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DRILL STEM TEST (DST)

SERGIO ALEXANDER PINZÓN URIBE

Trabajo escrito de la materia análisis de presiones

Profesora: Olga Patricia Ortiz Cancino

Universidad Industrial de Santander Facultad de Ingeniería Fisicoquímicas Bucaramanga 2020

TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN.......................................................................................................7

1. DRILL STEM TEST.............................................................................................8 2. TIPOS DE PRUEBA DST...................................................................................9 2.1.

Prueba DST en hueco descubierto..............................................................9

2.2.

Prueba DST para hueco cubierto...............................................................10

3. HERRAMIENTA DST........................................................................................12 3.1.

Los registradores de presión......................................................................12

3.2.

Válvula de prueba.......................................................................................12

3.3.

Válvula de desviación hidráulica................................................................13

3.4.

Los empaques............................................................................................13

3.5.

Componentes auxiliares.............................................................................13

3.5.1.

Válvulas de presión de cierre..............................................................13

3.5.2.

Válvulas de disco.................................................................................14

3.5.3.

Válvula de circulación inversa.............................................................14

3.5.4.

Tarro o frasco.......................................................................................15

3.5.5.

Junta de seguridad..............................................................................15

3.5.6.

Zapato ancla o boquillas de chorro Bullnose......................................16

3.5.7.

Choque de fondo de pozo...................................................................16

3.5.8.

Tubo cañoneado..................................................................................16

3.5.9.

BOP (Christmas Tree).........................................................................17

4. PROCEDIMIENTO DE UNA PRUEBA DST.....................................................18 4.1.

Preparación del hueco...............................................................................18

4.2.

Adecuación de la herramienta....................................................................18

4.3.

Corrida de la herramienta...........................................................................18

4.4.

Abrir la herramienta....................................................................................18

4.5.

Periodo de cierre........................................................................................19

4.6.

Extracción...................................................................................................19

4.7.

Toma de datos............................................................................................19

5. DATOS OBTENIDOS DE UNA PRUEBA DST.................................................20 6. COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN EN UNA PRUEBA DST....................21 7. TIPO DE CURVAS............................................................................................22 7.1.

Ausencia de permeabilidad........................................................................22

7.2.

Excelente permeabilidad............................................................................22

7.3.

Dalo al interior de la formación...................................................................23

7.4.

Permeabilidad media..................................................................................23

7.5.

Daño en el pozo.........................................................................................23

7.6.

Decremento o agotamiento........................................................................24

8. ANALISIS DE UNA PRUEBA DST...................................................................25

BIBLIOGRAFIA........................................................................................................28

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. DST onshore..............................................................................................7

Figura 2. Herramienta DST........................................................................................8

Figura 3. DST con hueco abierto.............................................................................10

Figura 4. DST con hueco cubierto...........................................................................11

Figura 5. Válvula de prueba.....................................................................................12

Figura 6. Empaques................................................................................................13

Figura 7. Válvula de disco.......................................................................................14

Figura 8. Válvula de circulación inversa..................................................................14

Figura 9. Tarro o frasco...........................................................................................15

Figura 10. Junta de seguridad.................................................................................15

Figura 11. Zapato ancla...........................................................................................16

Figura 12. Tubo cañoneado.....................................................................................16

Figura 13. Christmas Tree.......................................................................................17

Figura 14. Grafica Pwf vs t (DST)............................................................................21

Figura 15. Ausencia de permeabilidad....................................................................22

Figura 16. Excelente permeabilidad........................................................................22

Figura 17. Daño al interior de la formación.............................................................23

Figura 18. Permeabilidad media..............................................................................23

Figura 19. Daño en el pozo.....................................................................................23

Figura 20. Decremento de presión..........................................................................24

Figura 21. Gráfico de Horner...................................................................................27

INTRODUCCIÓN El presente trabajo se basa en una prueba de presión llamada Drill Stem Test (DST), la cual consiste en determinar la capacidad productiva de un intervalo de formación específica de interés económico, mediante una herramienta que es corrida junto con la tubería, es decir, ensamblada a esta teniendo una terminación parcial del pozo, ya que esta se debe realizar tanto en hueco abierto como en hueco cubierto durante la perforación. Esta prueba se puede realizar en pozos exploratorios. En la industria petrolera, así como en cualquier industria, es esencial el beneficio económico que me va a generar un producto y la rentabilidad que puedo llegar a tener con un proyecto, para ello se crean ciertos tipos de pruebas como la DST. Se puede afirmar que la característica principal de las pruebas DST es optimizar la producción de hidrocarburos determinando ciertos tipos de variables durante la perforación, para mejorar la comprensión de la mecánica del yacimiento y diseñar las instalaciones necesarias para el proceso de producción. Para tener un entendimiento claro de lo anteriormente mencionado, es necesario realizar una descripción detallada de la prueba, así como el tipo de pruebas DST que existen, las herramientas a usar, el desarrollo de la prueba y que se determina con ella para llegar a una total comprensión de la mecánica del yacimiento y tomar las mejores decisiones en el proceso de producción.

7

Figura 1. DST onshore 1.

DRILL STEM TEST

Es una prueba que entra en la categoría de pruebas de presión, la cual se realiza por medio de una herramienta especifica en pozos con una terminación parcial, es decir, durante la perforación y se puede realizar tanto en pozos donde ya se sabe que se va a producir como en pozos exploratorios donde no se sabe con certeza si hay hidrocarburos. En pozos exploratorios, esta prueba se realiza para confirmar la existencia de hidrocarburos, mientras que para pozos donde ya se ha perforado una formación que contiene hidrocarburos, se hace con el fin de determinar la capacidad productiva de esta formación. Como se menciona anteriormente, la prueba se desarrolla gracias a una herramienta. Esta herramienta esta ensamblada a la tubería de perforación, la cual está equipada con varios dispositivos que tiene como finalidad registrar la presión en el fondo del pozo mientras periodos secuenciales de flujo y cierre son realizados cuando ya se ha alcanzado la profundidad de la formación objetivo.

Figura 2. Herramienta DST 8

2. TIPOS DE PRUEBA DST

Dependiendo de las condiciones operacionales que se tengan y la finalidad específica del por qué se requiere realizar una prueba, existen varios tipos de esta. Sin embargo, se pueden clasificar de una forma más general en dos categorías principales: 2.1.

Prueba DST en hueco descubierto: Esta prueba se realiza cuando se conoce la profundidad a la cual está la zona productora mediante núcleos, recortes o indicaciones de los registros, ya que me proporciona un medio rápido y económico de determinar el potencial productor de la formación. Lógicamente, para realizar una prueba DST con hueco abierto es necesario que las condiciones del pozo sean muy buenas y que la formación este bien consolidad para que los empaques realicen un sello efectivo en la pared de la formación y para que no se derrumbe la zona superior en donde se tiene la herramienta debido a la poca estabilidad de la formación. En caso de que la formación se derrumbe y por consiguiente la herramienta quede sepultada, es necesario desviar el pozo, lo cual me representa una operación muy costosa. John Ansa nos presenta la siguiente información: “Actualmente las pruebas DST para huecos descubiertos son mecánicamente exitosas alrededor del 87%.”1

ANSA, John y ECHONWERE, Raymond. Analysis of Drill Stem Test. EduAnsa: Nkpolu-Oroworukwo, Port Harcourt, Nigeria, 2019. p2. 1

9

Figura 3. DST con hueco abierto

2.2.

Prueba DST para hueco cubierto: Esta práctica se realiza cuando se están perforando formaciones poco consolidadas y principalmente en operaciones costa afuera donde los riesgos de problemas durante la operación de la herramienta deben ser eliminados tanto como sea posible. A pesar de ser una forma más segura de realizar la prueba a veces no se hace necesario el tener el hueco cubierto y la mejor opción es usar la 10

herramienta con el hueco descubierto ya que se ahorra tiempo en una industria donde este es significativo en cuestiones de rentabilidad económica. John Ansa nos presenta la siguiente información: “Actualmente las pruebas DST para huecos cubiertos son mecánicamente exitosas alrededor del 91%”2

Figura 4. DST con hueco cubierto

ANSA, John y ECHONWERE, Raymond. Analysis of Drill Stem Test. EduAnsa: Nkpolu-Oroworukwo, Port Harcourt, Nigeria, 2019.p2. 2

11

3. HERRAMIENTA DST

Los principales componentes de la herramienta DST son los siguientes: 3.1.

Los registradores de presión: La herramienta DST es casi inútil sin la existencia de registradores de presión. Un registrador de presión es un instrumento que mide presiones y permite el almacenamiento de estas, medidas en un intervalo determinado de tiempo para luego llevarlas a un sistema operativo o programa donde se les harán sus respectivos estudios y análisis.

3.2.

Válvula de prueba: Esta válvula está ubicada en la sección superior de la DST sobre la válvula de desviación hidráulica. Dentro de sus funciones principales está el de dejar pasar los fluidos hacia la tubería de perforación cuando el empacador está sellado en el anular, evitar que el lodo de perforación ingrese a la tubería de perforación mientras esta es corrida en el

pozo, también evita el ingreso del

lodo a la tubería de

perforación, como en el aspecto

recién

mencionado,

pero esta vez es mientras se

extrae el conjunto de la

herramienta DST y por último,

12

ayuda a conservar la recuperación de fluidos del yacimiento en superficie.

Figura 5. Válvula de prueba

3.3.

Válvula de desviación hidráulica: Esta válvula ayuda a generar alivio de presión en el pozo y permite el flujo del lodo alrededor del empaque a través del mandril de este mientras se sube, se baja la tubería y al final del periodo de prueba. Esta última función permite igualar presiones alrededor del empaque lo que permite una recuperación a superficie más fácil.

3.4.

Los empaques: Estos empaques son hechos de materiales similares al caucho para permitir su expansión contra la pared del pozo y pueden ser recuperados en superficie a diferencia de otros que deben permanecer siempre en el pozo. Los empaques deben ser ubicados por encima de la formación productora, entre la tubería y el anular, para que de esta manera puedan evitar el flujo de los fluidos de formación hacia superficie por el anular.

3.5.

C o m p o 13

Figura 6. Empaques

nentes auxiliares: existen otros llamados auxiliares que conforman la gran mayoría de herramientas para una prueba DST moderna: 3.5.1. Válvulas de presión de cierre.

3.5.2. Válvulas de disco.

Figura 7. Válvula de disco 3.5.3. Válvula de circulación inversa.

Figura 8. Válvula de circulación inversa

14

3.5.4. Tarro o frasco.

Figura 9. Tarro o frasco 3.5.5. Junta de seguridad.

15

Figura 10. Junta de seguridad.

3.5.6. Zapato ancla o boquillas de chorro Bullnose.

Figura 11. Zapato ancla 3.5.7. Choque de fondo de pozo. 3.5.8. Tubo cañoneado.

16

Figura 12. Tubo cañoneado

3.5.9. BOP (Christmas Tree).

17

Figura 13. Christmas Tree

18

4.

4.1.

PROCEDIMIENTO DE UNA PRUEBA DST

Preparación del hueco: Se debe perforar el agujero para que no haya complicaciones al fijar la herramienta en el fondo del pozo, se debe lavar el agujero hasta el fondo como mínimo una vez, es decir, al menos un ciclo mientras se le hacen pruebas para calcular un valor confiable de presión hidrostática.

4.2.

Adecuación de la herramienta: Para hueco abierto se deben tomar medidas para verificar el espacio del empacador y que permita que la última junta de tubería agregada se ubique a ras con la herramienta giratoria en superficie cuando la herramienta DST toque fondo. Un procedimiento similar se debe realizar para una prueba DST con hueco cubierto, ya que se debe realizar una marca de manera que la parte más baja de la herramienta de prueba estará a la distancia necesaria sobre el tope de la perforación.

4.3.

Corrida de la herramienta: John Ansa nos presenta la siguiente información: “La velocidad a la que la herramienta se puede ejecutar

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hasta el fondo debe ser al menos un 25 por ciento más lenta de lo habitual”3. 4.4.

Abrir la herramienta: Justo antes de abrir la herramienta se debe llenar el anular de ser necesario. Vigilar de cerca que el nivel del lodo se mantenga cuando se abre la herramienta; una caída repentina en el nivel del líquido indica que el empaque no está sellando. Una pérdida muy lenta de líquido no es grave ya que generalmente es causada por una pérdida de lodo o filtrado en una zona fracturada o porosa; sin embargo, se debe mantener una vigilancia constante durante toda la prueba y mantener el nivel de lodo a la vista en todo momento.

4.5.

Periodo de cierre: Al finalizar el período de flujo, la herramienta se cierra por medio de la válvula de presión de cierre giratoria. Después de que la rotación haya cerrado la herramienta, la línea de flujo puede volver a conectarse. John Ansa nos presenta la siguiente información: “Durante el período de cierre, la presión de formación aumenta hasta su valor estático o máximo bajo el empacador a no ser que la formación es muy permeable, esto puede requerir una cantidad excesiva de tiempo”.4

4.6.

Extracción: John Ansa nos presenta la siguiente información: “Al finalizar el periodo de cierre, se abre la válvula de compensación y se deja que el lodo fluya hasta debajo del empaque para que la presión se haya igualado y sea sencillo quitar el asiento del empaque y comenzar a sacar la herramienta lentamente”. 5

4.7.

Toma de datos: Se debe completar algún tipo de informe de operaciones de la prueba DST. Debe recordarse que los resultados de

ANSA, John y ECHONWERE, Raymond. Analysis of Drill Stem Test. EduAnsa: Nkpolu-Oroworukwo, Port Harcourt, Nigeria, 2019. p4. 3

ANSA, John y ECHONWERE, Raymond. Analysis of Drill Stem Test. EduAnsa: Nkpolu-Oroworukwo, Port Harcourt, Nigeria, 2019. p4. 4

5

Ibíd., p4. 20

los datos de la prueba DST pueden revisarse años después de la prueba por analistas de reparaciones, así que deberán ser claros y precisos con la información suministrada en estos informes realizados.

5. DATOS OBTENIDOS DE UNA PRUEBA DST

A partir de una prueba DST se pueden obtener los siguientes datos: 

Permeabilidad relativa.



Presión de yacimiento.



Daño del pozo.



Limites, cambios en permeabilidad y contacto de fluidos.



Radio de investigación.



Agotamiento (detectable si el yacimiento es pequeño).

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6. COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN EN UNA PRUEBA DST

Figura 14. Grafica Pwf vs t (DST) A. Incremento en la presión hidrostática generada por la columna de lodo mientras se baja la herramienta por el pozo. B. Equipo ya asentado y empaques colocados. C. Se abre la herramienta lo que hace que el fluido de la formación ingrese por ella.

22

D. Se cierra la herramienta e incremento de presión generada por los fluidos de formación. E. Termina la prueba, se abre la válvula de compensación y regresa la presión hidrostática producida por el lodo. F. Se extrae la herramienta.

7. TIPO DE CURVAS

7.1.

Ausencia de permeabilidad.

Figura 15. Ausencia de permeabilidad 7.2.

Excelente permeabilidad.

23

7.3.

Dalo al interior de la formación.

Figura 17. Daño al interior de la formación 7.4.

Permeabilidad media.

24

Figura 18. Permeabilidad media

7.5.

Daño en el pozo.

Figura 19. Daño en el pozo 7.6.

Decremento o agotamiento.

Figura 20. Decremento de presión

25

8. ANALISIS DE UNA PRUEBA DST

Un debido y riguroso análisis de una prueba DST provee una estimación de importantes parámetros de la formación antes de terminar el pozo. Una forma de analizar los datos generados por la prueba DST es por el método grafico de Horner. Los datos de incremento de presión de una prueba DST deben estudiarse mediante el análisis del comportamiento grafico de la presión de fondo fluyente ( Pwf ¿ contra el logaritmo del tiempo de Horner

t p + Δt . El símbolo t p indica la Δt

duración del periodo de flujo. Jonathan Huerta nos presenta lo siguiente: “Si el periodo final de cierre es lo suficientemente largo y si el efecto de almacenamiento del pozo no es dominante, el comportamiento de la gráfica de Horner de incremento de presión debe tener

26

una sección de una línea recta con pendiente (m)” 6, el valor de m puede ser utilizado para estimar la permeabilidad de la formación mediante la siguiente ecuación: k=

162.6 qo B o µo mh

Jonathan Huerta nos presenta lo siguiente: “El factor de daño es estimado por la siguiente ecuación empírica para obtener un valor a dimensional (s) el cual denota al factor de daño:”7 s=1.151[

P1 hr−Pwf ( Δt=0 ) t +1 k −log + log p + 3.23] 2 m tp θ µo Ct r w

(

El termino log

) ( )

t p +1 es normalmente despreciado cuando t p ≫ 1 o cuando el factor tp

( )

de daño es alto. El radio del daño es calculado mediante la ecuación: Pi−Pwf

RD= m(log

(

ktp θ µo C t rw2

)

−2.85)

Jonathan Huerta nos presenta lo siguiente: “Una forma más eficiente de evaluar la necesidad de aplicar un tratamiento al pozo para remover el daño o estimularlo es mediante el cálculo de eficiencia de flujo del pozo:” 8 HUERTA, Jonathan. Métodos y herramientas para estimar la presión de formación de yacimiento antes y después de la terminación de un pozo. Trabajo de grado Ingeniería de Petróleos. México D. F. Universidad Nacional Autónoma de México. Facultad de Ingeniería. 2009. 1111p. p67. 7 Ibíd., p68. 8 HUERTA, Jonathan. Métodos y herramientas para estimar la presión de formación de yacimiento antes y después de la terminación de un pozo. Trabajo de grado Ingeniería de Petróleos. México D. F. Universidad Nacional Autónoma de México. Facultad de Ingeniería. 2009. 1111p. p69. 6

27

EF=Pi−Pf −¿ ¿ Jonathan Huerta nos presenta lo siguiente: “La presión inicial o promedio es hallada en la gráfica de Horner que se muestra más adelante extrapolando la línea recta hacia el tiempo de cierre.”9 Lo más recomendable para que los datos determinados sean más confiables es realizar una segunda prueba y compararlos. Además de esto también podemos llegar a hallar el agotamiento con esta segunda prueba si en el segundo periodo la presión estática es menor que la primera prueba. Por último, para un propósito practico el radio de investigación durante una prueba DST se determina con la siguiente ecuación:

r i=

√

k Δt max 948 θ µ 0 C t 3100 3000 2900 2800

Pws

2700 2600 2500 2400 2300 100

10

1

LOG (T Horner)

Figura 21. Gráfico de Horner

9

Ibíd., p69. 28

HORNER

BIBLIOGRAFIA

ADEEB, Azad. Drill-Stem Testing (DST). University of Kurdistan, 2015. 16p. ANSA, John y ECHONWERE, Raymond. Analysis of Drill Stem Test. EduAnsa: Nkpolu-Oroworukwo, Port Harcourt, Nigeria, 2019. PMB-5080 HORNER, Roland N. Modern Well Test Analysis. 2 ed. California. Petroway, 1995. 257p. ISBN 978-096-2699-21-4 HUERTA, Jonathan. Métodos y herramientas para estimar la presión de formación de yacimiento antes y después de la terminación de un pozo. Trabajo de grado Ingeniería de Petróleos. México D. F. Universidad Nacional Autónoma de México. Facultad de Ingeniería. 2009. 1111p. MARSHALL BLACK, W. A Review of Drill-Stem Testing Techniques and Analysis. Society of Petroleum Engineers. Junio 1956, vol. 8. Nro. 06. pp 21-30. ISSN 01482136.

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RABIA, H. Well Engineering and Construction. Birmingham. Entrac Consulting, 2001. 650p. ISBN 978-095-4108-70-0

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