DST (Drill Stem Test)

Un DST permite evaluar el potencial de producción de alguna arena particular en el yacimiento, presión y características de la roca yacimiento.

1. ¿Qué es un DST (Drill Stem Test)?

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.

Los DST generalmente son pruebas cortas, ya que un cierre positivo de las válvulas de fondo evitan los efectos de almacenamiento durante la prueba de restauración de presión. Los DST requieren de especial técnicas de análisis, ya que generalmente las tasas de producción encontradas no son estables debido al período corto de flujo, adicionalmente que el pozo no se encuentre totalmente limpio de los fluidos utilizados durante la operación de perforación y completación.

2. Historia de los DST

Trabajando en los años 20 en el Dorado, Arkansas, E.C. Johnston y su hermano M.O. Johnston desarrollaron el primer DST y corrieron por primera vez de manera comercial en 1926. En abril de 1929, la Johnston Formation Testing Corporation patentaron la técnica (U.S. Patent 1.709.940) y posteriormente mejoraron el sistema a principios de los años 30. En los años 50, Schlumberger introdujo un método para evaluación de formaciones usando equipo de wireline. 

La herramienta de evaluación de formación de Schlumberger, fue puesta en funcionamiento en 1953, la cual disparó una carga hueca a través de una almohadilla de goma que se había extendido en el agujero en la profundidad requerida. Los fluidos de formación salían a través de los perforados y un tubo de conexión permitía depositar los fluidos producidos hacia un contenedor. 

Luego la herramienta es sacada a superficie con el contenedor cerrado con los fluidos de fondo a condiciones de yacimiento. En 1956, Schlumberger compra la Johnston Testers y continúan realizando pruebas DST y con probadores de formación tanto en pozos a hoyo entubado, como desnudo.

3. Diferencias entre el DST y MDT/RFT (Probadores de Formación)

Muchos profesionales pueden llegar a confundir los objetivos que se puede alcanzar con una herramienta DST y los probadores de formación: MDT y RFT. Aunque hay ciertas funcionalidades que pueden hacer ambas técnicas, existen diferencias que pueden decantar por usar una u otra tecnología, dependiendo de los objetivos de la pruebas y sus condiciones intrínsecas. 

El MDT (Modular Dynamic Tester) y RFT (Repeat Formation Tester) pueden medir la presión de formación versus la profundidad en un pozo a hoyo abierto, bajando la herramienta a través de cable (Wireline o E Line). Por tanto, los beneficios de usar este tipo de herramientas se resumen en:

• Medición de la presión inicial de yacimiento.
• Medición del gradiente de fluido, y por lo tanto, el tipo de fluido en el yacimiento.
• Detecta cambio de gradientes de fluidos para la definición de profundidad de contactos (CAP, CGP y CGA).
• Recolección de muestras de fluidos a condiciones de yacimiento.
• Detección de homogeneidad vertical (detección de comunicación vertical entre dos o más capas).

Por otra parte, el DST puede medir la presión inicial/promedio de yacimiento a un datum específico, por lo que los datos obtenidos de una prueba DST son de presión y temperatura versus tiempo. Los beneficios de usar este tipo de herramienta se resumen en:

• Medición de la presión promedio y presión estática de yacimiento.
• Con la realización de una prueba Build Up (PBU) y Draw Down (DD) podemos calcular la productividad y dibujar la curva IPR del pozo.
• Determinación del factor de daño a la formación.
• Detección de barreras, límites de presión constante, fallas si las hubiere.
• Radio de drenaje.
• Permeabilidad promedio del yacimiento.
• Recolectar muestras de superficie recombinadas y de fondo.
• Calcular la heterogeneidad del yacimiento.

4. Consideraciones de Diseño de una Prueba DST

Generalmente, las pruebas DST se realizan en un corto período de tiempo, por lo que se debe tener claro cuales son los objetivos de la misma, 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, zonas con reservas probables/posibles, la cual requiere comprobar si las reservas tienen algún atractivo comercial. 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.

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 welltesting (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. Debido al poco período de cierre, el BU realizado no permitirá una interpretación.

2. Segundo período de flujo y cierre (período de limpieza): este período de flujo y cierre puede realizarse con varios reductores dependiendo de la respuestas energética que tenga el pozo, con el equipo de welltesting se monitorean los parámetros de corte de agua y API hasta desplazar totalmente el lodo de perforación. Generalmente el período de cierre posterior es el doble del período tiempo de flujo. La BU realizada permitirá analizar la condición de daño que pueda tener la arena productora.

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 estimar el daño del pozo (compararla con la BU del período de limpieza), 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 al tipo de yacimiento), con el propósito de realizar estudios convencionales PVT y/o análisis especiales, según sea el requerimiento.

Con esta etapa, en líneas generales se culminaría la prueba DST, se procede operacionalmente a realizar el control del pozo, ya sea para seguir probando otra arena superior o bajar la completación permanente. En la Figura 1, se puede ver un esquemático de una prueba DST, de acuerdo con la explicación dada previamente.

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

En la Figura 2, se muestran comportamientos de referencia de pruebas DST realizadas a yacimientos, de acuerdo a la permeabilidad registrada (solo referencia):

Fig. 2. Rangos de respuesta de Yacimiento en pruebas DST, de acuerdo a la K.

Fuente:
Horne, Roland. Modern Well Test Analysis. Petroway.
History of Petroleum Engineering. API Division of Production. New York City, 1961.