Análisis de la prueba de presión Drillstem

Cualquier discusión sobre el comportamiento de la presión transitoria en pozos no estaría completa sin tener en cuenta el comportamiento de la presión bajo condiciones de prueba DST. La medición y el análisis del comportamiento de la prueba de presión (DST) otorgan al ingeniero un medio práctico y económico para la estimación de los parámetros importantes de formación antes de la terminación del pozo. Un DST debidamente gestionada e interpretado, probablemente da una información más valiosa por dólar gastado que cualquier otra herramienta de evaluación. A condiciones del agujero no siempre permiten el uso del DST como herramienta de evaluación. Sin embargo, en aquellos casos susceptibles de la técnica, la producción de líquido y la información de presión obtenida son muchas veces muy valiosas. A menudo, las únicas buenas estimaciones de la presión inicial del yacimiento se obtienen por la DST en los primeros pozos en el yacimiento. Mediante la utilización de algunos de los métodos de presión transitorios discutidos previamente, el producto kh y efecto skin pueden ser estimados y por lo tanto ser utilizados para ayudar a planificar tratamientos, así eficaces.

Esencialmente, un DST es una terminación del pozo temporal efectuado para los fines de muestreo del fluido de formación y el establecimiento de la probabilidad de la producción comercial. Las presiones se registraron por primera vez en las DST’s de la operación de herramientas de prueba adecuadas. Como resultado, los dispositivos de grabación de presión tempranos eran bastante insensibles. El reconocimiento del valor potencial de la interpretación del comportamiento de la presión DST llevó rápidamente al desarrollo y uso de registradores precisos y sensibles a la presión. Los registradores actualmente en uso son generalmente de buena calidad.

Comportamiento de la presión en DST’s.

El lector que no esté familiarizado con el equipo de DST y los procedimientos operativos se refirió al documento de van Poollen o la más reciente presentación de McAlister, Nutter y Lebourg. Un DST está dirigido por la reducción en el pozo de la tubería de perforación de un arreglo de envasadores y válvulas accionadas en superficie. Los empacadores se utilizan para sellar el espacio anular mudfilled desde el intervalo a ser probado, y las válvulas permiten que los fluidos de formación fluyan en la tubería de perforación. Mediante el cierre de las válvulas se puede obtener una acumulación de presión. Se obtiene un registro de la presión de todo el flujo y secuencia de shutin. La figura 9.1 es un diagrama esquemático de una herramienta DST actualmente en funcionamiento. La figura 9.2 muestra la secuencia de operaciones de esta herramienta se ejecute en el agujero de la recuperación.

La aparición de un registro de la presión a partir de una prueba DST se muestra esquemáticamente en la figura. 9.3. La sección etiquetada A muestra el aumento de la presión hidrostática barro como la herramienta se baja en el agujero. Cuando la herramienta está en la parte inferior, se obtiene la máxima presión de la columna de lodo. La configuración de los envasadores provoca la compresión del lodo en el espacio anular en el intervalo de prueba, y un aumento correspondiente en la presión se observó en el Punto B. Cuando se abre la herramienta de prueba y la entrada de la formación se produce, el comportamiento de la presión es como se muestra en la sección C. Después de la herramienta de prueba está cerrado, un período de aumento de presión D resultados etiquetados. El primer flujo y el período de cierre usualmente van seguidas de un flujo posterior y el período de acumulación, como se muestra. Por último, la prueba finaliza y los empacadores se sueltan, provocando un retorno a la presión hidrostática de lodo (punto E), y luego se tira de la herramienta (Sección F). Recuperación de fluido procedente de la prueba puede estimarse a partir de los contenidos de la tubería de perforación o de la cantidad recuperada en la superficie si se obtiene un DST que fluye.

El cierre doble en el método de prueba es el procedimiento de prueba más común en uso. Los eventos implicados se conocen como el flujo inicial y períodos de cierre y el flujo final y períodos de cierre.

El período de flujo inicial es por lo general de 5 a 10 minutos de duración y es principalmente para el propósito de permitir la igualación de vuelta a la presión estática del yacimiento del fluido en la zona de filtrado invadido cerca del pozo. Tanto la presión de la columna de lodo estática y la configuración del envasador causa filtrado de lodo a ser exprimido dentro de la formación. El breve período de flujo inicial está diseñado para aliviar esta condición de exceso de presión y restaurar la formación de un estado casi original. El período de flujo inicial es seguido por un cierre inicial en período de alrededor de 30 a 60 minutos. Este flujo inicial y de cierre en secuencia permite una buena estimación de la presión estática del yacimiento a realizar.

Al comienzo del segundo período de flujo, la formación se espera que sea restaurado a las condiciones iniciales y el comportamiento del flujo natural de la zona de prueba se puede obtener. Este segundo período de flujo generalmente se extiende desde 30 minutos a 2 horas o así. El cerrado final en aumento de presión es por lo general ligeramente más larga, o por lo menos igual al segundo período de flujo. Es común en los reservorios de baja permeabilidad a emplear acumulaciones, incluso más tiempos finales con el fin de obtener los datos de aumento de presión interpretables.

Además de la doble común de cierre en las pruebas, ahora es posible ejecutar pruebas de columna de perforación con un número arbitrario de flujo y períodos de cierre. En una sección posterior hablaremos de este tipo de prueba.

Consideraciones operativas para la obtención de buenos DST datos de presión.

Hay varios factores que regulan la calidad de los datos de presión de DST. No sólo deben los parámetros del yacimiento que afectan directamente a ser considerado comportamiento de la presión, sino también la atención en la medición de las recuperaciones de fluido y las tasas de flujo debe ejercerse desde estas cantidades deben ser conocidas para fines de análisis de presión. Muchos de los puntos que se mencionan en esta sección se discuten en mayor detalle por Maier, Dolan et al., Y van Poollen.

El ingeniero debe consultar, tan libremente como pueda, con sus compañeros de trabajo o con las empresas de servicios de DST para ganar algún conocimiento de carácter general relativa a la conducta DST en una formación particular. Con frecuencia, muchos de los factores operacionales que pueden determinarse a partir de la experiencia previa en la misma provincia geológica. Tal vez la principal consideración en la planificación de una prueba es el tiempo máximo en el agujero con la herramienta de prueba que puede ser tolerado por las condiciones del pozo. Si se estima que el tiempo en el fondo durante el ensayo deberá ser, por ejemplo, 2 horas, después de la prueba se debe planificar en consecuencia.

En términos generales, el primer período de flujo en un horario de verano debe ser de al menos 5 minutos y las iniciales período cerrado-en por lo menos 30 minutos. Esto normalmente permitirá la expansión de lodo atrapado debajo de los empacadores y compensación de la presión en el filtrado-invadido zona, de modo que una buena estimación de la presión estática del yacimiento se puede obtener. La longitud del segundo período de flujo (en un doble cierre en la prueba) viene dictada generalmente por la experiencia y las condiciones prevalecientes. Cuanto más débil es el "golpe" en la superficie, más lenta es la velocidad de afluencia de fluido de la formación y el más largo es el segundo

periodo de flujo. Si la carga de fluido de la tubería de perforación aumenta hasta el punto que la presión hidrostática de la columna de fluido mata el flujo de entrada, a continuación, la acumulación final debe ser iniciada inmediatamente. Para las pruebas con un golpe débil superficie durante toda la duración del período de flujo, la herramienta debe dejarse abierta más tiempo para probar la formación eficaz.

El cierre en la final de tiempo debe ser al menos igual al tiempo que fluye a si una presión extrapolada precisa se ha de obtener y si los cambios de permeabilidad en las inmediaciones son para ser detectado. Cuanto menor sea la permeabilidad de la formación, el más largo es el aumento de la presión final deseada. Para que un producto kh de menos de 10 md-pie, parada en tiempos de al menos 2 horas se recomienda. Para valores más altos kh, tiempos de 30 minutos a 1 hora puede ser suficiente.

Para obtener lecturas precisas de presión, personal de la empresa de servicios deben ser informados de las condiciones previstas (incluida la estimación temperatura del yacimiento y el rango de presión) y los mayores de todos los objetivos de la prueba por lo que los relojes apropiados y elementos de presión se pueden seleccionar. La fecha más reciente de la bomba de presión se calibra en las condiciones previstas debe ser de su interés. Antes de la interpretación de presión se debe evaluar la exactitud de los medidores de presión mediante la comparación de sus presiones registradas en varios puntos clave. La presión hidrostática de la recuperación de líquido debe ser calculada y comparada con la presión de flujo final.El volumen de recuperación de líquido debe ser medido cuidadosamente. Los líquidos recuperados, tanto por separado como en mezclas contaminadas, deben ser descritos adecuadamente y toman mediciones de la densidad. El flujo de gas en las pruebas de columna de perforación se debe medir con la mayor precisión posible en distintos intervalos de tiempo equidistantes a través de los períodos de flujo. La tasa de recuperación de líquido se puede estimar en cualquier momento mediante la conversión de la tasa de cambio de la presión hidrostática en la tubería de perforación a una tasa de producción de líquido.

El uso del aumento de presiónTeoría de datos DST

Presión de la teoría del análisis acumulación, como se presenta en el Capítulo 3, se ha encontrado para ser aplicable al análisis de los datos de aumento de presión DST. Los supuestos básicos de la teoría de la acumulación de presión de flujo radial, reserva infinita, de un solo fluido compresible están bastante bien adaptados a las condiciones de horario de verano. El fluir DST es la suposición de una tasa de producción constante es a veces incluso cumplido. Sin embargo, en una prueba de recuperación de líquido que no fluye, la velocidad de flujo disminuye generalmente durante todo el período de flujo. Dolan et al* han demostrado que siempre que la diferencia en las tasas de producción inicial y final en el período de flujo antes de la acumulación de presión no es extrema, la tasa de producción media se puede utilizar como una buena aproximación en los análisis de la acumulación de presión. Esto es especialmente cierto si la tasa de cambio de la tasa de producción con el tiempo es constante. En las pruebas de recuperación de líquidos que no fluyen este suele ser el caso. La tasa media de la producción se determina, por supuesto, por la división de la recuperación de fluido por la longitud del período de flujo. Esto se aplica tanto para las acumulaciones de presión inicial y final en un cierre doble en la prueba.La conclusión de Dolan et al.* Es generalmente aceptable como una cuestión práctica. Odeh y Selig han presentado un medio para calcular la tasa de producción adecuada y fluida valores de tiempo para su uso en los análisis de la acumulación de presión en los casos en los que el período de cierre es precedido por un período de flujo de corto, a tasa variable. El uso de su método proporciona una mayor precisión en los valores de kh y s para los casos de tipo de interés variable.

La presión de la formación estática se estima a partir de la extrapolación de la trama de Pws vs log [(t+∆ t)/∆ t ] , donde ∆ t es la parada en el tiempo y t es el tiempo que transcurre antes de la parada en. La aparición de las curvas de acumulación de presión para un caso de campo típica se muestra en la figura. 9.4, desde el trabajo de Maier. Si el período de flujo inicial fue suficiente para aliviar los efectos de compresión de lodo para permitir a la formación expulsar la mayor parte de la invasión filtrado, la acumulación inicial debe extrapolar a la verdadera formación de la presión estática. Si no lo fuera, entonces un valor más alto puede resultar. El valor de la presión extrapolada a partir de la segunda curva de acumulación debe ser muy cercana a la de la acumulación inicial. Si es sensiblemente inferior, entonces se podría concluir que una pequeña acumulación ha sido probada y que el agotamiento significativo se produjo en la prueba. Dado que la inferencia de un pequeño depósito se basa en la comparación de las presiones extrapoladas, la importancia de una cuidadosa determinación de estas cantidades no puede ser sobre-enfatizada.

Para calcular el producto kh de la formación, se utiliza la técnica de presión transitoria familiar que utiliza la pendiente de la gráfica acumulación,

kh=162,6.qμBm

donde m es la pendiente de la gráfica acumulación en psi / ciclo. Los valores B y μ deben ser estimados a partir de algún tipo de correlación. Una correlación para μ viene dada en la figura. 9.9.El factor de la piel no se puede determinar por el método del capítulo 3 porque el tiempo de flujo y cerrado en el tiempo son del mismo orden en las pruebas de columna de perforación. El factor skin se determina mediante el uso de la ecuación para la presión de flujo inmediatamente antes de la parada. De la ecuación 5.2.

pwf=pi−162,6qμB

kh [ log kt

∅ μcr w2−3,23+0,87 s ]

Si la tasa q había sido constante durante el período de flujo, entonces pwf sería el verdadero valor de la presión del fluido final. Si la tasa no es constante, una mejor aproximación para este valor es la presión de flujo promedio durante el período de flujo, que llamaremos Pavg. El cambio de la ecuación anterior se obtiene la siguiente expresión para el factor skin.

s=1,151[ pi−pavgm−log kt

∅ μcr w2+3,23 ](9.1)

donde m es la pendiente de la curva de acumulación utilizado para determinar el producto kh, y t es el tiempo de flujo total. En el caso de una prueba que fluye en el que la tasa es bastante constante, Pavg se sustituye por el verdadero, que fluye final de presión.

Maier presenta una simplificación conveniente de la ecuación. 9.1. Asumió valores típicos de ∅=0,15 y rw=0,333 ft . En ese caso, la fórmula efecto skin se vuelve

s=1,151[ pi−pavgm−log( tc )( kμ )+1,45](9.2)

El radio de drenaje transitorio durante un DST es también de interés. Como se discutió en el Capítulo 11, la relación aproximada es:

0,000264kt

∅ μcr e2≅ 0,25

Un límite de depósito en una distancia re desde el pozo se refleja en el comportamiento de la presión del pozo en un tiempo t, estimada a partir de la relación anterior. Por lo tanto, el radio de drenaje que corresponde a un tiempo t se calcula por:

ℜ≅ √0,00105 kt∅ μc

(9.3)

En el caso de flujo multifásico la compresibilidad total y la movilidad total del sistema de depósito de líquido deben ser sustituidas por las cantidades de un solo fluido correspondientes como en otras técnicas de análisis de transitorios de presión.

En el caso del DST de duración prolongada, a veces es posible inferir la presencia de heterogeneidades depósito dentro del radio de drenaje afectado por la prueba. Los atributos específicos de comportamiento de tales heterogeneidades como fallas, acuñamientos permeabilidad, etc, serán discutidos en el capítulo 10.

Los trabajos sobre el comportamiento de la presión DST que han aparecido en la literatura de petróleo están bien ilustrados con ejemplos de campo. Una excelente colección de ejemplos de campo bien documentados se puede encontrar en el documento de Ammann.

El comportamiento de acumulación de presión a partir de uno de los ejemplos de Ammann se muestra en la figura. 9.5.

Análisis de flujo de periodo DST de los datos de presión.

Para que el flujo deDST a una velocidad constante, como las pruebas de gas y algunas pruebas de aceite, es posible analizar el comportamiento de la presión que fluye a través de los métodos de análisis de caída de presión transitoria presentado en el capítulo 5. Para los casos más comunes de baja permeabilidad en la que el comportamiento de la presión durante el período de flujo principal es esencialmente un registro de la acumulación en la cabeza de líquido en la tubería de perforación y la velocidad de flujo no es constante, es posible analizar el comportamiento de la presión período de flujo utilizando las técnicas de cambio múltiples en el capítulo 6.

Para utilizar estos métodos es necesario para convertir la presión aumentando en la tubería de perforación de las tasas de producción de fluidos equivalentes. Esto se logra, sabiendo la densidad de los fluidos producidos y el diámetro interno de la tubería de perforación, mediante la conversión de la cabeza a la entrada de fluido acumulado como una función del tiempo. La pendiente de esta curva de flujo de entrada frente al tiempo acumulativo es la tasa de producción. El método de la sección 6.1 se puede utilizar para analizar estos datos.

Múltiples cambios de DST

Los acontecimientos recientes en el equipo de prueba han producido herramientas de prueba que se pueden abrir o cerrar un número arbitrario de veces sin alterar el asiento obturador. Además, la regulación de los tamaños de estrangulamiento es posible variar las tasas de producción de flujo de DST. Esto abre claramente una gran cantidad de posibilidades cuando hay que diseñar un DST.La figura 9.6 muestra un flujo de múltiples período de DST registro de comportamiento de la presión, tomada desde el papel por McAlister et al. Estos autores demostraron que, con sólo un ligero error se puede ignorar el flujo previo y períodos incrustaciones o simplemente analizar cada aumento de presión por el pw2 vs log [(t+∆ t)/∆ t ]. Por lo tanto, el análisis de datos de este tipo de prueba es del mismo orden de dificultad como la que se encontró con, por ejemplo, el cierre en la prueba de corriente doble.Cuando se tiene que escoger para ejecutar un flujo de múltiples período de DST en comparación con el convencional cierre doble en DST? Vamos a ofrecer algunas guías simples que pueden ser utilizados para responder a esta pregunta desde el punto de vista del análisis de yacimientos. El DST y de intercambios múltiples puede ayudar a sustanciar el agotamiento del yacimiento implícita mediante la comparación de la acumulación inicial extrapolada y presiones segunda acumulación. Si las presiones extrapoladas en acumulaciones posteriores confirman una tendencia pronunciada a la baja, a continuación, la presencia de un pequeño depósito puede deducirse sin la necesidad de volver a probar. El flujo múltiple DST, obviamente, se presta confianza para los valores calculados para el producto KH y el efecto skin, proporcionando los resultados de cálculo adicionales para la comparación. Además, el cambio en el efecto skin de acumulaciones sucesivas puede dar una idea de si el bien puede limpiar cuando se ponen en producción permanente.

Consideraciones prácticas en Interpretación DST

Interpretación del ensayo, además de la estimación de la recuperación de líquido, requiere interpretación preliminar de las tablas de presión. Los gráficos deben ser examinados cuidadosamente, en primer lugar para comprobar que la herramienta funciona correctamente, y el segundo para verificar que las presiones durante el ensayo se midieron con precisión. La precisión de los medidores debe ser juzgado por comparación de las presiones de las teclas en contra de la presión del lodo computarizada.En la fig. 9.7, tomada de un artículo de Negro, 11 se muestran las configuraciones típicas tabla de presión para el éxito de flujo único DST del período y para los tipos comunes de fallas. Tablas de presión siempre deben ser inspeccionadas para determinar el funcionamiento herramienta adecuada.Configuración del gráfico de presión también puede variar, dependiendo de la capacidad productiva de la zona que se está probando. En zonas de alta permeabilidad, los efectos del flujo "críticas" pueden causar que el flujo de fluido dentro de la tubería de perforación a través de la parte inferior el cebador a ser independiente de la presión dentro de la tubería de perforación. Flujo crítico producirá una presión casi constante durante todo el período de flujo. Formaciones de baja permeabilidad normalmente se revelaron en las listas de presión por las presiones de flujo muy bajos. En la fig. 9.8, se muestran configuraciones de tabla de presión típicas para varias condiciones de flujo en el yacimiento.Para ayudar aún más en la interpretación DST, una cifra adicional del papel Black se ha incluido. Una correlación de gravedad API con viscosidad se presenta en la figura. 9.9. Esta figura se puede utilizar para estimar la viscosidad necesaria en el análisis de la presión DST.

Pruebas de formación wireline.

Además de los métodos comúnmente utilizados DST, el probador wireline se utiliza a menudo para probar en formaciones de arena de esquisto secuencias estratigráficas. A menudo, la falta de un asiento envasador y lutitas evitan el uso de la técnica de DST convencional. Esencialmente, un probador wireline consta de una cámara o cámaras de muestreo de varios galones de capacidad. Estas cámaras están conectadas a una abertura en una almohadilla que es forzado contra la pared del agujero para efectuar

un cierre hermético. El disparo de un carga hueca o hidráulicamente forzando un tubo desde el centro de la almohadilla establece la comunicación entre la cámara y la formación. La herramienta se ejecuta en un cable eléctrico y el registro de las válvulas que abren y cierran la cámara de muestra se controla desde la superficie. El comportamiento de la presión durante el muestreo, así como una acumulación de presión final, se graba. Descripciones más detalladas del probador wireline se pueden encontrar en la literatura.

Una teoría de análisis de presión para el probador wireline ha aparecido en la literatura. Las características básicas que distinguen comportamiento de la presión probador wireline del DST convencional son la pequeña muestra de fluido obtenida y el hecho de que el flujo es en una sola perforación y es por lo tanto esencialmente esférica, en oposición a ser radial en un DST convencional.Milbum y Howell estudiaron los resultados de 560 pruebas wireline y llegaron a la conclusión de que la interpretación cuantitativa de este tipo de prueba es a menudo difícil. Su estudio mostró que la magnitud de las presiones registrada fue de corregir por lo general, pero el cálculo de la permeabilidad de los resultados no era fiable.

Concluimos este capítulo sobre el comportamiento de la presión DST recordando al lector que el DST debidamente gestionada y analizada es una valiosa herramienta de evaluación. Como la mayoría de otras herramientas de evaluación de la formación, se debe aplicar con cuidado y los resultados interpretados con el beneficio de una gran dosis de criterios de ingeniería y experiencia. En las referencias que hemos citado en las pruebas DST y también en la literatura de las empresas de servicios de prueba, existe un gran número de ejemplos bien documentados de comportamiento DST en varios yacimientos y situaciones operativas. A partir de estos ejemplos, es posible obtener una comprensión del comportamiento de DST y la forma en que DST resultados de la interpretación de presión deben ser juzgados en cuanto a calidad.