomba de

16. Compresor

17. Manifold d

18. Supporting

19. Quemador

Los equipos en superficie para las pruebas de formaciones son:



A través de InterAct todos los datos del trabajo son monitoreados en tiempoficina de DCS u opcionalmente desde la oficina del cliente (PEMEX).

LÍMITES



LÍMITESESPECIFICACIONES MDT (SCHLUMBERGER)

CONFIGURACIÓN DE PROBETA ÚNICA

Diámetro externo 4.75 pulg. (120.6 mm)

Tamaño mínimo de agujero 5 7/8 pulg. (149.2 mm)Tamaño máximo sin accesorios 14.25 pulg. (361.5 mm)

Tamaño máximo con accesorios 24 pulg. (610 mm)

Presión 25,000 psi (17,235 kPa)

Temperatura máxima 400 °F (205 °C)

CONFIGURACIÓN DE DOBLE PROBETA


Tamaño mínimo de agujero 7.62 pulg. (193.6 mm)

Tamaño máximo sin accesorios 13.75 pulg. (336.5 mm)

Tamaño máximo con accesorios 15.00 pulg. (381.00 mm)



ESPECIFICACIONES MDT (SCHLUMBERGER)



( )

CONFIGURACIÓN DE DOBLE EMPACADOR

Diámetro externo 5.00 a 10.00 pulg. (127.0 a 254 mm

Tamaño mínimo de agujero 5 7/8 pulg. (149.2 mm)

Tamaño máximo de agujero 14.75 pulg. (374.6 mm)

Presión máxima 25,000 psi (17,235 kPa)


MÓDULO LFA


Longitud 5.83 pies (1.7 m)

Peso 161 lbm (73 kg)

Rango 0 a 5 densidad óptica

Precisión 0.01 densidad óptica


Temperatura 350 °F (176 °C)

ESPECIFICACIONES DEL MANÓMETRO (SCHLUMBERGER)



( )

MEDIDOR DE TENSIÓN

Rango 0 a 25,000 psi (0 a 17,236 kPa)

Precisión 0.10% escala completa

Repetitividad 0.06% escala completaResolución 0.1 psi (0.689 kPa)


MEDIDOR DE CRISTAL DE CUARZO

Rango 0 a 25,000 psi (0 a 17,236 kPa)

Precisión 2.0 psi (13.8 kPa) + 0.01% de lectur

Repetitividad <1.0 psi

Resolución 0.01 psi




Si las condiciones del pozo son favorables, la herramienta puede correrseen agujeros con un diámetro interno pequeño de 5 1/2 pulg. (14cm).

Al permanecer estáticos durante la operación, estos dispositivos corren de quedarse atascados en pozos difíciles o sobre presionados, o en pozodesviados.



APLICACIONESHenry Falcón ZacaríasLuis Eliseo Castillo Mondragón



APLICACIONES1. Medición de la presión formación y la identificación los contactos.

2. Toma de muestras de líquido de formación.

3. Medición de permeabilidad.

4. Medición de permeabilidad anisotrópica.

5. Mini-prueba DST y evaluación de la productividad.

6. Evaluación de movilidades de los fluidos.

7. Estimación de gradiente de presiones.



PROCEDIMIENTO1. Su construcción modular permite que la herramienta MDT s

configurar de varias maneras.

2. La selección de los módulos y su posición dentro de la sarta de herradependen de los objetivos de la operación y de las caractercondiciones del pozo.



3. La herramienta se asienta a la prforzando hidráulicamente la sonda cformación. La sonda corta y atraviestablecer una comunicación con la

que la empacadura de goma que la de la presión hidrostática del pozo.

4. Una vez colocada la herramienta, seprueba preeliiminar que consiste cm3 del fluido mediante el desp

pequeño pistón.



5. Esta herramienta incorpora una bomba que permite bombear el fluido de la fdentro del pozo, con el objeto de limpiarlo y acondicionarlo para la muestra.

6. Una vez que el fluido se encuentra en su estado puro, se toma unarepresentativa del mismo en una cámara de muestreo.

7. La herramienta es capaz de identificar el fluido que pasa por ella por medimedición de resistividad y de un análisis de absorción de luz en la región casi infrarroja.



La resistividad distingue el hidrocarburo del filtrado de lodo a base de agua (WBanálisis óptico discrimina el gas del líquido y los hidrocarburos del filtrado del lpoder reconocer en tiempo real los fluidos que pasan por la herramienta, se pextracción de muestras puras.



8. El valor de la permeabilidad ayuda a decidir la factibilidad de extraer unamuestra a esa profundidad, mientras que el perfil de presión versusprofundidad permite identificar la naturaleza del fluido.

9. Si se decide tomar una muestra, el módulo de bombeo se utiliza paraextraer el fluido de la formación a través de la línea de flujo, para luegoarrojarlo en el hoyo. La celda de resistividad adyacente a la sonda permitediferenciar entre agua salada e hidrocarburo.

10. La resistividad del fluido bombeado será en un principio la misma delfiltrado del lodo. A medida que se limpia, la resistividad tiende a un valorconstante, característico del fluido de la formación. Si se trata de unaformación con presencia de hidrocarburos, la medición de resistividad sesatura a un valor alto, mientras que si se trata de una formación acuífera, lamedición de resistividad se estabilizará en un valor característico de laresistividad del agua de la formación (baja resistividad).

11 C d id l fl id t ti d l fl id



11. Cuando se considera que el fluido es representativo del fluidformación, se puede suspender el bombeado y desviar el fluido a unde muestreo.

12. En los pozos en los que el fluido de perforación es base aceite o en lfluido está cercano a la presión de saturación, el módulo Analizador ÓFluidos (OFA) puede resultar de gran utilidad.

13. Si el filtrado de lodo es a base de aceite, la resistividad no es cdiferenciar entre el filtrado y el fluido de la formación. En esteherramienta OFA se puede utilizar para diferenciar los fluidos anla forma en que la luz de las regiones visible e infrarroja es absorbilínea de flujo del fluido. La línea de flujo pasa a través de dos ópticos independientes. En uno de ellos se utiliza espectroscopía de apara detectar y analizar el líquido. En el otro sensor, una medreflexión de luz detecta la presencia de gas.



RESULTADOS▪ Compañía: PEMEX Exploración y Producción

▪ Campo: Calicanto

▪ Pozo: Calicanto-1

▪ Registro probador dinámico de formaciones – MDT

▪ Fecha de Registro: Del 4 al 5 de Febrero del 2011

▪

Fecha de Reporte: 10- Febrero del 2011▪ Analista de Registro: Edher Loaeza (Ing Yacimientos)

Emilie Peyret (Ing Yacimientos)

Nelly De Nicolais (Domain Yacimientos)

Intervalo Evaluado: 3586 / 3712m MD



VENTAJAS Y/O DESVENTAJAS



VENTAJAS Y/O DESVENTAJASVENTAJAS DESVENTAJAS

Extrae fluidos de la formación limpias decontaminación por lodo.

Al permanecer estáticos durante dispositivos corren el riesgo de qu

pozos difíciles o sobre presionaddesviados.

Mediciones en tiempo real, y datos críticos. Costo elevado.

Identificación de fluidos a través de OFA YResistividad.

No funciona en agujero entubadoutiliza el CHDT.

Prueba y muestreo en formaciones de baja

permeabilidad, laminadas, fracturadas, no consolidadasy heterogéneas.

Mediciones de presión rápidas y repetibles.

Pruebas más rápidas en las pérdidas de sellado de bajapermeabilidad o reducidas.

Presión, volumen y temperatura (PVT) de muestras de

fluido de la formación.

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