Drill StemTest DST

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Drill StemTest (DST)
Septiembre 2006
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Drill StemTest (DST)
OBJETIVOA medida que la perforación de un pozo
progresa es esencial conocer y asegurarse de la
presencia de fluidos en las formaciones que se
atraviesan y por otra parte tener una idea lo mas
precisa del caudal potencial de los almacenes y
su presión estática. La presencia de petróleo o
gas en un horizonte, durante la perforación,
puede dar lugar a distintas actuaciones que
afectan a marcha del pozo, como Tomar
testigo Controlar las propiedades del lodo de
perforación Entubar DST Dado que las SPE,
testigos, etc. no dan una idea precisa de las
características de los fluidos encerrados en la
formación atravesada, la puesta en producción de
esta, (DST), durante un periodo corto de tiempo a
través de la varillas del tren de perforación es
la operación mas conveniente por su rapidez y
economía.
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El fin de un DST es permitir fluir a los fluidos
contenidos en la formación ensayada hacia las
varillas de perforación y de estas a superficie
en un periodo de tiempo corto y poder con ello
determinar la naturaleza de los fluidos
contenidos en el almacén y las características
esenciales del mismo, en condiciones
dinámicas Naturaleza de los fluidos de formación
Productividad Permeabilidad del almacén Presión
y temperatura de la formación La ventaja de estos
ensayos es Evaluación del pozo rápida No se
necesitan medios convencionales de puesta en
producción largos y caros Conocimiento anticipado
del proceso de producción que mejor se adaptara a
la producción final
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DST en fase exploratoria Probar la presencia de
hidrocarburos Determinar el tipo de fluido en el
almacén, presión, temperatura,permeabilidad,daño
en la formación, índice de productividad,
heterogeneidades. DST en pozos appraisal Confirma
r la existencia de almacén y la presencia de
hidrocarburos Muestreo selectivo de los fluidos
presentes en el almacén, permeabilidad,daño, IP,
heterogeneidades,fallas, barreras, mecanismos de
producción, etc. DST en desarrollo y explotación
Confirmar permeabilidad, índice de producción,
evaluar la eficacia de la completación, comprobar
con el paso del tiempo la productividad del pozo,
el daño y la presión
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TIPOS DE DST Clásico mide la presión existente
en una formación atravesada por un pozo y
permite fluir de ella los fluidos que contiene en
un periodo de tiempo corto. MFE ( Multi Flow
Evaluator) permite realizar varios cierres y
aperturas en curso del ensayo Interferencia la
presión de una formación reconocida por un pozo
determinado se mide desde un pozo distinto
llamado pozo de observación, a fin de ver la
influencia de este en el pozo observado. Formation
Interval Test mide la presión en un punto de la
formación y permite, a su vez, obtener una
muestra de fluido de la formación, en el curso
de los registros de digrafías eléctricas.
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Cuando se procede a realizar un DST durante la
perforación ? Cuando hay indicios en los
cuttings Avances rápidos indicando zonas de
posible porosidad Testigo impregnado de
hidrocarburos Presencia de petróleo o gas en el
lodo de perforación Perdidas o ganancias de
lodo Examen de SPE Ensayos sistemáticos
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METODOS GENERALES DE ENSAYOS En pozo entubado, a
través de perforaciones En pozo abierto Bajando a
medida que se avanza en la perforación Ventajas R
apidez y economía en cuanto a la duración del
ensayo Contaminación mínima de la
formación Seguridad de origen de los
fluidos Evaluación de las capas a medida que se
encuentran Inconvenientes Relantización de la
perforación Posibilidad de instrumentación y
posible abandono del pozo Duración de la prueba
necesariamente corta con la posibilidad de no
tener resultados totalmente satisfactorios
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METODOS GENERALES DE ENSAYOS (Cont.) Subiendo,
después de acabada la perforación y después de
entubación Ventajas Alcanzar la profundidad
final prevista No limitación de la duración de la
prueba Posibilidad de estimulación Inconvenientes
Precio más elevado Interferencia de diferentes
capas productoras Straddle test Este tipo de
ensayo consiste en probar una capa aislándola
mediante el uso de dos packer situándoles al
techo y base de la capa.
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PREPARACION DEL DST Debe evitarse. Perdidas de
tiempo Resultados poco interpretables Instrumentac
iones El programa se establece en función de los
niveles encontrados y las características de
estos. Su realización exige la colaboración
del geólogo de subsuelo Marca los horizontes a
ensayar y fija su posición Productor Establece
los tiempos de registros e interpreta los
resultados Perforador Decide si la prueba es
realizable según estado del pozo Decide
condiciones de realización por seguridad Garantiza
la buena ejecución de la prueba
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CONSIDERACIONES ANTES DE UN DST Características
geológicas de la formación a ensayar (cotas,
nivel estratigráfico,indicios,etc.) Característica
s técnicas del pozo (profundidad
final,entubaciones, tipo de lodo,etc.) Razones
para realizar o no el ensayo Elección del método
(en pozo abierto, straddle packer test,anclado en
tubería,etc.) Profundidad máxima Altura a testar.
Limite máximo según calidad de los terrenos del
pozo y mínimo necesario para poder disponer los
registros y válvulas bajo el packer Elección de
la zona de anclaje del packer
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PRICIPIO DE LA OPERACIÓN Durante la perforación
el lodo, entre otros, tiene los fines de Evitar
caídas de las paredes del pozo Evitar venidas de
los fluidos contenidos en las formaciones
atravesadas por el pozo El DST permite La
comunicación directa entre la zona ensayada y las
varillas de perforación La disminución de la
presión ejercida por el lodo contra la formación
y el desplazamiento de sus fluidos hacia el
pozo Mantener la presión del lodo sobre las
formaciones no ensayadas evitando su
desmoronamiento Un DST en pozo abierto (OH) se
podría considerar como una completación temporal.
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Cómo debe ser la columna para poder realizar un
DST? Llevar en su parte inferior una válvula
tester valve dirigida desde superficie.Se baja
cerrada. Llevar una pieza de estanqueidad
packer. Se sitúa al techo de la zona a ensayar.
Divide al pozo entres zonas de presión diferente
cuando se ancla. El interior de las varillas
estan vacías o con un colchon de fluido El
espacio anular encima del packer a la presión
hidrostática dada por el lodo El espacio sub
packer La comunicación entre formación ensayada
y varillas se hace al abrir la tester valve. La
formación entonces se descomprime bruscamente,
esta descompresión permite y favorece el
descolmatado de la formación y el flujo de
fluidos hacia las varillas, si los tiene la
formación. Una vez tomadas las muestras de los
fluidos producidos se cierra la tester valve y
se mide la presión de formación. Una vez acabado
el DST se procede al arranque del packery
subida de la sarta
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Drill StemTest (DST) DST

• DESCRIPCION DE UNA SARTA DE DST
• Zapata de anclaje
• -registros de presión de fondo
• -Varillas perforadas, para permitir la entrada de
  fluidos
• Packer
• Junta de seguridad safety joint. Permite en
  caso de acuñamiento del packer soltar la
  sarta y subir con todos los útiles sin packer
• Una herramienta jardestinado a facilitar el
  arranque del packer en caso de agarre.
• Válvula de igualación la cual permite igualar
  las presiones de una parte y otra del packer
  para facilitar su arranque.
• Tester valve
• Un registro de presión en las varillas.
• Válvula de cierre que se desciende abierta y se
  puede cerrar en curso del ensayo

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• DESCRIPCION DE UNA SARTA DE DST (Cont.)
• Una dusa calibrada para control del caudal de
  la formación
• Una válvula de apertura del tester
• Válvula de circulación inversa que permita
  comunicar el espacio anular con el interior de
  las varillas por encima de la válvula de cierre,
  que permite la recogida de los fluidos producidos
  y retenidos dentro de las varillas.
• Tren de varillas (DC y DP)
• Cabeza de control debajo de la mesa de rotación
• Instalaciones de superficie Separadores, antorcha

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ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO 1.- Descenso del tren
de test 2.-Anclado de packer, el peso necesario
dado por la sarta cierra la válvula de
igualación y abre la válvula de retención. La
capa fluye en las varillas hasta la válvula de
cierre/apertura. La presión puede alcanzar la de
formación si se mantiene tiempo suficiente. 3.-
Periodo de flujo. Se abre la válvula de apertura.
La formación fluye por las varillas. 4.- Toma de
presión final.Se cierra la válvula de cierre. 5.-
Apertura de la válvula de igualación. Se igualan
presiones a un lado y otro del parker 6.-
Desanclado del packer 7.- Abrir la válvula de
circulación. Recogida de fluidos por circulación
inversa 8.- Subir el tren de test
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Ejemplo de Packer
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Multi-flow Evaluator, MFE
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TAMPON De agua u otro fluido, su función
es Contrarresta las presiones existentes durante
el anclaje y la posterior puesta en
producción Diminuye el peso de apoyo sobre la
columna de test. Disminuye las perturbaciones de
las interfases de los fluidos en los periodos de
flujo Diminuye el riesgo de aplastamiento de las
varillas Su inconveniente es que la presión que
ejerce dificulte en la producción de la capa si
su presión es baja.
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INFORMACION DE LOS FLUIDOS Si fluye en
superficie Se toman medidas de caudal con
distintos choke (diámetros de producción) Se
determina la relación gas/petróleo y agua al
pasar por el separador de superficie. Si no
fluye Estudiar los fluidos recogidos en las
varillas La cámara de muestra (Sampler recovery),
permite tomar una muestra de fluidos del fondo
del pozo (2750 cc), al final del flujo. La
muestra se sube a superficie en las condiciones
de presión y temperatura de donde se tomo y ello
permite determinar Relación gas/petróleo,
Densidad, Temperatura del almacén, Presión del
almacén, etc.
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PREVISIONES EN EL DESARROLLO DE LA PRUEBA 1.-
Duración de los tiempos de flujo OH (pozo
abierto) en función estabilidad del pozo Con
Casing no hay tiempo limitativo por la
estabilidad del pozo 2.- Duración de las tomas de
presión La toma de presión se suele hacer Antes
del primer flujo, mide la presión inicial Después
del primer flujo se mide la presión virgen de la
formación (PV) Después de cada periodo de flujo
siguiente, se registra la subida de presión a fin
de calcular la presión estática de la formación
ensayada (PF) La presión sube en función de la
permeabilidad de la formación testada. El tiempo
normalmente empleado para la medida de las
presiones suele ser de 20 a 40 minutos. La
duración de un DST esta ligada al estado del pozo
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Formation Intreval Tester. FIT
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El método permite. 1.- Determinar la presión del
almacén 2.- Determinar el daño de formación 3.-
Calcular los parámetros del almacén 4.- Tener una
muestra no contaminada de los fluidos de
formación 5.- Determinación del GOR 6.- Detección
de producción de agua
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Al inicio del DST las variaciones de la presión
registrada refleja las propiedades del almacén
alrededor del pozo. Pero a medida que aumenta la
duración de la prueba es posible investigar
regiones mas lejanas del almacén. Durante y
después del DST es posible determinar parámetros
como Transmisibilidad La permeabilidad efectiva
del almacén El daño Estimated Damage Ratio
(EDR) La altura potenciometrica El Indice de
Productividad Heterogeneidades del almacén
Barreras de permeabilidad
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Producción de agua Un problema importante cuando
en un DST se recupera agua es determinar si dicho
agua procede de la zona ensayada o no. El
análisis de muestra de fondo extraída en DST nos
permite precisar si dicha agua es de filtrado o
de formación o proviene de otra fuente
cualquiera. Es muy frecuente que se recupere agua
en el DP y no en la cámara de muestra, en este
caso es muy probable que la formación no produzca
agua. Es entonces cuando la muestra recogida en
la cámara de muestreo ayuda a discernir sobre el
origen de las otras aguas que han podido ser
recuperadas, por ser esta última una muestra no
contaminada
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Los datos suministrados directamente por el Datos
del DST son Caudal en superficie Q
(BBl/dia) Muestra de fondo (GOR, API,
Viscosidad) Presencia de agua (Determinación de
la salinidad y Resistividad, de agua) Valores
de la presión inicial y final de los periodos de
flujo Presión máxima del almacén presión Virgen
estabilizada o extrapolada () Temperatura del
almacén Valor de la pendiente de subida de
presión en un diagrama P, log (Tt) / t () El
método de Horner es adecuado para la
determinación de la subida de presión (buildup) O
sea el plot Pf log (Tt)/t donde T es la
suma de todos los tiempos de flujo precedentes
al builup que va a ser estudiado
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Tv 2
T18
t
Tvt
Tvt/t
PV(Kg/cm2)
Pu(Kg/cm2)
t
Tt1
Tt1/t1
3 6 9 12 15 18 21 24 27 30
5 8 11 14 17 20 23 26 29 32
1,667 1,333 1,222 1,160 1,130 1,110 1,090 1,080 1,
070 1,060
155,90 159,79 161,18 161,53 162,85 163,34 163,69 1
66,89 164,10 164,31
1 2 3
18 19 20
19 10
31,23 113,51 129,22
PV P0-162,6 QuB
Log (Tvt/t)
kh
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Presión Pv extrapolada
Pve
Pve(kg/cm2)
Log (Tt)/t
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DATOS DE PARTIDA Po Presión almacén psi Pf
Presión final flujo psi M PSI/ciclo u
Viscosidad (cp) k Permeabilidad (md) hAltura
almacén probado en pies B Factor Volumetrico
BHT ºF Q Caudal BBL/día TTiempo de flujo
anterior al buildup
CALCULOS POR BUILDUP Transmisibilidad 162,6 Q /
M Permeabilidad, k 545 u B / h Estimated Damage
Ratio, EDR ( Po- Pf) / M (log T
2,65) Productivity Index, PI Q / (Po- Pf)
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Po
La variación en pendiente de la linea P, log
(T0) / 0 indica heterogeneidades o
discontinuidades en el almacén
M1