Drill Stem Test (Pruebas de presión DST)

Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a

través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y

temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la

caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen

muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y

a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades;

dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para

minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos

exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en

pozos de desarrollo para estimación de reservas.

Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem

(derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido

proveniente de la formación es recolectado a través del drill stem

mientras se realizan medidas de presiones.

A la izquierda se observa una Carta de Presión Esquemática para una prueba DST. (Tomado de Lee,

1982) representándose lo siguiente:

A: Bajando herramienta al hoyo 

B: Herramienta en posición

C: Empacaduras en zona a evaluar 

D: Apertura de válvula 

E: Cierre de pozo (restauración) 

F: Final del cierre 

G: Se abre pozo, ultimo período de flujo, hasta llegar al punto H 

Entre H e I: último cierre 

Entre J y K: retiro de equipos de prueba.

Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba DST, se compara con las

diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y

fluidos presentes.

Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados,

entre esos efectos se tienen:

1.- Efecto de la prueba previa de presión (pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presión de

cierre en ambos períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo

período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el

efecto del pretest en el DST es muy pequeño.

2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más

rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos

los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de

gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período del pretest.

3.- Efecto de la temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la

temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada período de cierre. Para

formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura,

es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura

es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante.

Aplicaciones especiales

1.- Extrapolación de la Presión

La experiencia en el trazado de un gran número de cartas DST en papel semi-logarítmico ha demostrado

que cuando el índice kh/μ es mayor de 10 pies md / cp se obtiene una línea recta. Por el contrario, cuando

este índice es menor a 10 pies md / cp se obtiene una línea curva; dicho comportamiento también es

habitual cuando el flujo radial no está presente.

La producción de una pequeña cantidad de líquido es suficiente para notar una caída en la presión de la

formación, de modo que se necesita un tiempo mayor de cierre para obtener una curva build-up útil. El

cierre inicial es utilizado para minimizar los efectos de la producción excesiva de fluido.

El tiempo de flujo y la capacidad de la formación inciden directamente en el tiempo de cierre de la prueba,

el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas DST erróneas. En formaciones de baja capacidad (K.h),

largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.

En formaciones de baja capacidad, largos tiempos de cierre

permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.

Efecto del tiempo de cierre en la precisión de la Extrapolación de la Presión

2. Permeabilidad Efectiva

La permeabilidad efectiva es otro parámetro que se puede obtener mediante el análisis de las pruebas

DST, nuevamente con la aplicación de la teoría aplicada a las pruebas build-up. El uso de la tasa

promedio del total recobrado dividido por el tiempo de flujo es suficiente para el uso de la formula:

En el caso de no ser la curva de flujo una línea recta, nos indica que la tasa asumida “constante” no lo es.

Esto altera el valor de la permeabilidad que se obtiene de la prueba, pero afortunadamente los

requerimientos en la precisión de la permeabilidad no son estrictos por lo que el valor aproximado

obtenido con el DST resulta útil. Dicho valor representa el promedio de todo el área de drenaje, de hecho

este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en núcleos.

Método de campo eficaz para el cálculo de la permeabilidad

Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presión se debe

restaurar casi hasta la presión original y en el segundo cierre solo será necesaria hasta que la presión llegue a unas tres

cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presión inicial de cierre hasta intersectar la ordenada

de la presión donde (t + θ)/θ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presión final de cierre (t + θ)/θ y donde el tiempo

de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (θ). Extender la unión anterior hasta que corte la ordenada de presión donde (t +

θ)/θ=10

. 

Usando el ΔP que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de acuerdo a la ecuación:

Técnica para Interpretación de la

Permeabilidad Efectiva de un pozo

3. Índice de productividad y daño

Se pueden obtener dos valores de IP a partir de pruebas DST. El primero proviene del periodo de flujo y

es determinado mediante la cantidad de líquido recobrado, el tiempo de flujo y la diferencia entre la

presión de flujo y la presión de la formación. El segundo valor proviene del análisis del final de la curva de

cierre. La diferencia entre los dos valores de IP indica el grado de daño a la formación. Este daño es

comúnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de la formación.

Método de campo para el calculo de la relación de daño

Aunque existen métodos más precisos para su determinación, la relación de daño se puede determinar inmediatamente

después de culminada la prueba DST mediante el uso de la siguiente ecuación empírica:

Siguiendo el mismo método para la obtención de la permeabilidad, hallamos el ΔP

por cada ciclo. La presión de flujo final (Pf) es obtenida directamente de la prueba DST. La figura muestra el procedimiento

usado.

Técnica para Interpretación del Radio de Daño de un pozo

4. Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad, etc.)

En principio, la detección de cambios en la transmisibilidad (K.h/μ) en las cercanías del pozo puede ser

determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las condiciones de la formación

son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras.

El análisis de las pruebas DST para la determinación de la presencia de barrera presenta las siguientes

dificultades:

• Se puede demostrar que la distancia de penetración es proporcional al tiempo de flujo. Una relación

empírica b2=K.t puede ser usada para estimar el rango de penetración detectable por una prueba

DST, la capacidad de la formación (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetración sin

el tiempo de flujo adecuado.

• La tasa de producción no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden ser

causados por una reducción de la tasa de producción.

• Las características del yacimiento no son compatibles con la simplificación de las suposiciones.

Cualquier cambio en las condiciones causará una curvatura en la carta.

Ejemplo de uso en Venezuela

A todos los pozos perforados de la formación Naricual del campo El Furrial se les realizó RFT y pruebas

DST para la captura de datos básicos para caracterizar el yacimiento, con algunas excepciones debido a

problemas operacionales. Estas evaluaciones permitieron determinar los niveles de presión por arena (el

perfil de presiones obtenido con el RFT fue validado con muestras de fluido obtenidas durante pruebas

DST en pozos productores e inyectores), identificar contactos de fluidos, medir el grado de comunicación

areal y vertical en el yacimiento y finalmente optimizar la selección de los intervalos de cañoneo en los

pozos.

Debido al elevado contenido de asfaltenos presente en el crudo, se decidió utilizar 24 °API como límite

inferior de completación de los pozos en el campo, ya que diversas pruebas DST demostraron que la

completación de pozos por debajo de este nivel ocasionaba serias obstrucciones con asfaltenos en la

tubería de producción, líneas de flujo y equipos de superficie.

Referencias

Special Applications of DST Pressure Data SPE-000851-G

Effect of Pretest Pressures and Temperature on DST Interpretation SPE- 51255-PA

Formación Naricual, campo el Furrial, Venezuela: gerencia de yacimientos en un campo gigante

INGEPET ’99 EXPL-3-RM-13