Drill Stem Test 2n4x14

Drill stem test Una prueba de vástago de perforación (DST) es un procedimiento para aislar y probar la presión, la permeabilidad y la capacidad productiva de una formación geológica durante la perforación de un pozo. La prueba es una medida importante de comportamiento de la presión en el vástago de perforación y es una manera de obtener información valiosa en el fluido de formación y establecer si un bien ha encontrado un yacimiento de hidrocarburos comercial. Historia Trabajo en El Dorado, Arkansas, en la década de 1920, EC Johnston y su hermano MO Johnston desarrolló el primer probador de barra de perforación y se pasó la primera prueba de barra de perforación comercial en 1926 En abril de 1929, el Johnston Formación Testing Corporation obtuvo una patente (Patente de EE.UU. 1.709.940) y posteriormente perfeccionó el sistema de pruebas a principios de 1930. [1 ]

En la década de 1950, Schlumberger introdujo un método para formaciones de prueba utilizando telefonía fija. La herramienta de formación de pruebas de Schlumberger, puesto en funcionamiento en 1953, disparó una carga hueca a través de una almohadilla de goma que se había expandido en el agujero hasta que se haya fijado de forma segura en el agujero a la profundidad requerida. Fluidos de la formación fluía a través de la perforación y el tubo de conexión en un contenedor alojado dentro de la herramienta. Cuando está lleno, el recipiente se cierra, sellando la muestra de fluido a la presión de formación. La herramienta fue luego llevado a la superficie, donde la muestra se podría examinar. En 1956, Schlumberger adquirió Johnston Testers y sigue llevando a cabo pruebas de vástago de perforación y pruebas de formación de telefonía fija en los dos agujeros abiertos y entubados.

Acerca de Pruebas Stem Drill

Pruebas de vástago de perforación es un procedimiento de exploración de petróleo y gas para aislar, estimular y fluir una formación de fondo de pozo para determinar los fluidos presentes y la velocidad a la que se pueden producir. El objetivo principal de un DST es evaluar la viabilidad comercial de un potencial económico mediante la identificación de zonas de la capacidad productiva, la presión, la permeabilidad o la extensión de un depósito de aceite o gas. Estas pruebas se pueden realizar tanto en entornos de agujeros abiertos y entubados y proporcionan los equipos de exploración con información valiosa acerca de la naturaleza del depósito. Pruebas de producción Drill implica la implementación de una serie de herramientas conocidas como conjunto de fondo de prueba (BHA). Un BHA básico prueba barra de perforación consiste en un envasador o envasadores, que actúan como un tapón de expansión que se utilizará para aislar secciones del

bien para el proceso de prueba, válvulas que se pueden abrir o cerrar desde la superficie durante la prueba, y grabadoras de utilizar para documentar la presión durante la prueba. Además de empacadores se utiliza una válvula de fondo de pozo para abrir y cerrar la formación para medir las características del yacimiento, tales como la presión y la temperatura que se trazó en grabadoras de fondo de pozo dentro de la BHA. A continuación se presentan dos tipos de BHA DST, pozo revestido que se pueden aplicar después del pozo ha sido entubado y agujero abierto que puede ser preformado antes de carcasa.

APLICACIONES DE PRUEBAS DST: Entubado Hole

Realiza después de que el pozo está entubado, las pruebas de barra de perforación en pozo entubado utiliza un empacador recuperable de producción que tenemos por encima de la zona de interés. El pozo se probó entonces el flujo a través de perforaciones en la carcasa. Los dos tipos de pruebas de pozo entubado son operados presión y accionamiento mecánico.

pozos abiertos

Debido a que se lleva a cabo antes de ejecutar carcasa, agujero abierto de pruebas de vástago de perforación puede ser la forma más económica para determinar la capacidad productiva, la presión, la permeabilidad o la extensión de un depósito de aceite o gas. El equipo de prueba se ejecuta en el pozo y la zona de interés se aísla usando inflar o envasadores de compresión de conjunto, en función de sus requisitos y condiciones de perforación.

Procedimientos alternativos

Dependiendo de los objetivos de prueba y el alcance del trabajo, las pruebas de barra de perforación también puede ser preformado en combinación con varios otros proceso de exploración y la terminación, tales como el control de la pérdida de líquidos y control de pozos, pruebas de cámara cerrada, así la estimulación, y una combinación de DST y T.

Procedimiento

Durante la perforación normal, así, el lodo de perforación se bombea a través del vástago de perforación y de la broca. En una prueba de vástago de perforación, se retira la broca y se reemplaza con la herramienta DST y dispositivos se infla por encima y debajo de la sección a ensayar. [2] Estos dispositivos se conocen como los envasadores y se utilizan para hacer un sello entre la pared del pozo y la tubería de perforación, el aislamiento de la región de interés. [3] se abre una válvula, la reducción de la presión en el vástago de perforación a presión en la superficie, haciendo que el líquido fluya fuera de la formación lleno de despegue y hasta la superficie.

Resultados En una baja permeabilidad o la formación de baja presión, la producción de la superficie no se puede lograr pero la tasa de volumen y el flujo de líquido todavía puede ser analizada en el vástago de perforación

Un Drill Stem Test (DST) es una prueba la cual se usan herramientas especiales colocadas al final de la sarta de perforación. Esta prueba es generalmente practicada para probar pozos nuevos, ya que solo puede llevarse a cabo con el taladro en sitio. En un DST, el pozo es abierto a flujo a través de una válvula ubicada en el fondo de la herramienta de prueba, y el fluido de yacimiento fluye hacia superficie por la sarta de perforación (que generalmente esta vacía al momento de comenzar la prueba). Una prueba común es una secuencia de períodos de cierre de acuerdo a las necesidades de evaluación que se requieran practicar en el pozo. Un DST permite evaluar el potencial de producción de alguna arena particular en el yacimiento, presión y características de la roca yacimiento. La prueba es una importante medición del comportamiento del yacimiento, y una manera valiosa de obtener fluidos en fondo. Toda la información recolectada en el DST permite saber si el pozo puede producir hidrocarburos de manera comercial. Los DST generalmente son pruebas cortas, ya que un cierre positivo de las válvulas de fondo evitan los efectos de almacenamiento durante la prueba de restauración de presión. Los DST requieren de especial técnicas de análisis, ya que generalmente las tasas de producción encontradas no son estables debido al período corto de flujo, adicionalmente que el pozo no se encuentre totalmente limpio de los fluidos utilizados durante la operación de perforación y completación.

Historia Trabajando en los años 20 en el Dorado, Arkansas, E.C. Johnston y su hermano M.O. Johnston desarrollaron el primer DST y corrieron por primera vez de manera comercial en 1926. En Abril de 1929, la Johnston Formation Testing Corporation patentaron la técnica (U.S. Patent 1.709.940) y posteriormente mejoraron el sistema a principios de los años 30. En los años 50, Schlumberger introdujo un método para evaluación de formaciones usando equipo de wireline. La herramienta de evaluación de formación de Schlumberger, la cual puso en funcionamiento en 1953, la cual disparó una carga hueca a través de una almohadilla de goma que se había extendido en el agujero en la profundidad requerida. Los fluidos de formación salían a través de los perforados y un tubo de conexión permitía depositar los fluidos producidos hacia un contenedor. Luego la herramienta es sacada a superficie con el contenedor cerrado con los fluidos de fondo a condiciones de yacimiento. En 1956, Schlumberger compra la Johnston Testers y continúan realizando pruebas DST y con probadores de formación tanto en pozos a hoyo entubado, como desnudo.

Prueba DST – Diseño Generalmente, las pruebas DST se realizan en un corto período de tiempo, por lo que se debe tener claro cuales son los objetivos de la misma, que información queremos obtener para la caracterización del yacimiento, etc. Las pruebas DST casi siempre se llevan a cabo en pozos exploratorios, o en áreas que no se tienen suficiente grado de certeza, por ejemplo, áreas de reservas probables/posibles, la cual requiere comprobar si las reservas tienen algún atractivo comercial. Con la prueba DST permite evaluar los siguientes aspectos del yacimiento:

Productividad: permite evaluar el potencial de la arena productora, con distintos reductores, evaluar efectos de turbulencia (daño), presión de fondo fluyentes, y otros efectos en la cara de la arena (resistencia inercial y despojamiento capilar). Propiedades de Yacimiento: con el cierre para restauración de presión, permite evaluar la presión promedio de la formación, permeabilidad, capacidad de la formación, skin, efectos de barrera o límites de yacimiento. Muestreo de fluidos: con las muestras de fluido en fondo permite caracterizar en fluido original de yacimiento, la cual juega un papel importante en la estimación de fluidos originales en sitio, monitoreo y estudios de yacimiento, diseño de las facilidades de superficie, etc. Generalmente la prueba DST inicia con la bajada de la herramienta hasta su posicionamiento en fondo (ya desde el comienzo de la bajada se va haciendo registros de presión y temperatura). Posteriormente se realiza el cañoneo (dependiendo) si se tiene acoplado los cañones en la sección final de la sarta, que generalmente pueden contener soltadores para enviarlos al fondo del pozo o pueden ser recuperadores posterior a la operación. Luego de la ejecución del cañoneo, y teniendo el pozo alineado en superficie con unidad de well testing (separador portátil), se alinea el pozo a producción con reductor de mínimo diámetro. Es aquí cuando empieza los períodos de flujo y cierre la cual podemos detallar a continuación: 1. Primer período de flujo y primer cierre (opcional): generalmente queda a consideración de la compañía operadora, y se hace a las pocas horas de haber realizado el cañoneo del pozo. En este período el pozo solo desplazará lodo de perforación, pero permitirá verificar la conexión yacimiento-pozo. Debido al poco período de cierre, el BU realizado no permitirá una interpretación. 2. Segundo período de flujo y cierre (período de limpieza): este período de flujo y cierre puede realizarse con varios reductores dependiendo de la respuestas energética que tenga el pozo, con el equipo de well testing se monitorean los parámetros de corte de agua y API hasta desplazar totalmente el lodo de perforación. Generalmente el período de cierre ulterior es el doble del período tiempo de flujo. La BU realizada permitirá analizar la condición de daño que pueda tener la arena productora. 3. Tercer período de flujo (prueba multitasa) y cierre (BU principal): este se considera el período principal de flujo, generalmente se hace con 3 o 4 reductores, dependiendo de la respuesta de la arena productora. Generalmente estas pruebas son de 24 horas con cada reductor y siempre se realiza fiscalizada ante el ente regulador. El período de cierre se realiza al menos el doble de tiempo de la prueba multitasa (en ocasiones, bajando una herramienta de lectura de sensores con equipo de wireline en el BHA), para realizar seguimiento de la prueba de restauración. Con esta información de BU, permitirá observar el daño del pozo (compararla con la BU del período de limpieza), estimar permeabilidad, capacidad de formación, y si el tiempo lo permite, analizar límites o barreras. 4. Cuarto período de flujo y cierre (toma de muestras): ya con el pozo con suficiente desplazamiento, se realiza el muestreo de fondo o superficie (de acuerdo al tipo de yacimiento), con el propósito de realizar estudios convencionales PVT y/o análisis especiales, según sea el requerimiento.

Con esta etapa, en líneas generales se culminaría la prueba DST, se procede operacionalmente a realizar el control del pozo, ya sea para seguir probando otra arena superior o bajar la completación permanente. En la Figura 1, se puede ver un esquemático de una prueba DST, de acuerdo con la explicación dada previamente.

Figura 1. Esquemático de prueba DST con cada uno de los períodos de flujo y cierre. En la Figura 2, se muestran comportamientos de referencia de pruebas DST realizadas a yacimientos, de acuerdo a la permeabilidad registrada (solo referencia):

Figura 2. Rangos de respuesta de Yacimiento en prueba DST, de acuerdo a la K. En el video a continuación se muestra la maniobra operacional durante una prueba DST. En este caso la prueba se realiza offshore, por lo que el requerimiento de tecnologías es aún mayor con lo observado en las pruebas DST onshore

Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas. Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de presiones.

A la izquierda se observa una Carta de Presión Esquemática para una prueba DST. (Tomado de Lee, 1982) representándose lo siguiente: A: Bajando herramienta B: Herramienta C: Empacaduras en D: Apertura E: Cierre de F: Final G: Se abre pozo, ultimo período de Entre H e I: Entre J y K: retiro de equipos de prueba.

al en zona de pozo del flujo, hasta

a

llegar último

al

hoyo posición evaluar válvula (restauración) cierre punto H cierre

Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes.

Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen: 1.- Efecto de la prueba previa de presión (pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño.

2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período del pretest.

3.- Efecto de la temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante.

Aplicaciones especiales 1.- Extrapolación de la Presión La experiencia en el trazado de un gran número de cartas DST en papel semi-logarítmico ha demostrado que cuando el índice kh/μ es mayor de 10 pies md / se obtiene una línea recta. Por el contrario, cuando este índice es menor a10 pies md / se obtiene una línea curva; dicho comportamiento también es habitual cuando el flujo radial no está presente. La producción de una pequeña cantidad de líquido es suficiente para notar una caída en la presión de la formación, de modo que se necesita un tiempo mayor de cierre para obtener una curva build-up útil. El cierre inicial es utilizado para minimizar los efectos de la producción excesiva de fluido. El tiempo de flujo y la capacidad de la formación inciden directamente en el tiempo de cierre de la prueba, el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas DST erróneas. En formaciones de baja capacidad (K.h), largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.

En formaciones de baja capacidad, largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original. Efecto del tiempo de cierre en la precisión de la Extrapolación de la Presión

2. Permeabilidad Efectiva La permeabilidad efectiva es otro parámetro que se puede obtener mediante el análisis de las pruebas DST,

nuevamente con la aplicación de la teoría aplicada a las pruebas build-up. El uso de la tasa promedio del total recobrado dividido por el tiempo de flujo es suficiente para el uso de la formula: En el caso de no ser la curva de flujo una línea recta, nos indica que la tasa asumida “constante” no lo es. Esto altera el valor de la permeabilidad que se obtiene de la prueba, pero afortunadamente los requerimientos en la precisión de la permeabilidad no son estrictos por lo que el valor aproximado obtenido con el DST resulta útil. Dicho valor representa el promedio de todo el área de drenaje, de hecho este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en núcleos. Método de campo eficaz para el cálculo de la permeabilidad

Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presión se debe restaurar casi hasta la presión original y en el segundo cierre solo será necesaria hasta que la presión llegue a unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presión inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presión donde (t + θ)/θ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presión final de cierre (t + θ)/θ y donde el tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (θ).Extender la unión anterior hasta que corte la ordenada de presión donde (t + θ)/θ =10.

Usando el ΔP

que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de acuerdo a la ecuación:

Técnica para Interpretación de la Permeabilidad Efectiva de un pozo

3. Índice de productividad y daño Se pueden obtener dos valores de IP a partir de pruebas DST. El primero proviene del periodo de flujo y es determinado mediante la cantidad de líquido recobrado, el tiempo de flujo y la diferencia entre la presión de flujo y la presión de la formación. El segundo valor proviene del análisis del final de la curva de cierre. La diferencia entre los dos valores de IP indica el grado de daño a la formación. Este daño es comúnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de la formación. Método de campo para el calculo de la relación de daño

Aunque existen métodos más precisos para su determinación, la relación de daño se puede determinar inmediatamente después de culminada la prueba DST mediante el uso de la siguiente ecuación empírica:

Siguiendo el mismo método para la obtención de la permeabilidad, hallamos el ΔP por cada ciclo. La presión de flujo final (Pf) es obtenida directamente de la prueba DST. La figura muestra el procedimiento usado.

Técnica para Interpretación del Radio de Daño de un pozo

4. Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad, etc.) En principio, la detección de cambios en la transmisibilidad (K.h/μ) en las cercanías del pozo puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las condiciones de la formación son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras. El análisis de las pruebas DST para la determinación de la presencia de barrera presenta las siguientes dificultades: • Se puede demostrar que la distancia de penetración es proporcional al tiempo de flujo. Una relación empírica 2 b =K.t puede ser usada para estimar el rango de penetración detectable por una prueba DST, la capacidad de la formación (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetración sin el tiempo de flujo adecuado. • La tasa de producción no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden ser causados por una reducción de la tasa de producción. • Las características del yacimiento no son compatibles con la simplificación de las suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causará una curvatura en la carta.