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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