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.
Historia
Trabajando en El Dorado, Arkansas, en la década de 1920, E.C. Johnston y su hermano M.O. Johnston desarrolló el primer probador de vástago de perforación y ejecutó la primera prueba de vástago de perforación comercial en 1926. En abril de 1929, Johnston Formation Testing Corporation obtuvo una patente (Patente de EE. UU. 1,709,940) y posteriormente refinó el sistema de prueba a principios de la década de 1930. [1 ]
En la década de 1950, Schlumberger introdujo un método para probar formaciones utilizando cable. La herramienta de prueba de formación de Schlumberger, que se puso en funcionamiento en 1953, disparó una carga con forma a través de una almohadilla de goma que se había expandido en el orificio hasta que se fijó firmemente en el orificio a la profundidad requerida.
Los fluidos de formación fluyeron a través de la perforación y la tubería de conexión hacia un contenedor ubicado dentro de la herramienta. Cuando se llenó, el recipiente se cerró, sellando la muestra de fluido a la presión de formación. Luego se llevó la herramienta a la superficie, donde se pudo examinar la muestra.
En 1956, Schlumberger adquirió Johnston Testers y continúa realizando pruebas de vástago de perforación y pruebas de formación de cable en pozos abiertos y entubados. Acerca de la prueba del vástago de perforación La prueba del vástago de perforación es un procedimiento de exploración de petróleo y gas para aislar, estimular y hacer fluir una formación en el fondo del pozo para determinar los fluidos presentes y la velocidad a la que se pueden producir.
El principal objetivo de un DST es evaluar la viabilidad comercial del potencial económico de una zona mediante la identificación de la capacidad productiva, la presión, la permeabilidad o la extensión de un yacimiento de petróleo o gas. Estas pruebas se pueden realizar tanto en entornos de pozo abierto como entubado y proporcionan a los equipos de exploración información valiosa sobre la naturaleza del yacimiento. La prueba del vástago de perforación implica el despliegue de una serie de herramientas conocidas como ensamblaje de fondo de pozo de prueba (BHA).
Una prueba básica de vástago de perforación BHA consiste en un empacador o empacadores, que actúan como un tapón de expansión que se usa para aislar secciones del pozo para el proceso de prueba, válvulas que pueden abrirse o cerrarse desde la superficie durante la prueba y registradores usados para documentar la presión durante la prueba.
Además de los empacadores, se usa una válvula de fondo de pozo para abrir y cerrar la formación para medir las características del yacimiento, como la presión y la temperatura, que se registran en registradores de fondo de pozo dentro del BHA. A continuación se muestran dos tipos de BHA DST, pozo entubado que se puede aplicar después de que el pozo ha sido revestido y pozo abierto que se puede realizar antes del revestimiento. Aplicaciones de las pruebas de vástago de perforación
Estimulación de pozo entubado
La prueba del vástago de perforación del pozo, que se realiza después de revestir el pozo, utiliza un empacador de producción recuperable que se coloca por encima de la zona de interés. Luego, se prueba el flujo del pozo a través de perforaciones en el revestimiento.
Los dos tipos de pruebas de pozo entubado son operados por presión y operados mecánicamente.
Hoyo abierto
Debido a que se realiza antes de que se ejecute la tubería de revestimiento, la prueba del vástago de perforación en pozo abierto puede ser la forma más económica de determinar la capacidad productiva, la presión, la permeabilidad o la extensión de un yacimiento de petróleo o gas.
El equipo de prueba se introduce en el pozo y la zona de interés se aísla mediante el uso de empacadores inflados o de compresión, según sus requisitos y condiciones de perforación. Procedimientos alternativos
Dependiendo de los objetivos de la prueba y el alcance del trabajo, la prueba del vástago de perforación también se puede realizar en combinación con varios otros procesos de exploración y finalización, como control de pérdida de fluidos y control de pozos, pruebas de cámara cerrada, estimulación de pozos y una combinación de DST y TCP.
Procedimiento
Durante la perforación normal de pozos, el lodo de perforación se bombea a través del vástago de perforación y sale de la broca.
En una prueba de vástago de perforación, la broca se retira y se reemplaza con la herramienta DST y los dispositivos se inflan por encima y por debajo de la sección que se va a probar.
Estos dispositivos se conocen como empacadores y se utilizan para hacer un sello entre la pared del pozo y la tubería de perforación, aislando la región de interés.
Se abre una válvula, lo que reduce la presión en el vástago de perforación a la presión de la superficie, lo que hace que el fluido salga de la formación empaquetada y suba a la superficie. Resultados En una formación de baja permeabilidad o baja presión, es posible que no se logre la producción de superficie, pero el volumen y la velocidad de flujo del fluido aún se pueden analizar dentro del vástago de perforación.
DRILL STEM TEST - Prueba de Formación efectuada a través de la Columna de Perforación
La
DST (Drill Stem Test) es un procedimiento para determinar la capacidad
productiva, la presión, la permeabilidad o la extensión (o una
combinación de todos estos elementos) de un yacimiento de
hidrocarburos. Si bien existen diferentes hardware patentados para
lograr este objetivo, la idea común consiste en aislar la zona de
interés con empacadores temporarios.
A continuación, se abre una o más válvulas para producir los
fluidos del yacimiento a través de la columna de perforación y se
deja que el pozo fluya por un tiempo. Finalmente, el operador ahoga
el pozo, cierra las válvulas, remueve los empacadores y extrae las
herramientas.
Dependiendo de los requerimientos y los objetivos de la prueba,
puede ser de duración corta (una hora o menos tiempo) o larga
(varios días o semanas) y puede haber más de un período de flujo y
un período de incremento de presión.
La DST constituye entonces aquellas Pruebas de pozo realizadas
con la sarta de perforación aún dentro del pozo. Estas pruebas se
realizan usualmente con una herramienta de cierre dentro del
pozo que permita que el pozo se abra y se cierre en el fondo del
orificio con una válvula accionada desde la superficie. Se
acostumbra a montar uno o más medidores de presión dentro de la
herramienta DST que se leen e interpretan después de terminada la
prueba.
La
herramienta incluye un empacador accionado desde la superficie
que pueda aislar la formación del anillo existente entre la sarta
de perforación y el encamisado, forzando así a cualquier fluido
que se produzca a entrar solamente por la sarta de perforación.
Al cerrar el pozo en el fondo, se minimiza el postflujo y se
simplifica el análisis, especialmente para formaciones con bajos
tasas de flujo. A veces, la sarta de perforación se llena con un gas inerte, usualmente nitrógeno, para realizar estas pruebas. Con formaciones de baja permeabilidad, o donde la producción es mayormente agua y la presión de formación es demasiado baja para elevar el agua hasta la superficie, es posible que nunca se observe la producción de superficie. En estos casos, se calcula el volumen de fluidos producidos hacia la sarta de perforación y se puede hacer un análisis sin la obtención de la producción de superficie.
En ocasiones, los operadores pueden desear evitar por completo
la producción de superficie por razones de seguridad o
medioambientales y producir solamente la cantidad que pueda
contener la sarta de perforación. Esto se logra cerrando la
válvula de superficie cuando se abre la válvula del fondo del
pozo.
Estas pruebas se llaman pruebas de cámara cerrada. Las pruebas de columnas de perforación se realizan típicamente en pozos de exploración y, con frecuencia, son la clave para determinar si un pozo ha encontrado un yacimiento de hidrocarburos comercial. A menudo, la formación no se entuba antes de estas pruebas y el contenido del yacimiento se desconoce frecuentemente en este punto, así que la obtención de muestras de fluido usualmente es una consideración importante.
Estas pruebas se llaman pruebas de cámara cerrada. Las pruebas de columnas de perforación se realizan típicamente en pozos de exploración y, con frecuencia, son la clave para determinar si un pozo ha encontrado un yacimiento de hidrocarburos comercial. A menudo, la formación no se entuba antes de estas pruebas y el contenido del yacimiento se desconoce frecuentemente en este punto, así que la obtención de muestras de fluido usualmente es una consideración importante.
La secuencia de pruebas más común consta de un corto período de
flujo, quizás cinco o diez minutos, seguido de un período de
restauración de alrededor de una hora que se utiliza para
determinar la presión inicial del yacimiento. Este es seguido por
un período de flujo de 4 a 24 horas para establecer un flujo
estable hacia la superficie, si es posible, seguido por el cierre
final o la prueba de restauración que se utiliza para determinar
la capacidad de flujo y el potencial de flujo.
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Por ello podemos resumir que el (DST) es un procedimiento para aislar y probar la presión, permeabilidad y capacidad productiva de una formación geológica durante la perforación de un pozo. La prueba es una medida importante del comportamiento de la presión en la columna de perforación y es una manera valiosa de obtener la información sobre el fluido de la formación y de determinar si un pozo ha encontrado un yacimiento comercialmente explotable del hidrocarburo.
Historia
Trabajando en El Dorado, Arkansas (EEUU) , en la década de 1920, E.C. Johnston y su hermano M.O. Johnston desarrollaron el primer probador d ela columna de perforación y corrieron la primera prueba a nivel comercial en 1926. En abril de 1929, se concedió a la Johnston Formation Testing Corporation una patente y posteriormente refinó el sistema de pruebas a principios de la década de 1930.
En la década de 1950, Schlumberger introdujo un método para probar formaciones usando guaya fina. La herramienta de prueba de formación Schlumberger, colocada en funcionamiento en 1953, disparó una carga a través de una goma que se había expandido en el hoyo hasta que se fijó firmemente en el mismo a la profundidad requerida. Los fluidos de formación fluyeron a través de la perforación y el tubo de conexión en un recipiente alojado dentro de la herramienta.
Trabajando en El Dorado, Arkansas (EEUU) , en la década de 1920, E.C. Johnston y su hermano M.O. Johnston desarrollaron el primer probador d ela columna de perforación y corrieron la primera prueba a nivel comercial en 1926. En abril de 1929, se concedió a la Johnston Formation Testing Corporation una patente y posteriormente refinó el sistema de pruebas a principios de la década de 1930.
En la década de 1950, Schlumberger introdujo un método para probar formaciones usando guaya fina. La herramienta de prueba de formación Schlumberger, colocada en funcionamiento en 1953, disparó una carga a través de una goma que se había expandido en el hoyo hasta que se fijó firmemente en el mismo a la profundidad requerida. Los fluidos de formación fluyeron a través de la perforación y el tubo de conexión en un recipiente alojado dentro de la herramienta.
Al llenarse, el recipiente se cerraba, sellando la muestra de
fluido a la presión de formación. La herramienta fue llevada a la
superficie, donde la muestra podría ser examinada. En 1956,
Schlumberger adquirió Johnston Testers y continúa realizando DST y
pruebas de formación con guaya tanto en hoyos desnudos como
revestidos.
Acerca de la DST
La DSTes un procedimiento de exploración del Petróleo y del gas para aislar, para estimular y para fluir una formación del pozo, logrando determinar los fluidos presentes y la tasa en la cual pueden ser producidos. El objetivo principal de un DST es evaluar la viabilidad comercial del potencial económico de una zona identificando la capacidad productiva, la presión, la permeabilidad o el alcance de un yacimiento de petróleo o gas.
Estas pruebas se pueden realizar en entornos de agujeros abiertos
y con carcasa y proporcionar a los equipos de exploración
información valiosa sobre la naturaleza del reservorio. Las
pruebas de vástago de taladro implican la implementación de una
serie de herramientas conocidas como un ensamblaje de fondo de
prueba (BHA). Un BHA para DST consiste en un envasador o
empacadores, que actúan como un tapón de expansión para ser
utilizado para aislar las secciones del pozo para el proceso de
prueba, las válvulas que pueden abrirse o cerrarse de la
superficie durante la prueba, y registradores utilizados para
documentar la presión durante la prueba.
Además de los empacadores, se utiliza una válvula de bajada para
abrir y cerrar la formación a fin de medir las características
del reservorio, como la presión y la temperatura, que se trazan
en las grabadoras de agujeros dentro de la BHA. A continuación se
presentan dos tipos de BHA DST, para Hoyo revestido que se puede
aplicar después de que se haya bajado el revestidor en el pozo ,
y para Hoyo abierto que se puede realizar antes del
revestimiento.
Aplicaciones del DST
- HOYO REVESTIDO:
Realizado después de que el pozo se haya encamisado, la prueba DST con revestidor utiliza un empacador de producción recuperable que se establece por encima de la zona de interés. Al pozo entonces se le prueba el flujo a través de perforaciones en el revestidor. Los dos tipos de prueba de hoyo revestido son accionados por presión y operados mecánicamente.
- HOYO DESNUDO:
Debido a que se realiza antes de que se corra el revestidor, las DST a Hoyo Abierto pueden ser la forma más económica de determinar la capacidad productiva, la presión, la permeabilidad o la extensión de un yacimiento de petróleo o gas. El equipo de prueba se ejecuta en el pozo y la zona de interés se aísla utilizando infladores o compresores de compresión-Set, dependiendo de sus necesidades y condiciones de perforación.
Procedimientos alternativos
Dependiendo de los objetivos de la prueba y el alcance del trabajo, la DST se puede también realizar conjuntamente con otros procesos de la exploración y de la terminación tal como control de pérdida de flújo y control de pozos, pruebas de cámara cerradas , estimulación de pozos, y una combinación de DST y TCP.
Aplicaciones del DST
- HOYO REVESTIDO:
Realizado después de que el pozo se haya encamisado, la prueba DST con revestidor utiliza un empacador de producción recuperable que se establece por encima de la zona de interés. Al pozo entonces se le prueba el flujo a través de perforaciones en el revestidor. Los dos tipos de prueba de hoyo revestido son accionados por presión y operados mecánicamente.
- HOYO DESNUDO:
Debido a que se realiza antes de que se corra el revestidor, las DST a Hoyo Abierto pueden ser la forma más económica de determinar la capacidad productiva, la presión, la permeabilidad o la extensión de un yacimiento de petróleo o gas. El equipo de prueba se ejecuta en el pozo y la zona de interés se aísla utilizando infladores o compresores de compresión-Set, dependiendo de sus necesidades y condiciones de perforación.
Procedimientos alternativos
Dependiendo de los objetivos de la prueba y el alcance del trabajo, la DST se puede también realizar conjuntamente con otros procesos de la exploración y de la terminación tal como control de pérdida de flújo y control de pozos, pruebas de cámara cerradas , estimulación de pozos, y una combinación de DST y TCP.
Procedimiento
Durante la perforación normal del pozo, el lodo de perforación se bombea a través de la columna de perforación y fuera de la broca. En una prueba de vástago de taladro, la broca se retira y se reemplaza con la herramienta DST y los dispositivos se inflan por encima y por debajo de la sección que se va a probar.
Estos dispositivos son conocidos como empacadores y se utilizan
para hacer un sello entre la pared del pozo y el tubo de
perforación, aislando la región de interés. Se abre una válvula,
reduciendo la presión en la columna a la presión superficial,
causando que el fluido fluya fuera de la formación empacada y
hasta la superficie.
Resultados
En una baja permeabilidad o formación de baja presión, la producción superficial no puede lograrse, pero el volumen y el caudal de fluido todavía se pueden analizar dentro de la columna de perforación.
Imagenes recopilas por
FUENTE https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/d/drillstem_test.aspx
Ver: cierre del fondo del pozo, prueba de restauración, prueba de cámara cerrada, DST, período de cierre final, período de flujo, presión de formación, ácido sulfhídrico, empacador, capacidad de flujo, medidor de presión, fluido producido, presión de yacimiento
PRUEBAS DE PRODUCCION EXTENDIDAS
geooil_gas
Estas pruebas tienen como objetivo principal extraer la mayor cantidad de información de datos de presión y caudal de flujo para la estimación de los volúmenes de hidrocarburos del Yacimiento y su comportamiento de producción.Suelen ser integradas con herramientas de DST y equipos de medición de superficie, o de tener facilidades de producción cerca de la localización, preferiblemente integran a estás medidores de flujo y presión en el cabezal dela pozo y en fondo. Se diferencia de las pruebas de producción convencional en la duración de las mismas.
Debido a que la interpretación de presiones de yacimientos se usan gráficos log-log donde los periodos de estas pruebas están por arriba de las 100 a 1000 horas, algunas pueden extenderse por meses (dependiendo de la relación costo beneficio), para los análisis de yacimientos se usan tanto los cierres como los periodos de flujo.
