DST – Drill Drill Stem Test Pruebas de formación en hueco abierto Técnicas de evaluación – Perforación •
Corazonamiento,
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Registros de pozo,
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Registro del fP (Mud Logging),
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Pruebas DST: Completamiento temporal del pozo – Información (p, (p, Q, Composición). Composición). - Bajar revestimiento, - Completamiento.
Drillstem testing (D S T )
Wireline formation testing (R F T )
Production testing
DST – Drill Drill Stem Test Principios •
Remover total o parcialmente la presión hidrostática sobre la formación objetivo de la prueba,
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Los fluidos deben conducirse hacia superficie sin riesgo de contaminación o de perdida de control del pozo,
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Las formaciones expuestas y que no son el objetivo de la prueba deben mantenerse bajo el efecto de la columna hidrostática hidrostática del fP,
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Debe existir la posibilidad de interrumpir el flujo en forma controlada sin emplear la presión hidrostática del fP,
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Las facilidades de superficie disponibles deben corresponder a los diferentes fluidos con posibilidad de ser producidos. producidos.
DST – Drill Drill Stem Test Infraestructura Global
DST – Drill Drill Stem Test Sarta de prueba - Hueco Abierto • • • • • • • • • •
Zapato, Camisa ranurada, Empaque, Junta de seguridad, Martillo, Sistema de registro, Válvula equalizadora de presión, Válvula de prueba, Válvula de circulación en reversa, Equipo de superficie.
DST – Drill Drill Stem Test Equipo de Superficie •
Soportar las presiones de los fluidos de la formación en cabeza del pozo.
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Reducir la presión con choques (Chokes) para modificar la presión de fondo durante la fase de flujo.
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Recuperar muestras de los fluidos producidos.
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Medir las tasas de flujo de los diferentes fluidos producidos.
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Separar las diferentes fases y totalizar volúmenes.
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Almacenar o quemar los fluidos producidos.
DST – Drill Drill Stem Test Secuencia - Operación •
Preparar el hueco y equipo de control (BOP’s).
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Preparar las herramientas en superficie.
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La válvula equalizadora esta cerrada, tanto la primaria como la secundaria. Abrir y cerrar la válvula de prueba de acuerdo al programa diseñado, por ejemplo por tres (03) horas de prueba total.
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Ensamblar y bajar sarta de prueba.
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Instalar el cabezal de prueba en superficie.
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Una vez en fondo, aplicar peso (1 Ton/pulgada) y asentar el empaque.
Igualar presiones por encima y por debajo del empaque.
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Desasentar el empaque.
Chequear sello.
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Circular en reversa.
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Sacar sarta de prueba.
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DST – Drill Drill Stem Test Registro Global de Presión
DST – Drill Drill Stem Test
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Durante la DST, se tienen dos (2) datos de presión al final de los dos períodos de cierre: ISIP, FSIP,
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El valor mayor estaría más cercano a la verdadera presión del yacimiento,
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Ejemplo - Los datos de presión durante el periodo de cierre son extrapolados y analizados en un gráfico de Horner [Presión vs. (t + t)/t],
DST – Drill Drill Stem Test •
Los tiempos programados - periodos del DST: DST:
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Deben ajustarse durante el desarrollo de la prueba Observaciones en superficie.
Periodo inicial de flujo: flujo:
Debe aliviar el efecto de sobrepresión en la formación en el área alrededor del pozo,
Es suficiente entre 5 y 20 minutos f(K ),
Tiempos mayores Yacimientos de baja productividad Distinguir entre sobrecarga y depleción.
DST – Drill Drill Stem Test •
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Periodo final de flujo.
Al menos una hora
Radio
de investigación,
Si el fluido alcanza alcanza la la superficie, tiempo adicional adicional se desea para obtener volúmenes medibles y una RGP estable.
Periodo final de cierre.
Periodo más importante de la prueba DST,
Su extensión extensión se basa en las siguientes siguientes premisas.
Síel fluid o d e form ación alc anza la sup erfic ie: Debe ser la m itad d el periodo d e flujo, pero nun ca menor a 30 minutos.
Respuesta fuerte fue rte de flujo: Debe ser igual al tiemp tie mp o d e flujo, pero no menor a 45 45 minuto s.
Respuesta pobre de flujo: Debe ser dos veces el tiemp tie mp o d el periodo peri odo de flu jo, 120 m inu tos síes p os ible.
DST – Drill Drill Stem Test
Chequear IFP & ISIP. Baja productividad y rápida restauración.
Formación sobrecargada de baja permeabilidad con fracturas naturales.
DST – Drill Drill Stem Test Problemas - Operación •
Pega del sistema de empaques.
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Taponamiento de herramientas en fondo.
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Mal sello una vez instalado el empaque.
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Cantidad no adecuada de datos de la prueba por limitaciones limitaciones en el tiempo de prueba.
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La información prioritaria es la proveniente de periodo de flujo, en tal sentido se recomienda que el tiempo de flujo sea el doble del tiempo de cierre.
Wireline Formation Tester (WFT) Evolution
Wireline Formation Tester Operation •
The tool is run into the well to the required depth By comparing the GR readings from a GR sensor attached to the tool with a previously taken GR log.
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Only pressures are measured while using the pre-test chambers The measured pressures give an indication of the productivity of fluids.
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The fluid sample is between 5 and 20 litres.
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The tool is removed with both sampling chambers full, and having taken a number of pressure readings at sampled or unsampled depth points.
RFT internal piping
Wireline Formation Tester
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The RFT tool was designed to measure formation pressure quickly and accurately, It measures pressure at specific points on the borehole wall, Formation pressure is measured by the formation sampler when it is extended from the tool to contact the formation, Fluid samples from the formation can also be taken with the tool.
Wireline Formation Tester Pressure Survey •
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The hydrostatic pressure of the drilling mud is recorded while the tool is at the required depth ( A), The piston is open, and fluid flows into pre-test chamber. The pressure pushing the fluid is P 1 (C), When the chamber is almost full the pressure tends towards the formation pressure ( D), When both chambers are full the measured pressure increases towards the formation pressure ( F).
The most common problems are: •
A Tight Test, very impermeable formation and the sampling pressure drops to near zero It takes too long to obtain a pressure reading,
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Stuck Tool,
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Plugging, especially in unconsolidated samples Filter in the sampling probe,
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Seal Failure.
Wireline Formation Tester •
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The pressure data obtained from RFTs are very useful to localize the position of the free water level (FWL), oil-water contact (OWC), and the gas-oil contact (GOC).
The intersection of the two lines is the likely free water level, providing Sand A and Sand B are connected. Sand B may be oil-bearing up-dip. up-dip.
Wireline Formation Tester 1.
Use Use well well log logs s to pic pick k perm permea eabl ble e zone zones s for for form format atio ion n pres pressu sure re measurements. Look for an invasion profile.
2.
Plot Plot mud mud hydros hydrostat tatic ic and format formation ion pressu pressure re at the well well site site to to recognize anomalies or tool errors and to optimize station coverage.
3.
Occasi Occa sion onal ally ly repe repeat at form format atio ion n press pressur ure e meas measur urem emen ents ts at at the same depth to check for consistency.
4.
Repe Repeat at at at some some of of the the same same dep depth ths s for for mult multip iple le sur surve veys ys to hel help p normalize the different surveys.
5.
Sample Sample both both wate waterr- and hydroc hydrocarb arbonon-bea bearin ring g interv intervals als to establ establish ish both the water and hydrocarbon pressure gradients.
6.
Plot Plot pres pressu sure res s at at the the sam same e sca scale le as well well logs logs to aid aid in interpretation.
Wireline Formation Tester Typical configurations •
Modular construction, construction,
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To characterize vertical and horizontal barriers,
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To assess vertical permeability,
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To detect potential thief zones,
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To determine hydraulic communication between wells,
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To detect fluid contact movement.
Wireline Formation Tester Some Results
