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STEP RATE TEST
Herramientas
Una prueba realizada en preparación para un tratamiento de fracturamiento
hidráulico en el que se inyecta un fluido de inyección durante un período
definido en una serie de crecientes tasas de bombeo. Los datos resultantes se
utilizan para identificar los parámetros de tratamiento clave de la operación de
fracturación, tales como la presión y los caudales necesarios para completar
con éxito el tratamiento.
Objetivo: Demostrar que la fracturación formación no va a ocurrir en la presión
de inyección propuesto.
Método: Una prueba Step Rate (SRT) debe ser utilizado para demostrar.
Requisitos: Debe medir tanto la superficie y presión de fondo (BHP).
El pozo de prueba debe ser cerrado en el tiempo suficiente para que la presión
de abajo hacia agujero es cerca de la presión de la formación de cierre en (No
menos de 48 horas.).
El pozo puede ser necesario backflowed si la presión de cierre en está por
encima de la presión de fractura esperado de 0,5 psi / ft. de profundidad.
Tasas sugeridos para la prueba son 5, 10, 20, 40, 60, 80, y 100% del volumen
de inyección propuesto máxima diaria y las presiones correspondientes.
La primera tasa debe ser la tasa matriz de la formación (la velocidad a la que la
formación comienza a aceptar fluido).
Al menos dos tasas deben estar por debajo de la presión de fractura esperado
de 0,5 psi / ft. de profundidad.
Cada índice se debe permitir que se estabilice antes de pasar al siguiente tarifa
más alta. (60 min de permeabilidad de la formación <10 milidarcies y 30
minutos para la formación de permeabilidad> 10 milidarcies.)
CADA PASO debe durar la misma longitud que la etapa anterior, es decir,
todas las medidas deben ser de la misma duración.
Una vez que se alcanza la presión de fractura, continuando la prueba mediante
la intensificación hacia abajo refinará la presión de fractura y proporcionar
control de calidad para la prueba.
HERRAMIENTAS
Equipo y Presentación Requisitos:
(1) Bomba de camión o de transporte con una bomba que es capaz de
suministrar toda la gama de velocidades de inyección previstos para la prueba.
Por ejemplo, 100 BPD a 2.500 BPD. Además, la bomba debe ser capaz de
bombear sin problemas y de forma fiable. Tenga en cuenta que una prueba de
10 paso puede durar varias horas.
(2) Fuente de agua suficiente. Asegúrese de que haya suficiente agua
disponible para el total de la prueba. Pueden ser necesarios varios cientos de
barriles. Puede ser necesario para establecer una prueba temporal o depósito
(s) frac y llenarla antes de la prueba.
(3) Medición de caudal y grabación. Un medidor de flujo o conjunto de
medidores deben estar disponibles para medir y registrar todos los tipos
previstos. Por ejemplo, un medidor puede variar desde 50 hasta 500 BPD, y el
segundo rango de metros 5-5000 BPD. La mayoría de los medidores de turbina
individuales no son capaces de medir la totalidad de la gama de un ensayo de
velocidad de paso, por lo que generalmente requiere dos o más metros y la
capacidad de cambiar fácilmente entre los metros.
(4) intervalo de muestreo. Los datos deben ser adquiridos al menos cada 5 a
10 segundos. Una media móvil se debe aplicar para suavizar las
irregularidades de datos.
(5) Medición de la presión y la grabación. Superficie y de fondo de pozo
presiones deben ser adquiridos tanto. Mientras que, en teoría, se puede utilizar
la presión de superficie sola, corregido por las pérdidas de presión y fricción
estática, la experiencia práctica demuestra que la presión inferior hoyos se
requiere normalmente para determinar con precisión la FFP (Formación de
despedida de presión). La presión de la superficie correspondiente se puede
utilizar entonces para alojarse por debajo de la FFP.
(6) Presentación. Todos los datos, incluyendo la presión en la superficie, la
presión dentro del pozo, y la tasa de inyección deben ser registrados y
presentados en un conjunto de datos reales frente gráfico de tiempo con
formato. El gráfico de presiones sobre el tipo paso resultante caudal y presión
que muestra con la regresión lineal de la presión dentro del pozo frente a la
velocidad que muestra la intersección (FFP) también se debe mostrar.
PROCEDIMIENTO DE LA PRUEBA:
1) El pozo debe ser cerrado en el tiempo suficiente antes de la prueba de tal
manera que las presiones de formación de cierre en las presiones de fondo de
pozo aproximados. Si el cierre en el pozo fluye a la superficie, la cadena de
cabeza de pozo de inyección debe estar equipado con un manómetro y la
presión superficial estática leído y grabado.
2) Una serie de tasas de inyección sucesivamente más altos se determinó a
través de las directrices a continuación, y los valores de tiempo y presión
transcurridos se leen y se registró para cada paso tasa y tiempo.
Cada paso tasa debe durar exactamente el tiempo que la tasa anterior. Si los
valores de presión estabilizadas no se obtienen dentro de los pasos de tasa
sugeridos a continuación, los resultados de la prueba pueden ser considerados
como concluyentes.
Formación Permeabilidad (md) El tiempo total de la tasa a paso (min)
3) tasas sugerido de inyección:
Por Anticipado tasa máxima de inyección
4) tasas de inyección deben ser controlados con un regulador de flujo
constante que ha sido probado antes de su uso. Un dispositivo de
estrangulamiento no se considera suficiente.
5) Las tasas de flujo deben medirse con un medidor de flujo de turbina
calibrado.
6) tasas de inyección de registro utilizando un registrador gráfico o un gráfico
de cinta.
7) Medir las presiones con una bomba de presión de fondo de pozo. Si se
utiliza un medidor de superficie, las presiones de prueba deben ser corregidos
por la pérdida de fricción estimado en cada caudal particular.
8) Medida y registro de inyección de presión con un manómetro o grabador (por
resultados de las pruebas inmediatas). Registre cada paso de tiempo y la
presión correspondiente.
9) Una parcela de tasas de inyección y los correspondientes valores de presión
estabilizados deberían estar representadas gráficamente como una línea recta
de pendiente constante a un punto en el cual, se supera la presión de la
fractura de la formación, o "ruptura". La pendiente de esta línea recta posterior
debe ser menor que la de la línea recta antes de la fractura (ver ejemplo).
10) Si se ha superado definitivamente la presión de fractura de la formación,
como se evidencia por al menos dos combinaciones de tasa de la presión de
inyección mayor que la presión de disgregación, la bomba de inyección puede
ser detenida, y la válvula de línea cerrada y la presión permitió a sangrar-off en
la zona de inyección. No se producirá una caída de presión instantánea
significativa (Instantánea
Presión de cierre o CIMI), después de lo cual los valores de presión se nivelará.
Este valor ISIP debe leerse y registrarse. El ISIP obtenido de esta manera
puede ser considerado como la presión mínima requerida para mantener
abierta una fractura en esta formación en este pozo.
11) Una vez obtenido el ISIP, la SRT se concluye.
12) En el caso de que la presión de disgregación no se obtuvo en la prueba de
presión de inyección máxima se utilizan, los resultados de la prueba pueden
indicar que la formación está aceptando fluidos sin fracturarse
Principales parámetros obtenidos
La inyección a presiones significativamente por debajo de los resultados de la
presión de despedida en las tasas de recuperación de petróleo, mientras que la
reducción de la inyección a presiones superiores a la presión de separación
puede resultar en la pérdida o mala dirección del fluido de inyección y
recuperación de petróleo reducido. Pruebas PASO A TASA (SRT) es el
principal método utilizado para determinar la presión máxima de inyección
segura sin fracturar la roca del yacimiento.
El procedimiento de ensayo requiere el pocillo de ensayo que ser cerrado, ya
sea en o estabilizado en una tasa de inyección reducida pero constante antes
del comienzo de la prueba de tasa de STEP. Idealmente, el período de cierre
en debe ser lo suficientemente largo para que la presión de abajo hacia el
agujero está cerca de la presión de la formación estática. Alternativamente, si
el bien se estabiliza a una tasa de inyección reducida, el período de
estabilización debe ser lo suficientemente largo para alcanzar un estado de
equilibrio o condición de estado pseudoestable. La prueba PASO A TASA
consiste en una serie de inyecciones de tasa constante con tasas crecientes de
menor a mayor en una manera sabia paso. Cada paso-velocidad constante es
normalmente de duración de tiempo iguales. A continuación se muestra un
gráfico (Fig. A) de la tasa de inyección en función del tiempo. La tasa prevista
de inyección se representa como las líneas sólidas.
En la práctica, un totalizador da el volumen total de agua inyectada en cada
intervalo. El volumen registrado es entonces dividido por el tiempo para dar una
velocidad de inyección de la media. En contraste con el totalizador de flujo, el
SPIDR mide las tasas de flujo de forma continua durante toda la prueba. El
SPIDR ha mostrado la tasa no siempre permanecerá constante. A menudo
disminuye al aumentar la presión de cabeza de pozo, como se muestra por las
líneas de trazos en el gráfico SRT (Fig. A). La experiencia con el SPIDR en las
pruebas PASO tasa se ha demostrado que a menudo es difícil de controlar la
tasa de inyección. El aumento de presión para una velocidad de inyección
constante se muestra en el gráfico SRT (Fig. A) con la línea continua, mientras
que la línea discontinua muestra el incremento de presión para una tasa de
inyección de caída.
Una gráfica cartesiana de presión frente a la velocidad de inyección se hace de
los datos de prueba PASO A TASA. Cuando la presión de inyección es superior
a la presión de despedida, los actos de fracturas resultantes como un
conductor de fluido adicional. Esto reduce la pendiente de la curva de presión
vs. tasa como se ilustra en este gráfico. La presión que corresponde al punto
donde las dos líneas se cruzan se interpreta como la presión de separación de
formación (FPP). El gráfico muestra FPP en 1975 PSI. La tasa máxima de
inyección ahora se puede conseguir por permanecer en virtud de este valor de
presión durante la inyección.El SPIDR ha demostrado que el control de
velocidad de inyección en las pruebas PASO DE FRECUENCIA es a menudo
insuficiente. Los resultados son la presión de despedida formación
subestimado y por lo tanto menor que las tasas óptimas de inyección y
producción.
Es conveniente observar las lecturas de presión de superficie, mientras que la
prueba está en curso para detectar la presión de despedida formación tan
pronto como sea posible. Mediante el uso de la SPIDR, el cambio en la
pendiente puede ser detectado antes, resultando en una duración de la prueba
más corta. Los datos de presión y flujo grabadas se pueden ver en cualquier
momento durante la prueba sin interrumpir el funcionamiento SPIDR o eliminar
los datos de la memoria. Tasas óptimas de inyección a un bien se pueden
obtener usando la medición y el seguimiento de las capacidades de la SPIDR.
Si se registran los datos de presión exacta y velocidad de inyección, las
técnicas de análisis de transitorios de presión multi-tasa también se pueden
aplicar al PASO DE FRECUENCIA pruebas. La capacidad de formación de
flujo, KH, y así la piel ánima, S, pueden ser determinados y no se pueden
necesitar la prueba de caída de la inyección para determinar las propiedades
de formación
Una serie de inyecciones de tasa constante ("Pasos") que crecieron de menos
a más, diseñados para determinar la presión Parting Formación (FPP).
Presión Separación La formación es la presión que iniciará fractura de la
formación.
Fractura es indeseable cuando se lleva a sin pasar por pago productivo
y canalizar directamente a los productores adyacentes.
FPP vs. Presión de cierre:
Presión de cierre es menor que la presión Separación Formación.
Presión de cierre se puede determinar por métodos de prueba de estrés
in situ.
Reglas generales suelen limitar la presión de inyección a
aproximadamente 80% de FPP que también debería estar por debajo de
la presión de cierre.
Una evaluación más rigurosa de los SRT
Datos SRT realidad contiene mucha más información que lo que se utiliza en
las técnicas descritas anteriormente, tanto sobre el yacimiento y de fractura
propiedades. Sin embargo, para tener acceso a esta información es necesario:
1. Registrar los datos de forma continua en una razonablemente alta
frecuencia,
2. Incluya una larga caída después de la última etapa, y,
3. Analizar los datos por la simulación en lugar de por medios gráficos.
Análisis continuación Fractura presión apertura
Cada paso por debajo de la iniciación de la fractura / apertura / presión
reapertura es un evento transitorio. Hay una gran pendiente inicialmente y una
pequeña pendiente al final de una tasa constante. Sólo el punto final se utiliza
en análisis gráficos. Simulación de las primeras etapas puede llevarse a cabo
con los modelos convencionales y principios de los finales de los años y de las
pistas puede ser igualada. Estos partidos se dió compresibilidad tanto kh y el
sistema. La simulación puede incorporar cualquiera de los componentes de la
piel del pozo conocidos.
Cuando la simulación comienza a desviarse de los datos, esto es una
indicación de fractura inducida, o el aumento de la conductividad de una
fractura pre-existente. En este punto, el modelo convencional no puede dar
ninguna información más detallada, más allá de lo que indica la posición
aproximada de salida.
Presión análisis anterior fracturamiento
Se requiere el modelado de la fractura depósito acoplado en este punto. Estos
pueden ser los modelos que utilizan la mecánica de fractura principios,
parcialmente vinculados (por ejemplo, GEOSIM, con acoplamiento fractura) o
totalmente acoplado (modelo de BP, después de Clifford, et al.). El proceso
puede ser modelado como también re-apertura de las articulaciones o la
creación de un canal de alta permeabilidad (Visage, o GEOSIM con
representación fractura por estrés-dependiente).
Coincidencia simultánea de los pasos de velocidad y la caída (manteniendo las
propiedades del yacimiento desde el partido debajo de la presión de
fracturación) permite la estimación de:
1. crecimiento de la fractura (geometría) con el tiempo,
2. conductividad de la fractura (ajustes a las predicciones teóricas),
3. parámetros de mecánica de rocas (control de presión de la red de
propagación),
4. la tensión mínima inicial, y,
5. efectos posiblemente thermoporoelastic.
La estimación de la tensión mínima no perturbado se diferencian generalmente
del resultado gráfica método y puede ser menor para una multitud de razones.
El pre-existente fractura se puede incorporar en el análisis de simulación y
generalmente resultará en un cambio más gradual de la pendiente, como se ve
en el ejemplo de romero.
En general, el análisis de simulación puede dar respuestas claras en algunos
casos complejos que no pueden ser interpretadas por los métodos gráficos. Sin
embargo, esto se logra en un esfuerzo considerablemente mayor.
El primer paso es buscar en las relaciones básicas de flujo radial y ver si el flujo
radial por las bajas tasas tiene sentido. El primer paso es gráfica.
El segundo es para que coincida con la tasa baja y alta termina con modelos
analíticos para mirar las dos situaciones límites, con y sin fractura. Si hay una
desviación de predicción de tasa baja y los datos reales (en la dirección
derecha) que indica una buena prueba.
El paso final, si se justifica, es el análisis numérico para hacer todas las piezas
encajan.
Es importante tener en cuenta las fracturas pre-existentes. Para presiones
juego abajo pfoc, (presión de cierre) determinar la permeabilidad del yacimiento
y la conductividad de la fractura y de previsión a tasas más altas. El punto de
partida entre esta curva teórica y los datos de medida es una medida
independiente del valor de pfoc. Por encima de pfoc, es necesario para iterar
con un modelo de fractura para que coincida con los datos medidos.
Algunos operadores evalúan SRT con los modelos de hoja de cálculo que
tienen un flujo radial y una componente de flujo de fractura.
LAYERED RESERVOIR TEST
Técnica avanzada de prueba que utiliza una combinación de mediciones de
tasas y de presiones transientes, así como perfiles de flujo estabilizados para
determinar la permeabilidad y el factor de daño para cada uno de los diversos
estratos combinados en un pozo. La técnica requiere una serie de cambios de
tasas de flujo, con al menos un cambio de tasa de flujo para cada estrato a
caracterizar.
HERRAMIENTA PLT, MLT
La forma convencional para evaluar yacimientos produciendo de varias capas
en forma conjunta es el uso de empacaduras para realizar pruebas selectivas.
Estas son corridas junto con el arreglo DST o tubería, lo cual resulta costoso,
pero de interpretación directa. De alli el surgimiento de completaciones o
pruebas con producción conjunta (“commingle”). De otro lado, los perfiles de
producción han sido usados extensivamente en la industria de Petróleo y Gas a
través de numerosas aplicacioneS. En el caso de yacimientos multicapa, el
perfil PLT (Production Logging Tool) es normalmente utilizado para análisis
selectivo de la productividad o SIP (Selective Inflow Performance) para evaluar
la contribución y el comportamiento productivo de cada capa productora; por lo
que el método SIP ha probado ser invaluable e indispensable en la explotación
racional de dichos yacimientos. Sin embargo, la información que este método
provee es algo limitada en cuanto que es insuficiente para calcular los
parámetros de flujo del yacimiento como la permeabilidad, skin y factor de
turbulencia (pozos de gas o de petróleo de alto caudal).
Por lo anterior fue introducida la técnica de pruebas MLT (Multilayer Transient
Test) por Kuchuket en el año 1986. Kuchuck analizó un sistema con dos capas
bajo inyección de agua. Desde entonces, varios autores han interpretado
sistemas multicapas bajo variadas condiciones de fluidos, mantenimiento de
presión, límites, presencia de fracturas o flujo irregular de petróleo en pozos
bajo levantamiento artificial por “gas lift”. Así en algunas regiones, son comunes
las pruebas MLT para pozos inyectores y productores de petróleo, gas y agua;
permeabilidades variando entre unos pocos milidarcis a varios darcis han sido
determinadas capa por capa, junto con la evaluación del factor de daño y
presiones medias en cada capa.
PROCEDIMIENTO
El procedimiento de una MLT usa un monitoreo continuo de la presión en
fondo, mientras los caudales por capa son medidos en intervalos de tiempo
específicos (ej. Durante el primer transiente, solo el caudal en fondo de la capa
más inferior es medido; asumiendo que la herramienta esta entre la capa más
inferior y su inmediata superior). Posteriormente, los cambios de caudal de flujo
en todas las capas superiores son medidas en forma diferencial debido a que
solo para la capa más inferior se tiene medidas directamente del “spinner” y
para las demás se mide el flujo combinado de todas las capas por debajo del
sensor del PLT.
El número de capas a evaluar determina el número de transientes a generar
mediante el incremento o decremento del caudal de flujo. El monitoreo de estos
transientes de presión son acompañados de pases con la herramienta PLT
después de su estabilización. La disponibilidad de datos de presión y caudal y
el uso de análisis integrales de convolución permiten prácticamente eliminar los
efectos de almacenamiento que afectan las pruebas clásicas de pozos y
estimar los parámetros básicos controlando el flujo del yacimiento.
Las pruebas MLT requieren de una planificación cuidadosa y procedimientos
operacionales rigurosos debido al número de eventos que ocurren durante la
prueba. La herramienta PLT debe estar equipada con sensores capaces de
monitorear los caudales de flujo (“spinners”: principal y de apoyo), presiones,
densidades, temperatura, sensores multifásicos si es el caso, como medidores
de la fracción volumétrica de cada fase “hold up” (eléctricos, ópticos), además
de sensores de inclinación y posición relativa de los sensores de “hold up” para
el caso de pozos desviados.
Adicionalmente, los cambios de flujo son críticos y deben ser controlados en
forma precisa mediante el uso de reductores de tamaño fijo. Bajos caudales de
flujo son encontrados frecuentemente durante el monitoreo de las capas más
inferiores, o en el periodo de flujo “after flow” durante una restauración de
presión (“build up”), o cuando se presenta flujo cruzado durante el “build up”.
Esto hace necesario el uso de equipos de lectura en superficie que permita un
monitoreo en tiempo real para el seguimiento de la prueba y control de calidad;
frecuentemente se requiere hacer modificaciones para ajustar el programa de
pruebas de acuerdo al comportamiento del pozo.
PARAMETROS OBTENIDOS
La interpretación de estas pruebas depende en buena parte de las técnicas que
den una indicación del modelo de yacimiento y parámetros iniciales; o sea los
datos de inicialización necesarios para un proceso de ajuste histórico usado en
la interpretación.
El proceso de interpretación de las pruebas MLT incluye los siguientes
procesos:
Evaluación de los perfiles de producción y estimativa de las
presiones de los yacimientos mediante extrapolación de los gráficos
SIP; referidas al mismo “datum”. Integración de datos con
información geológica y petrofísica.
Preparación de datos históricos (caudal y presión vs. tiempo) en un
formato adecuado para interpretación; las presiones son referidas al
mismo “datum” para remover efectos de gravedad y así el gráfico de
potencial de presión se convierte en un registro continuo, el cual
facilita El proceso de ajuste histórico posteriormente.
Análisis secuencial de transientes de presión
Este consiste en calcular los cambios de presión y caudal de flujo observados
después de la estabilización de la prueba con el PLT localizado arriba de la
capa más inferior, y generar el histórico de flujo aproximado para esta capa.
Posteriormente, las presiones son normalizadas usando los cambios de caudal
correspondientes (Δm (p) / ΔQD = ΔQ / ΔQ ref). Y finalmente, se determina el
modelo, regímenes de flujo dominante y geometría del yacimiento, usando el
gráfico Log-Log del cambio de presión normalizado por el caudal y su derivada
con respecto a la función SFRC (“sandface rate-convolved”).
Las técnicas de “deconvolución” son utilizadas para permitir la construcción del
perfil de presiones que se tendría caso se tuviere una variación única o caudal
constante. Así la respuesta de presión de un transiente bajo condiciones
variable de flujo es dada por la integral de convolución. Deconvolución es la
inversión de la integral de convolución. La respuesta a pequeñas fracciones de
caudal constante se computa a partir de los datos de presión y caudal medidos
(pwf, qwbf). Así la presión deconvoluida podrá ser comparada directamente con
las curvas tipo clásicas, para ajuste del modelo y obtención de los parámetros
básicos simultáneamente.
Estimar los parámetros iniciales para las capas remanentes
Una vez un modelo satisfactorio para la capa inferior ha sido establecido, la
interpretación prosigue con la siguiente capa en dirección ascendente. Durante
este transiente, la medida del caudal de flujo es el total acumulado de las dos
capas inferiores.
INYECTION WELL TESTING
Un método para la prueba de inyección pocillos se presenta que está diseñado
para optimizar las condiciones de funcionamiento-pozo de inyección y para
maximizar la recuperación de petróleo a partir de una inyección de agua sin
causar innecesaria, daños en el depósito. Esto se logra mediante el
establecimiento de un programa sistemático de recopilación de datos y pruebas
en pozos de inyección.
Es La prueba en la que el fluido se inyecta en el reservorio. El tipo más común
de prueba es una prueba de caída, en la que se detiene la inyección y la caída
de presión se mide como una función del tiempo. La situación más común es
una inyección de agua. En muchos reservorios, la presión de la formación es lo
suficientemente alta para mantener una columna llena de fluido en el pozo y la
presión se puede controlar en la superficie. La presión de fondo se calcula
entonces mediante la adición del peso de la columna de fluido a la presión de
la superficie. Pozos de inyección de gas, aunque menos común, se prestan a
pruebas similares. El aumento de la presión del fluido como una función del
tiempo mientras que la inyección se lleva a cabo teóricamente podría ser
utilizado también, pero este tipo de enfoque rara vez se utiliza. Las ecuaciones
y teoría para estas pruebas son una imagen especular exacta de los de
acumulación y pruebas drawdown. Los resultados calculados para estos pozos
son generalmente buenos porque las formaciones son comúnmente lleno de
líquido. Con frecuencia los pozos de inyección de agua se inadvertidamente
fracturado en algún momento de su vida y, en consecuencia tener un efecto
negativo de la piel.
Durante la década de 1950 y principios de 1960, las experiencias de inyección
de agua del oeste de Texas, como la irrupción de agua prematura y la mala
eficiencia de barrido causado por la operación de inyección bien impropia,
indican la necesidad de un procedimiento sistemático para optimizar la
operación de inyección pocillos.
Se iniciaron muchos proyectos de inyección de agua con patrones dispersos
periféricos u otros que tienen una baja relación de pozos de inyección a pozos
productores. Durante la década de 1960, cuando permisibles en estados
prorrateados comenzó a aumentar, las tasas de inyección individuo per-bien a
menudo se incrementaron a mantenerse al tanto de aumento de las retiradas.
Estos aumentos en ocasiones dieron lugar a problemas de rendimiento que
indicaban la necesidad de una mejor comprensión del embalse y los factores
que la afectan durante las operaciones de inyección de agua. Por lo tanto, hay
desarrollado una necesidad de un procedimiento sistemático para maximizar la
producción de las tasas de inyección y, al tiempo que permite una vigilancia
adecuada de las condiciones del yacimiento y de operación para evitar
cualquier daño reservorio que pueda poner en peligro la recuperación de
inyección de agua.
Este artículo presenta una filosofía y un método para la prueba de inyección,
buena para la optimización de la operación de inyección, buena, por lo tanto
maximizar la recuperación de un patrón de inyección de agua dado.
Inyectividad se optimiza mediante el establecimiento de una serie planificada
de las pruebas de los tipos de paso, pruebas de difuminación de presión, las
encuestas de perfil, y las encuestas de temperatura durante un período de
puesta en marcha inicial de alrededor de I año, y recogiendo de forma continua
y el análisis de datos de tasas y de presión, los datos de presión transitoria y
datos de perfil a lo largo de la vida restante del inyector.
Objetivos y Fundamentos de inyección-Well Testing
El primer objetivo del enfoque sistemático de pruebas de inyección, así es
permitir diferencial de presión máxima entre el inyector y el productor dentro de
las restricciones de presión de fractura de la formación. Una sencilla aplicación
de la ley de Darcy para pozos de inyección muestra la tasa de inyección a ser
proporcional al diferencial de presión. En consecuencia, las tasas de inyección
más altas deberían dar lugar a una respuesta más rápida y mayores tasas de
producción.
Por varias razones, es imperativo que se alcanza esta diferencia máxima de
presión por debajo de la presión de fractura de la formación. En primer lugar, la
fractura causada por la inyección por encima de la presión de fractura de la
formación no se limita necesariamente a la presencia de hidrocarburos. La
fracturación puede ser a un acuífero oa un intervalo no productiva. Por lo tanto,
la inyección por encima de la presión de fractura de la formación puede dar
lugar a la inyección ineficaz significativo que, si se lleva al extremo, podría
resultar en menos agua barriendo efectivamente la presencia de hidrocarburos.
En segundo lugar, cuando se inyecta por encima de la presión de fractura de la
formación, la dirección de fracturación no es predecible.
HERRAMIENTAS
El equipo de pruebas y preparativos antes de la prueba
Los preparativos antes de una prueba de inyección es a realizar puede llevar
mucho tiempo y logísticamente compleja. Una bomba de inyección adecuado,
un sistema para medir la velocidad de inyección y un sistema para medir el
desplazamiento durante la prueba son todos necesarios. Además, puede
ser necesario diseñar un sistema para el tratamiento del agua antes de que se
inyecta, evitando la obstrucción o precipitación en, por ejemplo, la pantalla o en
la formación. Pozos de observación también se pueden utilizar como parte de
la configuración de prueba para evaluar el impacto de la inyección. El fluido
puede ser inyectado directamente a través de la cabeza del pozo o a través de
un intervalo de formación específica sellado por packer (s). En ambos casos es
importante que la cabeza del pozo o el empacador (s) pueden resistir la presión
de inyección durante la prueba y, por lo tanto, estos componentes tienen que
ser incluidos en el diseño de la prueba.
Las partes de la descripción de las pruebas de bombeo también se pueden
aplicar para las pruebas de inyección. Esto puede incluir, por ejemplo,
información sobre la frecuencia de muestreo y el sistema de adquisición de
datos, con algunas excepciones, incluyendo mediciones de la presión, que a
menudo se llevan a cabo en un sistema cerrado tal como en el caso de las
mediciones de la velocidad de inyección. Sin embargo, si la bomba de
inyección está conectada a un tanque de agua, la disminución en el nivel de
agua con el tiempo se puede utilizar para el cálculo de la tasa de inyección. La
entrada al tanque por tanto también debe considerarse en los cálculos.
Un ejemplo de una configuración de inyección utilizado para la prueba de pozo
profundo se presenta en la Figura 36 y una descripción más detallada se puede
encontrar en Rosberg (2007). Estanques de sedimentación fueron utilizados
para la eliminación de partículas finas antes de inyectar el fluido. Una bomba
de alimentación se utiliza para obtener la altura necesaria aspiración neta de
producción (NPSH) de la bomba de inyección. Otra forma común de obtener el
NPSH es crear una diferencia de presión entre la entrada en la bomba y el nivel
del agua en el tanque de agua conectado. Medidores de flujo ordinarias se
utilizaron para medir el transductor de velocidad de inyección y la presión se
conectaron a la cabeza del pozo y el anillo. Es notable que la presión medida
en la cabeza del pozo también incluye las pérdidas por fricción en la tubería de
revestimiento, etc. Sin embargo, en este caso hubo una carcasa de gran
diámetro y por lo tanto las pérdidas por fricción eran bajos y podría ser
ignorada. En otras palabras, las pérdidas por fricción son inversamente
proporcional al diámetro de la carcasa a la potencia de cuatro (d4) y, por lo
tanto, es más crítica cuando se utiliza la misma velocidad de inyección en el
caso de tripas de diámetro pequeño. Un manómetro de memoria instalada en el
nivel del depósito también se puede utilizar para medir la presión de inyección
y, en ese caso, no se incluirán las pérdidas por fricción. Sin embargo, hay
desventajas asociadas con un indicador de memoria. Por ejemplo, se necesita
un cable largo con fines de instalación y se requiere un lubricador o algo similar
en la cabeza del pozo para evitar fugas alrededor de la entrada de alambre. En
los pozos de gran diámetro a menudo es común que las diferentes
dimensiones de la carcasa se utilizan para alcanzar la profundidad del objetivo
y el espaciamiento entre dos tamaños de carcasa es llamado el anillo. Vale la
pena considerar si es posible medir la presión en el anillo durante pruebas de
inyección, ya que a menudo es una parte que está aislada del depósito de la
prueba. En otras palabras, si se aumenta la presión en el espacio anular puede
ser una indicación de fugas a lo largo o a través de la carcasa (juntas de
tubería de revestimiento) y por lo tanto puede llevarse a cabo en otros
reservorios además de la prevista inyección.
Figura 36. Ejemplo de una configuración de prueba de inyección diseñada para
pozos profundos. También se puede aplicar a los pozos poco profundos.
En papel 3 hay una descripción de un sistema de prueba de inyección utilizado
para ambientes subterráneos.
Los diferentes componentes para medir el flujo y la presión se incluyen, así
como las precauciones utilizando válvulas de retención para evitar un flujo
hacia atrás desde la formación. Una diferencia importante con una prueba de
inyección en un ambiente subterráneo en comparación con la superficie es que
una presión superior a la presión del acuífero debe ser utilizado para inyectar el
agua. El sistema descrito en el Documento 3 se puede adaptar fácilmente a los
pozos perforados desde, como en este caso, el túnel nivel, que han sido
verificados en la práctica.
Análisis de datos
Las ecuaciones presentadas anteriormente para los datos de reducción y
recuperación de datos (véase el anexo 4) se pueden utilizar para los datos
adquiridos durante las pruebas de inyección. La reducción está sustituido con
aumento de la presión de inyección / presión y la tasa de flujo con la tasa de
inyección. Cuando se detiene la inyección, la caída fuera de la presión de
inyección puede ser registrado - en el análisis de la caída de presión residual
se sustituye por la caída fuera de la presión de inyección y la recuperación
Theis (1935)
solución puede ser aplicada, por ejemplo. La ecuación descrita para la prueba
de paso reducción también se puede aplicar para la evaluación de las pruebas
de inyección paso.
Una desventaja relacionada con el análisis de los datos es que las soluciones
desarrolladas para pruebas de bombeo se utilizan para la evaluación de
pruebas de inyección, lo que significa que no hay tantas soluciones
desarrolladas directamente para la evaluación de pruebas de inyección.
Cuando se aplica una solución desarrollada para una evaluación de la prueba
de bombeo a una prueba de inyección, puede ser equivalente a decir que la
compresión del acuífero durante el bombeo es igual a la expansión del acuífero
durante la inyección. Esta es una suposición de que no siempre es válida, ya
que los valores de la compresibilidad y la expansión pueden ser diferentes y en
la práctica puede ser más difícil de inyectar agua para extraer de ella, como en
el caso de un medio poroso. En un medio fracturado el contrario puede ser
cierto, sin embargo.
PROCEDIMIENTO
Todas las presiones y volúmenes que deben registrarse en unidades SI.
Lea y registre la presión de la tubería (inyección) y el casing (anillo) en
kPa.
Si la presión de la caja (anillo) es <700 kPa, Bleed a cero (0) y luego
presionar hasta 700 kPa y mantener durante un mínimo de cinco (5)
minutos.
Se trata de una cámara cerrada, para una prueba satisfactoria debe
observarse ningún cambio de presión.
Si las presiones caja (anillo) es> 700 kPa, purgue a cero (0), Vent por
diez - Quince (10-15) minutos luego cerrar en anillo.
Repetir si la presión se acumula en el espacio anular inmediatamente
Una prueba satisfactoria es cuando la presión de la carcasa (anillo)
permanece en cero (0) para un mínimo de diez (10) minutos. Registre
toda llenar o fluir de nuevo los volúmenes en m3.
Observar y registrar si el ventilador de revestimiento de superficie se
sondea correctamente un abierto como sea necesario
Todos los tamaños y presiones que se registran en unidades SI.
Registro Origen y Destino de la Línea con respecto a la dirección del
flujo
Presión de funcionamiento de grabación normal Line.
Registro estabilizado la presión de prueba durante quince intervalo (15)
minutos. Para una prueba satisfactoria debe ser observado ninguna
disminución de presión.
Indique si la prueba fue aprobado o no aprobado Indique si la prueba fue
aprobado o no aprobado.
PRINCIPALES PARAMETROS OBTENIDOS
Prueba de presión transitoria para submarinos Productores de Aceite
Gran parte de nuestro trabajo con los pozos de petróleo se refiere a
submarinos Productores de petroleo, donde los medidores de presión de fondo
de pozo permanentes han fracasado o cuando no instalados inicialmente.
Estamos tomando archivos de sobrepresión de árboles submarinos existentes
y proporcionar al operador una WHP a BHP conversión. También tenemos la
capacidad de desplegar nuestro sistema SPIDR® submarino ROV a través de
la captura de datos de presión de alta frecuencia alta resolución y en el árbol
submarino.
Sistema SPIDR® Para la prueba de inyección de agua
La mayor parte de aplicaciones de pruebas de presión en la superficie de
Halliburton en campos productores de petróleo tienen que ver con las
aplicaciones de pruebas de inyección de agua. Ejemplos de aplicaciones de
pruebas de presión para pozos productores de petróleo: Inyección de agua
para mantener la presión y la recuperación secundaria y / o eliminación de
agua. El único requisito para el uso de las pruebas de superficie es que el pozo
soporta una columna de agua (así no ir en un vacío a la superficie).
Prueba de presión transitoria para los productores de petróleo
Halliburton no promueve ni comercializar nuestra tecnología sistema SPIDR®
hacia los pozos productores de petróleo negro o volátiles. Halliburton ha
dirigido principalmente auto descarga (flujo crítico) de gas o gas condensado
producción sin slugging en boca de pozo.
Como se mencionó anteriormente, la capacidad de realizar una acumulación de
presión (PBU) de la cabeza de pozo en un productor de petróleo se aplica a un
porcentaje muy pequeño de los productores de petróleo en el mundo. Los
requisitos son:
La producción de agua mínima
Presión que fluye por encima de la presión del punto de burbuja
Naturalmente la descarga o la producción de los parámetros para el flujo de
prueba productor de petróleo de la superficie (multi-tasa o pruebas drawdown)
son mucho menos estrictas que una prueba Acumulación de presión. Los
requisitos son que el bien está descargando de forma natural y que las tasas
de producción supera aproximadamente 1.000 BPD. Sin embargo, debido a P *
es a menudo el parámetro más importante en la prueba así, sólo puede
lograrse a través de una acumulación de presión, pruebas de pozos de petróleo
desde el pozo es menos popular.
BIBLIOGRAFÍA:
http://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms/s/step_rate_test.aspx
http://www.spidr.com/oil-and-gas/Step-Rate-Testing/subpage13.html
ftp://ftp.consrv.ca.gov/pub/oil/EPA/USEPA%20Step-RateTest
%20Guideline.pdf
http://lup.lub.lu.se/luur/download?
func=downloadFile&recordOId=1598933&fileOId=1598935
http://www.petracat.com/energy/Fracture-Step-Rate-Testing/
page162.html
https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-16798-MS
https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-5130-PA
http://www.earthfax.com/Page/
Supervision+of+Injection+Well+Testing+and+Abandonment.aspx
http://www.cardinalsurveys.com/Step%20Rate%20Test/default.asp
https://www.google.com.bo/url?
sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=19&cad=rja&uact=8&ved=0CG
sQFjAIOAo&url=https%3A%2F%2Fwww.linkedin.com%2Fgroups
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zQDUQrA1KTpF97naWV9jITpgvg&bvm=bv.89217033,d.aWw