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UNIVERSIDAD ESTATAL PENÍNSULA DE SANTA ELENA FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA PRUEBAS DE PRESION DRILL STEM TEST AUTORES: ARIEL JONATHAN BAQUE ALEJANDRO LADY PAMELA HIDALGO BERMEO LUIS DANIEL PINCAY CEDEÑO JONATHAN PEDRO TOALA SANCHEZ PRUEBA DEE POZOS CARRERA: ING. PETRÓLEO DOCENTE: ING. FIDEL CHUCHUCA II PERIODO 2018

INDICE 1. RESUMEN............................................................................................3 2. INTRODUCIÓN.....................................................................................3 2.1. Objetivos.......................................................................................4 3. Marco Teórico.....................................................................................4 4. METODOLOGÍA...................................................................................5 4.1¿Qué es una prueba DST y para qué sirve?....................................5 4.1.1. Tipos de pruebas DST................................................................6 4.1.2. En agujero descubierto:..........................................................6 4.1.3. En agujero revestido:..............................................................6 4.2. FUNDAMENTO FÍSICO DE LA PRUEBA DST, ECUACIONES Y SU DEDUCCIÓN.........................................................................................6 4.2.1. FUNDAMENTO FÍSICO DE LA PRUEBA DRILL STEM TEST.........6 4.2.2. ECUACIONES...........................................................................7 4.3. Procedimiento para el análisis y obtener los resultados...............9 4.4. Procedimiento de campo (equipos empleados y normas de seguridad) para realizar la prueba.....................................................10 4.4.1. ETAPAS PARA LA REALIZACION DE LA PRUEBA DST..............10 4.4.2. COMPONENTES DE UNA SARTA DST......................................12 5. Conclusiones.....................................................................................15 6. Recomendaciones.............................................................................15 7. Anexos 1 (tipos de sarta para pruebas DST).................................16 ANEXOS 2 (COMPONENTES DE LA SARTA DST)..................................18 Bibliografía............................................................................................19

1. RESUMEN Una prueba de producción DST (Drill Stem Test) es una prueba de terminación temporal de un pozo, nos permite evaluar en condiciones dinámicas el potencial de flujo, presión y características de la roca yacimiento, 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, la cual requiere comprobar si las reservas tienen algún atractivo comercial, con el objetivo de obtener datos más precisos del comportamiento y capacidad del yacimiento Las pruebas de producción (Drill Stem Test) se realizan usualmente con una herramienta de cierre dentro del pozo que permitirá que el pozo se abra y se cierre en el fondo con una válvula accionada desde superficie. En la presente investigación se mostrarán los conceptos que se aplican a las pruebas de producción DST, dando a conocer las percepciones involucrados en el fundamento físico de la prueba como también sus ecuaciones, deducciones, el procedimiento para el análisis y obtención de resultados, además el procedimiento de campo y las normas de seguridad para realizar las pruebas DST.

2. INTRODUCCIÓN 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.

2.1. Objetivos Describir los procedimientos importantes que se deben aplicar en el diseño de las pruebas DST, las características y el desempeño mecánico de los tubulares que componen la sarta a usarse en dichas pruebas, para cumplir las condiciones y parámetros operativos del programa detallado de la terminación de un pozo para asegurar el éxito de la prueba.

3. Marco Teórico Para la prueba de presión DRILL STEM TEST los fluidos contenidos en una formación mediante una terminación parcial al pozo, es determinar la capacidad de productividad de un intervalo específico de interés comercial. Estableciendo los pronósticos de producción, el tipo y la cantidad de fluidos producidos la presión inicial y las propiedades del yacimiento, debido a que no todas las formaciones son iguales y a que cada pozo tiene objetivos particulares para su desarrollo, las pruebas de DTS tratan de adaptarse para un rango especifico de condiciones operacionales y para desempeñar diferentes funciones; Para Agujeros Descubiertos los detectamos mediante núcleos un medio rápido y económico para determinar el potencial productor. Para Agujeros Entubados específicamente realizadas costa afuera, eliminando los riesgos permisibles durante la operación por esto en avances recientes se ha logrado que la herramienta no se mueva después de que los empacadores hayan sido instalados. En su comprensión una restauración de presión corresponde al periodo de cierre inicialmente permitiendo una determinación de forma acertada la presión de poro existente en la formación del yacimiento.

4. METODOLOGÍA 4.1¿Qué es una prueba DST y para qué sirve? 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 está vacía al momento de comenzar la prueba). Una prueba común es una secuencia de períodos de cierre de acuerdo con 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. Generalmente, las pruebas DST se realizan en un corto período de tiempo, ya que un cierre positivo de las válvulas de fondo evita los efectos de almacenamiento durante la prueba de restauración de presión. por lo que se debe tener claro cuáles son los objetivos de esta, 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. 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.

4.1.1. 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: 4.1.2. En agujero descubierto: 1. Convencional de fondo 2. Convencional para intervalos 3. Con sistemas inflables 4.1.3. En agujero revestido: 4. Convencional 5. Herramientas activadas por presión

4.2. FUNDAMENTO FÍSICO DE LA PRUEBA DST, ECUACIONES Y SU DEDUCCIÓN. 4.2.1. FUNDAMENTO FÍSICO DE LA PRUEBA DRILL STEM TEST La primera evaluación que se realiza a una formación comúnmente es la toma de registros en los intervalos considerados de interés, con la interpretación resultante de éstos se puede determinar aproximadamente el potencial productivo y la profundidad exacta de la formación. En cada intervalo de interés identificado se aísla temporalmente para evaluar las características más importantes del yacimiento, como: permeabilidad, daño a la formación, presiones y propiedades del fluido. Además de obtener y determinar información que se relaciona con las propiedades de los fluidos y propiedades del yacimiento, en varios

yacimientos existen discontinuidades dentro del radio de investigación y se pueden detectar utilizando el método de Horner, con el cual se puede determinar la distancia existente del pozo hacia discontinuidades, que pueden ser fallas. Con la ayuda de ecuaciones, que serán descritas a continuación y aplicadas en la parte de interpretaciones, se pueden hacer estimaciones de parámetros ya mencionados. Además de estas ecuaciones se tienen métodos para realizar los análisis correspondientes. 4.2.2. ECUACIONES Las curvas tipo se presentan en términos de una relación de presión adimensional. PDR y una función de trazado de tiempo adimensional, t D /C D La relación de presión adimensional se define por: PDR=

Pi−Pwf ( t ) Pi−Po

Donde: Pi=¿ Presión inicial del reservorio. Pwf ( t )=¿ Presión de fondo fluyente, Psi. Po=¿ Presión en la sarta de perforación inmediatamente antes de que comience el período de flujo.

Para el período de flujo inicial, Po es la presión atmosférica o la presión ejercida por cualquier amortiguador de fluido en la sarta de perforación. Para el período de flujo final, Po es la presión al final del período de flujo anterior. Según Ramey y Agarwal, en la ecuación anterior también se describe la velocidad de descarga de fluido en la sarta de perforación. Alternativamente, la tasa de descarga del pozo es: PDR =C D

Donde PwD =

d pwD dtD

pwD =¿ presión de pozo sin dimensiones,

kh( pi −p wf ) 141.2qBμ

Además, el tiempo adimensional se define por: t D=

0.00026637 kt 2 ∅ μ C t rw

Y el coeficiente de almacenamiento de pozo sin dimensiones es: CD=

0.8936 C ∅ C t h r 2w

Donde el coeficiente de almacenamiento de pozo C (en bbl / psi) debido a un nivel cambiante de líquido en el pozo es: 25.65 A wb C= ρwb En la ecuación anterior A wb es el área de sección transversal del pozo o cadena de perforación y ρ wb la densidad del fluido en el pozo o cadena de perforación. Al igual que las curvas de tipo Gringarten, Ramey y Agarwal15 también definen una velocidad de superficie de arena adimensional como:

q DR=1− pDR =1−C D

d p wD d tD

La permeabilidad se la calcula con la siguiente ecuacón: k=

3,390 μC t D /C D h t

(

)

MP

Se calcula el daño de formación a partir del parámetro de correlación de la curva de tipo, C D e 2 s y el coeficiente de almacenamiento del pozo sin dimensiones, C D .

[

]

[

∅ Ct r 2w (C D e 2 s) MP (C D e 2 s)MP s=0.5 ln =o .5 ln 0.8936 C CD

]

4.3. Procedimiento para el análisis y obtener los resultados. Las pruebas DST (Drill Stem Test) proporcionan un método de terminación temporal características productivas de una determinada zona durante la etapa de perforación del pozo. Está prueba DST consiste en bajar con la sarta de perforación un ensamble de fondo de un empacador y una válvula, operada desde la superficie. La prueba DST es realizada en zonas nuevas donde no se conoce el potencial de estas. Una prueba DST exitosa proporciona información: • • • • • • •

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Sobre los fluidos existentes del yacimiento. Una aproximación de los gastos de producción. Presión estática del yacimiento. Presión de fondo fluyendo. Prueba de presión de corto tiempo (k, kh/µ, s y Dps). Definir la terminación, abandonar la zona (no cementar TR) o seguir perforando. Limitar la aplicación de las pruebas DST, en pozos exploratorios en agujero descubierto, para definir la introducción y cementación de la tubería de explotación, así como, el diseño de la terminación definitiva. En pozos revestidos usar aparejos convencionales que permitan probar uno o varios intervalos con el mismo aparejo. La función de una sarta DST es tomar información y muestras de intervalo de interés, por lo tanto, para la toma de información, se deberá limitar el uso de TF y ULA, y no efectuar estimulaciones. Permite evaluar el potencial de la arena productora, así mismo evalúa los efectos de la turbulencia, y otros efectos en la arena. Permite evaluar la presión promedio de la formación, permeabilidad, capacidad de la formación, skin, efectos de barrera o límites de yacimiento. Esto se logra por el cierre para la restauración de presión. Permite caracterizar el fluido original del yacimiento. La herramienta permite aislar la formación del lodo de perforación. Determina la producción de fluidos en zonas prospectivas, tasas de flujo y tipos de fluidos presentes. Determinación de la extensión del yacimiento

5. Procedimiento de campo (equipos empleados y normas de seguridad) para realizar la prueba.

5.1. ETAPAS PARA LA REALIZACIÓN DE LA PRUEBA DST  El lodo de perforación se circula y acondiciona para asegurar que el hueco está limpio para reducir la posibilidad de que cortes y otros desperdicios dañen la herramienta de DST.  Esta herramienta generalmente se baja a su posición en la sarta de perforación. Un colchón de agua o gas Comprimido puede ubicarse dentro de la sarta para que soporte la presión exterior del lodo mientras empieza la prueba.  Con la herramienta DST en su sitio, el empaque se instala para que forme un sello (usualmente aplicando peso en el empaque) y se abre la válvula de cierre. Si hay colchón, se le deja descargarse lentamente siendo empujado por el fluido de formación al entrar dentro de la sarta para evitar el daño que se causaría a la formación con un cambio abrupto de flujo. El pozo se vigila a través cambios en la presión del DST que adviertan de mal sentamiento de los empaques. La mayoría de las pruebas DST incluyen dos (y a veces tres) períodos de flujo y cierre. 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. 2. Segundo período de flujo y cierre (período de limpieza): este período de flujo y cierre puede realizarse con varios reductores dependiendo de la respuesta 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.

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 con el tipo de yacimiento), con el propósito de realizar estudios convencionales PVT y/o análisis especiales, según sea el requerimiento. PERIODO INICIAL DE FLUJO INICIAL DE CIERRE

TIEMPO DE DURACIÓN

FINAL DE FLUJO

60 A 80 MIN

FINAL DE FLUJO

8 HORAS, LUZ DIURNA

FINAL DE CIERRE

1.5 A 2 VECES EL SEGUNDO PERIODO DE FLUJO

OBSERVACIONES

5 A 10 MIN. 30 A 60 MIN POZOS TERRESTRES EN AGUJERO DESCUBIERTO POZOS MARINOS EN AGUJERO REVESTIDO

Ilustración 1. Esquemático de prueba DST con cada uno de los períodos de flujo y cierre.

Ilustración 2. Rangos de respuesta de Yacimiento en prueba DST, de acuerdo con la K 5.1.1. COMPONENTES DE UNA SARTA DST 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 producción de prueba. Están 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 defluidos y una tubería ancla que permite la entrada de fluidos a la sarta 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. Lastra barrenas Son los elementos tubulares auxiliares para aplicar peso a la sarta. Substituto de circulación inversa Es el componente de la sarta para activar la circulación inversa proporcionando el medio para desplazar, mediante el lodo de perforación, los fluidos producidos a la superficie durante la prueba. Se corre en el pozo con los puertos en la posición cerrada, y permanece así hasta que se colectan todos los datos requeridos de la prueba. Cuando se abren los puertos, proporciona comunicación entre el espacio anular y la tubería de perforación (o tubing). Esta comunicación, 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. Válvula de control de flujo Este 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. Válvula hidráulica Esta 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. Martillo hidráulico Esta 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 seguridad Este 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. Empacador El empacador utilizado generalmente para una prueba en agujero 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 empacador se mueve descendentemente, comprimiendo la pared externa del mismo contra las paredes del agujero. Mientras se mantiene el peso, se obtiene el sello requerido. Tubo ancla La tubería ancla consiste generalmente de un conjunto de lastrabarrenas perforados, los cuales permiten la entrada del fluido de la formación hacia la sarta de prueba.. Registrador de presión/temperatura Son los dispositivos mediante los cuales se miden y registran los datos de presión y temperatura. Se localizan generalmente por debajo del empacador, cerca del intervalo a probar. Los registradores de presión pueden ser internos y externos. Substituto igualador de presión Este dispositivo permite la 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 prueba. Tal comunicación 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. Válvula maestra submarina La 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 expansión Las 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.

Equipo superficial El 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 Registrador de flujo o registrador de fluido (fluid recorder, o flow recorder) se instala sobre la válvula de cierre, con el sensor de presión dentro de la sarta midiendo la presión hidrostática del fluido recuperado. Below straddle recorder Este cuarto registrador opcional está ubicado bajo el empaque de fondo para medir que tan bien ha sellado este empaque.

6. Conclusiones. Las pruebas DST son de vital importancia en el ámbito petrolero en el proceso de exploración de yacimientos, principalmente en pozos exploratorios, además son muy confiables y veraces, más aun cuando utilizamos bien los modelos matemáticos que se implementaron, al mismo tiempo con una buena interpretación de los resultados podemos llevar a cabo una mejor explotación y por consiguiente una excelente producción, otro aspecto importante que podemos determinar con esta prueba son las condiciones de abandono de un pozo. La planeación y el diseño de la sarta para hacer una prueba DST debe ser revisada muy minuciosamente, ya que del orden del procedimiento depende los resultados.

7. Recomendaciones. Se recomienda al personal operativo que conozca todas las características y metodología que puede brindar una prueba DST, además de sus eficacias y aplicaciones en campo para un mejor desarrollo de esta.

Ejecutar una terminación DST para los pozos exploratorios que tengan mayor probabilidad de explotación, considerando la información del yacimiento, para hacer una correcta producción y minimizar costos en posibles intervenciones mas adelante.

8. Anexos 1 (tipos de sarta para pruebas DST)

ANEXOS 2 (COMPONENTES DE LA SARTA DST)

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