ES2243334T3

ES2243334T3 - Procedimiento y aparato mejorados para predecir las caracteristicas de un fluido en una perforacion de pozo.

Info

Publication number: ES2243334T3
Application number: ES00984045T
Authority: ES
Inventors: Brian H. Samaroo
Original assignee: 3PM LLC
Current assignee: 3PM LLC
Priority date: 1999-12-21
Filing date: 2000-12-20
Publication date: 2005-12-01
Anticipated expiration: 2020-12-20
Also published as: WO2001046673A1; CA2392618A1; AU2072401A; US6305216B1; DE60021420D1; ATE300041T1; EP1240495B1; NO20023024D0; EP1240495A1; EP1240495A4; CA2392618C; NO322629B1; NO20023024L; DE60021420T2

Abstract

Procedimiento para determinar las características de un fluido a lo largo de un volumen predefinido que presenta un perfil geométrico que incluye un punto inicial y un punto final, un perfil de temperatura, una temperatura inicial en dicho punto inicial, una presión inicial en dicho punto inicial y un caudal total inicial en dicho punto inicial, estando dicho procedimiento caracterizado por las etapas siguientes: (a) división de dicho volumen predefinido en una serie de segmentos discretos entre dicho punto inicial y dicho punto final; (b) interpolación de dicho perfil de temperatura para determinar la temperatura estimada en el segmento siguiente después de dicho punto inicial; (c) interpolación de dicho perfil geométrico para determinar la geometría estimada de dicho segmento siguiente; (d) utilización de dicha temperatura estimada, dicha geometría estimada y dicho caudal total inicial para calcular la presión estimada en dicho segmento siguiente; (e) utilización de dicha presión estimada, dicha temperatura estimada y dicha geometría estimada para calcular el caudal total estimado de dicho segmento siguiente; (f) utilización de dicha presión estimada, dicha temperatura estimada, dicha geometría estimada y dicho caudal total estimado como presión inicial, temperatura inicial, geometría inicial y caudal total inicial, respectivamente, para el segmento posterior a dicho segmento siguiente; (g) realización de las etapas (b) a (f) hasta llegar a dicho punto final; (h) repetición de las etapas (a) a (g) anteriores para adquirir una pluralidad de grupos de características del fluido a lo largo de un volumen predeterminado, durante períodos de prueba diferentes; y (i) realización de la modelización de flujo multifase mediante dichas características de fluido para determinar si existe un punto mínimo para cada grupo de características de dicho fluido, determinando de ese modo si se ha producido o no un cambio en el fluido que se desplaza a lo largo del volumen predeterminado.

Description

Procedimiento y aparato mejorados para predecir las características de un fluido en una perforación de pozo.

Antecedentes de la invención Campo de la invención

La presente invención se refiere a los pozos de petróleo y gas. Más particularmente, la presente invención se refiere a un procedimiento y un aparato mejorados para predecir las propiedades del estado de un fluido multifase en cualquier punto del conducto del fluido de un pozo de petróleo y gas.

Descripción de la técnica relacionada

Desde hace muchas décadas se extrae petróleo y gas del subsuelo de la tierra. En la perforación de los pozos, la tierra se excava hasta alcanzar un depósito de fluido. A continuación, el fluido subterráneo se extrae y refina con distintas finalidades. Como sucede en la mayor parte de pozos de petróleo y de gas, el fluido extraído es una mezcla multifase de petróleo, gas y agua. El propio gas está presente en dos formas: como gas libre y como gas disuelto en petróleo o en agua.

La supervisión de la producción de fluido de los pozos de petróleo y gas continúa siendo una actividad importante. La supervisión no sólo es necesaria por razones económicas obvias, sino también como indicador de problemas graves, tales como las fugas en los conductos integrantes del pozo.

Actualmente, las empresas de servicios petrolíferos insertan físicamente una herramienta de medición en el conducto de flujo de un pozo para medir las características del fluido, tales como la temperatura, la presión y el caudal total. El procedimiento de medir y registrar físicamente el flujo en una perforación de pozo se denomina registro de producción. En el mejor de los casos, un registro de producción puede proporcionar una visión global precisa de la información de producción del momento particular en que se efectúan las mediciones. No obstante, esta información puede cambiar de forma relativamente rápida, en particular, en un pozo con producción de varias zonas, en el que la producción de una zona puede afectar a la producción de otra. Existen algunos problemas más asociados a los procedimientos de registro de producción de la técnica anterior, tal como el descrito en el documento US-A-5.635.631. En primer lugar, el dispositivo de medición que se utiliza tiene un tamaño finito, por lo tanto, altera el flujo que se trata de medir e introduce errores en la medición y los cálculos posteriores. En segundo lugar, el dispositivo de medición debe calibrarse en el pozo. Desgraciadamente, la producción del pozo debe interrumpirse mientras se está calibrando el dispositivo de medición, de ahí que el período de calibrado provoque una pérdida de ingresos para el propietario del pozo petrolífero. En consecuencia, los procedimientos de registro de producción actuales no resultan totalmente satisfactorios.

Se plantea, pues, la necesidad de disponer de una diversidad de procedimientos o dispositivos para el registro de producción que puedan medir con precisión la capacidad de producción de un pozo de petróleo y gas sin alterar el flujo del fluido durante la medición y, más concretamente, se plantea la necesidad de utilizar dos grupos de pruebas de producción de superficie estables para predecir con mayor precisión los resultados del análisis del pozo. También se plantea la necesidad dentro del ámbito de la técnica de disponer de un procedimiento que no requiera la paralización del pozo durante el calibrado de los instrumentos de medición para estos datos estables. Uno de los objetivos de la presente invención es resolver los problemas inherentes a los procedimientos de técnica anterior y proporcionar información de pruebas de producción de superficie que sea precisa. Otro de los objetivos de la presente invención es utilizar el equipo existente en la boca de pozo para permitir la supervisión a distancia de la producción del pozo.

Sumario de la invención

La presente invención resuelve los problemas inherentes a la técnica anterior. El programa de evaluación de la presente invención es capaz de llevar a cabo una serie de funciones necesarias para calcular las características del flujo del fluido multifase a lo largo de la geometría predefinida de la perforación del pozo, eliminando o reduciendo la existencia de datos erróneos en las pruebas de producción de superficie mediante la aportación de una combinación de datos adecuada, siendo los datos obtenidos en diferentes momentos para determinar la existencia de datos de producción estables adecuados para su utilización en el análisis del pozo. Mediante esta mejora, los programas de evaluación dividen el perfil geométrico en una serie de segmentos discretos de un grosor predefinido, empezando por la cabeza del pozo y terminando por el último depósito. Empezando por la cabeza del pozo, el programa de evaluación procesa, segmento a segmento, los datos de cabeza del pozo hasta que llega al punto final. En el punto inicial, se proporcionan la temperatura, la presión, el perfil geométrico y la tasa de producción de gas de la cabeza del pozo, así como la tasa de producción del petróleo, el condensado y el agua. Para determinar las condiciones del segmento situado justo debajo de la cabeza del pozo, el programa de evaluación interpola el perfil de temperatura para calcular la temperatura en el emplazamiento de dicho segmento particular. Del mismo modo, el perfil geométrico se interpola para determinar la configuración geométrica del segmento en el emplazamiento particular del conducto de fluido. Utilizando el caudal total de la etapa anterior (en este caso, la de la cabeza del pozo), se calcula una presión estimada para el segmento particular. La presión estimada, la temperatura estimada y la geometría estimada se utilizan para calcular el caudal total estimado del fluido de la perforación de pozo en el emplazamiento particular. Estos valores estimados se utilizan para correlacionar la segregación de fases del fluido en cualquier segmento y, a continuación, para actuar como valores iniciales para el segmento siguiente en el sentido descendente de la perforación. Estas etapas se repiten hasta llegar al punto final de la perforación del pozo. La mejora impone la utilización de un par de pruebas de producción de superficie estables para determinar si existe un punto mínimo para el cambio de presión con el cambio de la tasa de producción total de gas, para un cambio dado de la tasa de producción total de líquido entre las dos pruebas. Si el punto mínimo existe, entonces el par de pruebas de producción de superficie estables es correcto; en caso contrario, el par de pruebas no es posible y entonces debe investigarse otro par de pruebas hasta que se halla un par de pruebas correcto.

Este procedimiento también es útil para calcular la segregación de fases del fluido dentro del pozo. Una vez que se ha podido determinar la segregación de fases en cada etapa dentro de la geometría del pozo, también pueden determinarse los caudales componentes del gas, el agua y el petróleo. Estas tasas de velocidad son útiles para determinar si las pérdidas aparentes en el caudal son debidas o no al goteo del gas (condensación retrógrada). Además, las pérdidas o ganancias aparentes en el flujo del fluido en etapas particulares pueden atribuirse acertadamente a las zonas de escape o las zonas de producción, respectivamente.

Breve descripción de los dibujos

La Figura 1 representa un sistema informático de la presente invención;

la Figura 2 representa una perforación de pozo convencional;

la Figura 3 representa un diagrama de flujo del procedimiento de la presente invención;

la Figura 4 representa una perforación de pozo convencional que está dividida en segmentos;

la Figura 5 representa un segmento de un conducto de fluido; y

la Figura 6 representa un pozo de petróleo o de gas habitual en el que se utiliza la presente invención.

Descripción detallada de las realizaciones preferidas

El procedimiento de la presente invención es una mejora respecto de un procedimiento en el que se utilizan datos de prueba de superficie estables para determinar las propiedades del fluido en los puntos de influjo o reflujo del conducto del fluido (perforación de pozo). El fluido en cuestión puede proceder de cualquier pozo a través del cual el gas y por lo menos otra fase líquida se mezclan y se producen. Dicho fluido se denomina fluido multifase. El procedimiento de la presente invención se aplica a cualquier pozo que produzca cualquiera de las siguientes combinaciones de fluidos:

a): gas, petróleo y agua;

b): gas y petróleo;

c): gas y agua;

d): gas, condensado y agua; o

e): gas y condensado.

Este procedimiento no se aplica a los pozos de gas secos o a los pozos de petróleo ciegos. Además, el procedimiento de la presente invención no se aplica a los pozos con bombas de varillas# en los que los fluidos se separan y la presión en la cabeza del pozo es cercana a la presión atmosférica.

El procedimiento de la presente invención determina las propiedades de flujo y otro tipo de información, tal como la profundidad de las zonas de producción (influjo) y la profundidad de las zonas de escape (reflujo). La presente invención también determina los índices de productividad (PI) o el índice de inyectividad (II) de las zonas. Los puntos de influjo se atribuyen normalmente a los siguientes elementos: zona de producción, puntos de líquido encauzados hacia el conducto de flujo, "goteo" de líquido en un pozo de gas, inyección de gas en un pozo de extracción con flujo de gas continuo y puntos de elevación para un pozo con una bomba eléctrica sumergible o una bomba hidráulica. Los puntos de reflujo se atribuyen normalmente a los siguientes elementos: zonas de escape y fugas en el conducto de
flujo.

Otra realización de la presente invención constituye una mejora que puede aplicarse a un pozo de petróleo o de gas, siempre que el pozo produzca uno de los tipos de fluido siguientes en la cabeza del pozo:

a): gas, petróleo y agua;

b): gas y petróleo; o

c): gas y agua.

Para llevar a cabo el procedimiento de la invención original, se necesitan tres categorías de datos:

1): datos de prueba de producción de superficie estables,

2): datos de propiedades del fluido, y

3): datos del perfil geométrico de los conductos de flujo.

Esta mejora requiere para cada tipo de pozo aplicable:

1) dos pruebas de producción de superficie estables, cada una de las cuales debe incluir la información siguiente:

a): tasa de producción total de gas;

b): tasa de producción total de petróleo; y

c): tasa de producción total de agua.

Los datos de la prueba de producción de superficie estables necesarios para la invención original se obtienen con regularidad del pozo productor, habitualmente por la cabeza del pozo. Los datos de prueba de producción de superficie estables necesarios son:

a): la presión en la cabeza del pozo,

b): la tasa de producción del gas, y

c): la tasa de producción del petróleo, el condensado y el agua.

La utilización de datos de prueba de producción de superficie estables (datos de la cabeza del pozo) es preferible a la inserción de sondas en el conducto del fluido, porque la obtención de los datos es menos costosa. Además, a diferencia del procedimiento de inserción de sondas de técnica anterior, el procedimiento de la presente invención no necesita que el pozo se someta a ningún tiempo de inactividad.

Los datos de propiedades del fluido necesarios para el procedimiento de la invención original comprenden:

a): la densidad API del petróleo o del condensado,

b): la densidad específica del agua (si procede),

c): la densidad específica del gas producido,

d): la temperatura en la cabeza del pozo, y

e): la temperatura en el fondo del pozo.

El procedimiento de la invención original divide el conducto de flujo en una serie de segmentos. Se necesitan datos del perfil geométrico en cada segmento. Los datos necesarios para cada segmento incluyen:

a): la verdadera profundidad vertical,

b): la profundidad medida, y

c): el diámetro interno (utilizado para calcular el área de sección transversal).

Por lo general, estos datos son proporcionados en puntos concretos del conducto del fluido. Los datos para los puntos intermedios se interpolan mediante algoritmos comunes.

La información para la prueba de producción de superficie estable necesaria para esta mejora debe ser diferente para las dos pruebas, excepto cuando la tasa de producción total del petróleo o la tasa de producción total del agua es cero en ambas pruebas. La mejora requiere los denominados datos PVT del fluido del pozo. Estos datos deben incluir lo siguiente:

a): densidad API del petróleo;

b): densidad específica del gas;

c): densidad específica del agua;

d): temperatura media en la cabeza del pozo; y

e): temperatura media en el fondo del pozo.

Además, para que la mejora sea efectiva, debe conocerse la profundidad medida de la cabeza del pozo donde se efectúan las mediciones de presión de la cabeza del pozo. Se observará que el punto de referencia para esta medición debe ser igual para el resto de mediciones de profundidad obtenidas e indicadas en los puntos 4 y 5 siguientes.

Asimismo, debe determinarse la profundidad medida del final de cada segmento de una tubería de diámetro interno constante, y el diámetro interno del segmento de tubería. Esta información debe proporcionarse desde la cabeza del pozo hasta el fondo del pozo.

Y además, debe determinarse la profundidad medida y la profundidad vertical verdadera del final de cada segmento de tubería de ángulo de inclinación constante (levantamiento de desviación). Esta información debe proporcionarse desde la cabeza del pozo hasta el fondo del pozo.

Estos datos del pozo son los necesarios para llevar a cabo la modelización del flujo multifase desde la cabeza del pozo hasta el fondo del pozo de la mejora existente.

El procedimiento de la invención original es utilizado con mayor eficacia mediante un ordenador digital. Las etapas descritas anteriormente adoptan como forma de realización un programa de software que se ejecuta en el ordenador digital para obtener los resultados deseados. Como se observa en la Figura 1, la mejora utiliza un sistema informático que comprende un ordenador personal 30. Los ordenadores personales comúnmente hallados en el mercado son suficientes para estas finalidades. El ordenador 30 tiene un monitor 32 conectado que es capaz de presentar los resultados del programa de software. Se utiliza un teclado 34 y/o un ratón 38 para entrar los datos sobre el pozo. Opcionalmente, se dispone también de una impresora 36 conectada al ordenador 30, pudiéndose de ese modo obtener copias impresas de los resultados del programa de software. En la realización preferida de la presente invención, se incluye una cantidad suficiente de capacidad de almacenamiento en el ordenador 30 para almacenar toda la información del fluido a lo largo de todos los segmentos del pozo. La información almacenada acerca de cada segmento, junto con los datos de entrada, pueden presentarse a continuación en la pantalla 32 o imprimirse en la impresora 36.

La Figura 2 representa un pozo de petróleo y gas común. El pozo 10 se compone de un depósito 28 que contiene el fluido deseado (habitualmente petróleo o gas natural). El tubo 26 se introduce perforando el suelo hasta que se alcanza el depósito 28. Una vez efectuada la perforación, el tubo 26 actúa como conducto para extraer el fluido del depósito 28. Pueden existir varios depósitos a lo largo del pozo 10.

Como se observa en las Figuras 3 y 4, el fluido extraído fluye desde el depósito 28 hasta la cabeza del pozo 20. Un tubo de salida 24 lleva el fluido del de la cabeza del pozo 20 al separador 22, donde el fluido multifase se separa en sus elementos componentes, es decir, petróleo, agua y gas. En la Figura 5, se representa el perfil geométrico de un segmento habitual. En relación con la Figura 5, el perfil geométrico para cada segmento comprende el diámetro interno 43, la profundidad medida 42 y la profundidad vertical verdadera 40. Como se observa en la Figura 4, la cabeza del pozo está delimitada por el área de sección transversal del pozo a lo largo de la perforación que se extiende desde el punto inicial 21 (habitualmente, en la cabeza del pozo 20) hasta el punto final 23 (habitualmente, en el último depósito 28). Esta área de sección transversal en cualquier punto dado del pozo se designa por la letra "A". El grupo de áreas a lo largo de la perforación del pozo se designa por la letra "G". Comúnmente, se conoce el área de sección transversal de varios puntos a lo largo del pozo. Para los efectos de la presente invención, se considera que el perfil geométrico está predefinido y constituye un grupo de valores de datos de entrada. Puede calcularse un valor estimado de A en cualquier punto a lo largo del pozo, utilizando algoritmos de interpolación estándar de líneas rectas o curvas, siendo G la entrada para el algoritmo de interpolación.

Como en el caso del perfil geométrico, el perfil de temperatura del pozo desde el punto inicial 21 hasta el punto final 23 suele conocerse bien. Para los efectos de esta exposición, la temperatura en cualquier punto dado a lo largo del pozo se designa por la letra "T". El grupo de datos de temperatura a lo largo de la perforación del pozo se designa mediante la letra "H". El perfil de temperatura H se considera que está predefinido para las finalidades de la presente invención y constituye un grupo de valores de datos de entrada. Puede calcularse el valor estimado de T en cualquier punto a lo largo del pozo, utilizando algoritmos de interpolación estándar de líneas rectas o curvas, siendo H la entrada para el algoritmo de interpolación.

Otros dos parámetros, aparte de la temperatura T y el área A, definen las características del fluido en cualquier punto dado del pozo. Estos dos parámetros son la presión (designada por la letra "P") y el caudal total del fluido (designado por la letra "W_{t}". El caudal total del fluido W_{t} se define mediante la fórmula siguiente:

W_{t =}W_{o}+W_{w}+W_{gf}+W_{gs}

siendo W_{o} el caudal del petróleo, W_{w} el caudal del agua, W_{gf} el caudal del gas libre y W_{gs} el caudal del gas que está disuelto. Habitualmente, la presión y el flujo total se conocen sólo en la cabeza del pozo. El propio caudal total W_{ti} puede haber sido calculado partiendo de la densidad específica del fluido en la cabeza del pozo. La presión y el caudal total de la cabeza del pozo constituyen los dos valores de datos de entrada finales para la presente invención.

Como se observa en la Figura 3, el programa se inicia con la lectura de los valores de datos de entrada en la etapa 102. Los valores de entrada constan del perfil de temperatura H, el perfil geométrico G, la presión de la cabeza del pozo P_{i} y el caudal total de la cabeza del pozo W_{ti}. Los datos de entrada se calibran en la etapa 104. En la realización preferida de la presente invención, un programa de software fácil de utilizar, denominado frontal, efectúa las etapas 102 y 104 de la Figura 3 y se utiliza para formatear los datos de entrada para el programa de evaluación.

La técnica para la correlación del flujo multifase ha sido definida por Beggs y Brill (véase el documento "A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes" de H.D. Beggs y J.P. Brill, Journal of Petroleum Technology, (Many, 1973), pp. 607-619, incluido aquí a título de referencia para todos los efectos). Aunque actualmente se utilizan muchas correlaciones de flujo multifase, la técnica de Beggs y Brill es la más simple de programar en un ordenador digital. Las personas medianamente expertas en la materia serán capaces de utilizar otras técnicas de correlación de flujo multifase sin apartarse del alcance de la presente invención.

Para evitar el cálculo innecesario de datos incorrectos, los datos calibrados se comprueban en la etapa 106. Si los datos de entrada son incorrectos, el programa se termina de inmediato en la etapa 130. No obstante, si los datos son válidos, se ejecuta la etapa 108.

En la etapa 108, la longitud de la perforación del pozo se divide en secciones de igual longitud. Cada sección se denomina "segmento" y la separación de un segmento a otro es de 0,01 pies en la realización preferida. Con segmentos de longitudes cortas, se incrementa la precisión de los resultados. No obstante, los segmentos de longitudes inferiores a 0,01 pies no determinan un incremento significativo de la precisión. Los segmentos de longitudes muy superiores a 0,01 pies generalmente dan resultados incorrectos. Los pozos más largos requerirán más segmentos y, en consecuencia, el ordenador deberá poseer suficiente memoria para retener los datos de cada segmento y satisfacer la petición de dichos datos por parte del usuario. Según la etapa 108 de la Figura 3, a cada segmento se le asigna un número. Como puede observarse en la Figura 4, el primer segmento (i) se halla en la cabeza del pozo y el último segmento (j) se halla en el último depósito. Los segmentos se disponen por orden secuencial, es decir, i, i + 1,
i + 2, ..., j - 2, j - 1, j. Los segmentos de cualquier punto dado a lo largo de la perforación del pozo se designan mediante la letra "k" (por ejemplo, T_{k} o P_{k}). De la misma manera, el segmento siguiente después del segmento k en la dirección descendente de la perforación será el segmento k + 1.

Como se ha mencionado anteriormente, el único lugar en el cual se conocen bien las características de fluido es la cabeza del pozo. Por lo tanto, T_{i}, A_{i}, P_{i} y W_{ti} se utilizan como valores iniciales y se introducen en los k registros del programa de evaluación, T_{k}, A_{k}, P_{k} y W_{tk}, respectivamente (es decir, estableciendo k = i), como se indica en la etapa 110 de la Figura 3. El valor de k indica el número de segmento actual.

A partir de las dos pruebas de producción de superficie y otros datos del pozo, en un principio el procedimiento PPPM# calibra los datos para adaptar los datos concretos del pozo a la correlación de flujo multifase utilizada, que en el programa PPPM es la correlación de Beggs y Brill, y los diversos modelos de petróleo negro utilizados. Los modelos de petróleo negro utilizados son los más aceptados y se eligen debido a su facilidad de programación. Una vez finalizado el calibrado, se calculan los perfiles de presión para las pruebas de producción de superficie del conducto de flujo. Los perfiles se calculan empezando por la cabeza del pozo y desplazándose en una secuencia creciente de profundidades medidas. Los cambios en los perfiles indican puntos de influjo o reflujo. Cuando se llega a la última sección del conducto de flujo, los cálculos PPPM habrán finalizado.

Al finalizar la etapa 118, o cuando se comprueba en la etapa 116 que W_{t(k+1)} y W_{tk} son equivalentes, se efectúa la etapa 120. En la etapa 120, la segregación de fases se determina mediante las técnicas de correlación de flujo multifase mencionadas anteriormente. Una vez determinada la segregación de fases, pueden compararse las diferencias entre las fases del segmento k+1 y la segregación de fases del segmento k. Estas diferencias de segregación de fases se utilizan para calcular las velocidades de flujo de las diversas fases (velocidad del petróleo V_{o(k+1)}, velocidad del gas V_{g(k+1)}, velocidad del agua V_{w(k+1)} y, por último, velocidad total (media) del fluido v_{t(k+1)}.

En la etapa 122, se comprueba si se han tratado o no todos los segmentos. De ser así, los resultados se transmiten, en la etapa 126, o bien a la pantalla 32 o bien a la impresora 36 y el programa se termina. En caso contrario, k se incrementa en la etapa 124 y el programa continúa por la etapa 112. La ejecución continúa hasta que se han procesado todos los segmentos (es decir, cuando k = j).

Para los pozos de petróleo y gas estándar, el procedimiento de la presente invención determina la profundidad intermedia de producción o inyección para cada zona de producción o de escape. Esta profundidad intermedia de producción o inyección deberá corresponder a la profundidad intermedia de perforación. De no ser así, se producen daños de formación o taponamiento de la perforación del conducto del fluido. El procedimiento de la presente invención determina también las profundidades de "goteo" de líquido, ya sea de condensado o de agua, para un pozo de gas que produce agua o condensado. Esta última información es necesaria para determinar a qué profundidad debe situarse el equipo de elevación artificial para prevenir problemas de transferencia de líquido en un pozo de gas que produce agua o condensado. Debe observarse que el procedimiento de la presente invención también puede diferenciar entre el "goteo" de condensado o agua y una zona de producción o de escape. Aunque en sí el valor absoluto del PI o el II para cada zona carece de significado, la comparación entre zonas del mismo pozo, o entre tiempos de la misma zona del mismo pozo, puede aportar resultados acertados.

Para un pozo de extracción con flujo de gas continuo, el procedimiento de la presente invención determina la profundidad de inyección del gas. Además, por lo que respecta al pozo descrito anteriormente, el procedimiento de la presente invención también puede diferenciar entre el "goteo" de condensado o agua y las zonas de producción o de escape. El índice de cada profundidad de inyección de gas proporciona una medida del rendimiento de la válvula instalada en el hueco del pozo. Para un pozo en el que se emplea una bomba eléctrica sumergible (ESP) o una bomba hidráulica de inyección o una bomba hidráulica de pistón, este índice en la profundidad de la bomba proporciona una medida del rendimiento de la bomba instalada en el hueco del pozo. Por último, el índice de todas las zonas productivas del pozo proporciona una medida de la productividad del pozo que, en la técnica anterior, sólo podía ser obtenida elevando la bomba hasta las zonas productivas para efectuar la comprobación de éstas.

Para el pozo representado en la Figura 6 en una prueba de producción de superficie estable corriente, se mide la presión de la cabeza del pozo en el punto 1, y la tasa de producción total del gas, la tasa de producción total del petróleo y la tasa de producción total del agua se miden en el separador durante un período de prueba de aproximadamente 4 a 24 horas. Dejando aparte la aplicación de la tecnología 3PM, estos datos de prueba de producción de superficie se utilizan para tomar decisiones de ingeniería y economía sobre el pozo.

Los datos de prueba de producción de superficie estables normalmente se promedian por completo durante el período de prueba, o bien la parte de presión de la cabeza del pozo se obtiene de forma instantánea al final del período de prueba y la parte de las tasas de producción total del fluido se promedia durante el período de prueba. Se supone que la estabilización tiene lugar durante el período de prueba. En ambos procedimientos de obtención de datos de prueba de producción de superficie estables se producen los problemas operativos indicados a continuación, derivados del hecho de que, a pesar de que la presión de la cabeza del pozo se mide de forma instantánea en la cabeza del pozo (punto 1 de la Figura 6), todas las tasas de producción del fluido no se miden de forma instantánea, sino a lo largo del tiempo en el separador situado a cierta distancia de la cabeza del pozo (Figura 6):

1): La tasa de producción total de gas en la cabeza del pozo es inferior a la tasa de producción total de gas en el separador. La tasa de producción total del petróleo y la tasa de producción total del agua en condiciones de tanque de almacenamiento son iguales a las de la cabeza del pozo y el separador. La tasa de producción total del gas en el separador es mayor que la tasa de producción total del gas en la cabeza del pozo, debido a que el gas va abandonando la solución de petróleo a medida que la presión va disminuyendo durante el desplazamiento del petróleo desde la cabeza del pozo, que se halla a una presión superior, hasta el separador, que se halla a una presión inferior, y

2): Las fluctuaciones en las condiciones del flujo de la cabeza del pozo que se iniciaron en el depósito son percibidas en el separador tras una cantidad de tiempo finita. La línea de flujo que conecta la cabeza del pozo con el separador puede ser bastante larga, con lo cual dicha cantidad de tiempo aumenta.

Como puede apreciarse, estos problemas operativos pueden generar datos erróneos en las pruebas de producción de superficie estables, independientemente del procedimiento de promediación. En esta tecnología, se utilizan dos pruebas de producción de superficie estables, siendo cada prueba efectuada durante un período de prueba diferente. Para aplicar esta tecnología, son necesarios dos períodos de prueba para las pruebas, utilizándose datos de diferentes partes de cada período de prueba para determinar la existencia de una combinación adecuada de los datos de las dos pruebas estables y utilizarla en la tecnología 3PM, así como en otras tecnologías, para cuestiones de ingeniería y economía del pozo.

En esta tecnología, se utiliza la correlación de Beggs y Brill para llevar a cabo la modelización del flujo multifase. En la modelización del flujo multifase, se utilizan correlaciones de las propiedades de fluido del petróleo negro. Debe observarse que la teoría en la que se fundamenta esta tecnología es válida para cualquiera que sea el tipo de correlación de flujo multifase utilizado, así como para cualquiera que sea el tipo de correlación de propiedades de fluido del petróleo negro utilizada.

En el caso de un pozo que presenta más de una terminación, esta tecnología puede aplicarse a cada terminación, siempre que se satisfagan las condiciones anteriores.

La tecnología podrá asimismo aplicarse a un pozo de extracción artificial, siempre que se cumplan las condiciones anteriores.

Claims

1. Procedimiento para determinar las características de un fluido a lo largo de un volumen predefinido que presenta un perfil geométrico que incluye un punto inicial y un punto final, un perfil de temperatura, una temperatura inicial en dicho punto inicial, una presión inicial en dicho punto inicial y un caudal total inicial en dicho punto inicial, estando dicho procedimiento caracterizado por las etapas siguientes:

(a): división de dicho volumen predefinido en una serie de segmentos discretos entre dicho punto inicial y dicho punto final;

(b): interpolación de dicho perfil de temperatura para determinar la temperatura estimada en el segmento siguiente después de dicho punto inicial;

(c): interpolación de dicho perfil geométrico para determinar la geometría estimada de dicho segmento siguiente;

(d): utilización de dicha temperatura estimada, dicha geometría estimada y dicho caudal total inicial para calcular la presión estimada en dicho segmento siguiente;

(e): utilización de dicha presión estimada, dicha temperatura estimada y dicha geometría estimada para calcular el caudal total estimado de dicho segmento siguiente;

(f): utilización de dicha presión estimada, dicha temperatura estimada, dicha geometría estimada y dicho caudal total estimado como presión inicial, temperatura inicial, geometría inicial y caudal total inicial, respectivamente, para el segmento posterior a dicho segmento siguiente;

(g): realización de las etapas (b) a (f) hasta llegar a dicho punto final;

(h): repetición de las etapas (a) a (g) anteriores para adquirir una pluralidad de grupos de características del fluido a lo largo de un volumen predeterminado, durante períodos de prueba diferentes; y

(i): realización de la modelización de flujo multifase mediante dichas características de fluido para determinar si existe un punto mínimo para cada grupo de características de dicho fluido, determinando de ese modo si se ha producido o no un cambio en el fluido que se desplaza a lo largo del volumen predetermi-nado.

2. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que dicho fluido presenta una fase de petróleo, una fase de agua, una fase de gas libre y una fase de gas en disolución.

3. Procedimiento según la reivindicación 2, en el que tras la realización de la etapa (e), pero previamente a la realización de la etapa (f), dicho caudal total estimado se compara con dicho caudal total inicial.

4. Procedimiento según la reivindicación 3, en el que, si dicho caudal total estimado no es equivalente a dicho caudal total inicial, entonces se calcula un diferencial de caudal total.

5. Procedimiento según la reivindicación 4, en el que dicho diferencial de caudal total presenta un componente lineal y un componente no lineal.

6. Procedimiento según la reivindicación 5, en el que dicho componente lineal de dicho diferencial se atribuye a un cambio de fase de dicho fluido entre dicho segmento inicial y dicho segmento siguiente.

7. Procedimiento según la reivindicación 5, en el que dicho componente no lineal de dicho diferencial se atribuye a un cambio en la masa de dicho fluido en dicho segmento siguiente.

8. Procedimiento según la reivindicación 7, en el que un componente no lineal positivo indica una pérdida de fluido en dicho segmento siguiente.

9. Procedimiento según la reivindicación 7, en el que un componente no lineal negativo indica una adición de fluido en dicho segmento siguiente.

10. Procedimiento según la reivindicación 6, en el que dicho cambio de fase puede atribuirse a una condensación retrógrada.

11. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que tras la etapa (e), pero antes de la etapa (f), se utiliza dicha presión estimada, dicha temperatura estimada, dicha geometría estimada y dicho caudal total estimado para calcular la velocidad de flujo total estimada en dicho segmento siguiente.

12. Procedimiento según la reivindicación 11, en el que dicha presión estimada, dicha temperatura estimada, dicha geometría estimada y dicho caudal total estimado se utilizan para calcular la distribución de fases estimada de dicho fluido en dicho segmento siguiente.

13. Procedimiento según la reivindicación 12, en el que dicha distribución de fases estimada y dicha velocidad de flujo total estimada se utilizan para calcular la velocidad del gas, la velocidad del agua y la velocidad del petróleo.

14. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que dicho caudal total inicial se determina a partir de la densidad específica de dicho fluido en dicho punto inicial.

15. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que la distancia entre dichos segmentos es de 0,01 pies.

16. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que, antes de la etapa (a), se calibran dicha temperatura inicial, dicha presión inicial, dicha geometría inicial y dicho caudal total inicial del fluido.

17. Dispositivo de ordenador que presenta un dispositivo de pantalla, un dispositivo de entrada, un dispositivo de memoria y un procesador para ejecutar un programa de evaluación, caracterizado porque dicho programa de evaluación es capaz de leer un perfil geométrico que incluye un punto inicial y un punto final de un volumen geométrico predefinido, un perfil de temperatura, una temperatura inicial de dicho punto inicial, una presión inicial de dicho punto inicial y un caudal total inicial de dicho punto inicial, siendo además dicho dispositivo capaz de:

(a): dividir dicho volumen predefinido en una serie de segmentos discretos entre dicho punto inicial y dicho punto final;

(b): interpolar dicho perfil de temperatura para determinar la temperatura estimada del segmento siguiente después de dicho punto inicial;

(c): interpolar dicho perfil geométrico para determinar la geometría estimada de dicho segmento siguiente;

(d): utilizar dicha temperatura estimada, dicha geometría estimada y dicho caudal total inicial para calcular la presión estimada de dicho segmento siguiente;

(e): utilizar dicha presión estimada, dicha temperatura estimada y dicha geometría estimada para calcular el caudal total estimado de dicho segmento siguiente;

(f): utilizar dicha presión estimada, dicha temperatura estimada, dicha geometría estimada y dicho caudal total estimado como presión inicial, temperatura inicial, geometría inicial y caudal total inicial, respectivamente, para el segmento posterior a dicho segmento siguiente;

(g): realizar de las etapas (b) a (f) hasta que se llega a dicho punto final;

(h): repetir las etapas (a) a (g) anteriores para adquirir una pluralidad de grupos de características del fluido a lo largo del volumen predeterminado durante diferentes períodos de prueba y

(i): realizar la modelización del flujo multifase mediante dichas características de fluido para determinar si existe un punto mínimo para cada grupo de características de dicho fluido, determinando de ese modo si se ha producido o no un cambio en el fluido que se desplaza a lo largo del volumen predeterminado.

18. Dispositivo según la reivindicación 17, en el que dicho dispositivo es capaz de presentar además dicha temperatura estimada en cada uno de dichos segmentos.

19. Dispositivo según la reivindicación 17, en el que dicho dispositivo es capaz de presentar además dicha presión estimada en cada uno de dichos segmentos.

20. Dispositivo según la reivindicación 17, en el que dicho dispositivo es capaz de presentar además dicho caudal total estimado en cada uno de dichos segmentos.

21. Dispositivo según la reivindicación 17, en el que dicho dispositivo es capaz de presentar además dicha geometría estimada en cada uno de dichos segmentos.

22. Dispositivo según la reivindicación 17, en el que dicho dispositivo es capaz de presentar además la pérdida y la adición geológica de dicho caudal total estimado en cada uno de dichos segmentos.

23. Dispositivo según la reivindicación 17, en el que dicho dispositivo es capaz de presentar además la cantidad de condensación retrógrada en cada uno de dichos segmentos.

24. Dispositivo según la reivindicación 17, en el que dicho dispositivo es capaz de presentar además la segregación de fases de un fluido multifase en cada uno de dichos segmentos.

25. Dispositivo según la reivindicación 17, en el que dicho dispositivo es capaz de presentar además la velocidad de dicho fluido en cada uno de dichos segmentos.

26. Dispositivo según la reivindicación 17, en el que dicho dispositivo es capaz de presentar además la velocidad del gas que forma una parte de dicho fluido en cada uno de dichos segmentos.

27. Dispositivo según la reivindicación 17, en el que dicho dispositivo es capaz de presentar además la velocidad del petróleo que forma una parte de dicho fluido en cada uno de dichos segmentos.

28. Dispositivo según la reivindicación 17, en el que dicho dispositivo es capaz de presentar además la velocidad del agua que forma una parte de dicho fluido en cada uno de dichos segmentos.