ITMI20060995A1 - Procedimento per testare pozzi di idrocarburi a zero emissioni - Google Patents
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Description
PROCEDIMENTO PER TESTARE POZZI DI IDROCARBURI A ZERO EMISSIONI"
Descrizione
La presente invenzione riguarda un procedimento per testare pozzi di idrocarburi a zero emissioni al fine di ottenere le principali informazioni su un giacimento, analogamente al well testing convenzionale, senza produzione di idrocarburi a giorno.
Il well testing è uno strumento fondamentale per l’esplorazione e la pianificazione dello sviluppo di campi d’idrocarburi in quanto è in grado di fornire una vasta gamma d’informazioni dinamiche sul sistema giacimento-pozzo.
Inoltre i dati sui fluidi di giacimento ottenibili attraverso il campionamento effettuato durante il well testing hanno notevole importanza in particolare per pozzi esplorativi o di appraisal.
Il well testing convenzionale è un procedimento consolidato nell’industria petrolifera, sia dal punto di vista operativo che interpretativo.
Il pozzo viene fatto erogare dal livello/giacimento da testare. Si effettuano generalmente 2 o 3 fasi di erogazione (drawdown) a gradini di portata crescente. Durante ciascuna fase la portata di idrocarburi prodotti viene mantenuta costante e misurata al separatore. A seguito della fase di erogazione il pozzo viene chiuso (con valvola in testa o a fondo pozzo) e si ha la risalita della pressione (build-up).
Durante tutto il test vengono utilizzati dei misuratori di pressione e temperatura (P/T gauge) collocati a fondo pozzo generalmente poco sopra il livello in erogazione. Normalmente nel corso di un well test vengono prelevati dei campioni del fluido di giacimento, sia in superficie al separatore sia a fondo pozzo con degli appositi campionatori.
Le prove convenzionali vengono effettuate in pozzi di tipo esplorativo/appraisal o di sviluppo/produzione, completati in maniera temporanea (DST string) o definitiva.
In tutti i casi in cui il pozzo non sia allacciato ad una linea di superficie gli idrocarburi erogati durante la prova di produzione, una volta separati in superficie, devono essere opportunamente smaltiti. Normalmente gli idrocarburi prodotti a giorno durante il test vengono bruciati in fiaccola. Ad essi possono essere associati anidride carbonica (C02) ed anche acido solfidrico (H2S), letale per l’uomo anche a bassissime concentrazioni (poche parti per milione - ppm). La presenza di H2S negli idrocarburi prodotti comporta notevoli problemi di sicurezza durante l’esecuzione dei test.
L’olio prodotto può essere stoccato in cisterne (a terra o a mare), qualora ci sia la possibilità di inviarlo in un vicino centro di trattamento, o eliminato con appositi bruciatori. Il gas viene comunque bruciato in atmosfera. I volumi di idrocarburi erogati durante un well test possono essere significativi. Nella seguente tabella è fornita una indicazione di massima in funzione del tipo di idrocarburo e di prova da condurre:
Oltre alle problematiche di sicurezza si aggiungono i problemi ambientali legati alle emissioni in atmosfera di combusti di idrocarburi ed al rischio di sversamenti in mare o in aree tutelate.
I problemi ambientali e di sicurezza stanno acquisendo sempre maggiore rilievo, anche a seguito di normative ambientali sempre più sensibili e restrittive in materia di emissioni in atmosfera. Tra i paesi in cui attualmente le normative ambientali impongono zero emissioni ci sono Kazakhstan e Norvegia.
Il well testing consente di descrivere il sistema sconosciuto “giacimento pozzo”. Il principio è di sollecitare il sistema “giacimento pozzo” con un input (portata erogata) e misurare la risposta del sistema in output (pressioni di fondo). Le misure di pressione e portata forniscono in maniera indiretta la caratterizzazione del sistema, attraverso modelli analitici noti e consolidati in letteratura.
I principali obiettivi di un well testing convenzionale sono:
• Campionamento per definire la natura dei fluidi di giacimento
• Stima della pressione di riferimento dei fluidi (Pav) e delle proprietà del giacimento (permeabilità media effettiva k e trasmissività kh)
• Quantificazione del danneggiamento della formazione (Skin factor). Questo effetto, dovuto sia a locali riduzioni di permeabilità nell’intorno del pozzo sia a effetti geometrici di forma del flusso è quantificato attraverso un numero adimensionale (Skin factor)
• Valutazione della produttività del pozzo (Indice di Produttività PI per pozzi ad olio - Equazione di flusso per pozzi a gas)
• Valutazione delle possibili eterogeneità areali o barriere di permeabilità
E’ stato ora trovato un procedimento che permette di testare i pozzi di idrocarburi senza la necessità di produrre idrocarburi a giorno, superando in tal modo i problemi ambientali, di sicurezza e normativi che ne derivano, mediante l’iniezione di un fluido nel giacimento da testare.
L’iniezione di un fluido in giacimento è già sostanzialmente utilizzata nell’industria petrolifera per altri scopi: la prova di iniezione è normalmente un tipo di prova effettuata per valutare le capacità di iniettività della formazione. Normalmente l’iniezione avviene in acquifero e comunque in pozzi destinati alla iniezione o smaltimento di acqua. Le grandezze direttamente misurate sono l’indice di iniettività della formazione e la trasmissività (kh) in acquifero.
Il procedimento sviluppato di esecuzione ed interpretazione di prove di iniezione viene applicato in zone mineralizzate ad idrocarburo e consente invece di caratterizzare il futuro comportamento del livello testato in fase di erogazione.
Il procedimento, oggetto della presente invenzione, per testare pozzi di idrocarburi a zero emissioni al fine di ottenere le informazioni generali su un giacimento comprende i seguenti stadi:
• iniettare in giacimento un adatto fluido liquido o gassoso, compatibile con gli idrocarburi di giacimento e con la roccia di formazione, a portata costante o a gradini di portate costanti, e misurare sostanzialmente in continuo la portata e la pressione di iniezione a fondo pozzo;
• chiudere il pozzo e misurare nel periodo di fall-off la pressione ed eventualmente la temperatura;
• interpretare i dati di fall-off misurati al fine di stimare la pressione di riferimento dei fluidi (Pav) e le proprietà del giacimento: permeabilità effettiva (k), trasmissività (kh), eterogeneità areali o barriere di permeabilità e Skin reale (S); • calcolare la produttività del pozzo.
Descriviamo più in particolare gli stadi che compongono il procedimento in accordo all’invenzione.
I primi due stadi costituiscono la l °Fase (Fase A) ( Esecuzione test di iniezione e fall-off di pressione).
Lo scopo di questa fase è acquisire i dati di pressione di fondo (BHP)(Bottom Hole Pressure) durante un periodo di iniezione a portata costante e il successivo fall-off di pressione a seguito della chiusura del pozzo.
Il pozzo è completato in maniera provvisoria (DST string) o definitiva sull’intervallo da testare ad olio o gas.
Dal punto di vista della tecnologia/materiali da utilizzare non vi è alcuna differenza fra le prove convenzionali e quelle di iniezione. Tra Γ altro il lay-out delle attrezzature di superficie viene ulteriormente semplificato.
Il fluido da iniettare, liquido o gassoso, deve essere appositamente selezionato, tramite test di laboratorio, in modo da essere compatibile con gli idrocarburi e la formazione in cui verrà iniettato. Si dovrà in particolare evitare la formazione di emulsioni o precipitazioni a seguito dell’interazione del fluido da iniettare con il fluido e/o la roccia di giacimento.
Il fluido da iniettare sarà selezionato sulla base dei seguenti criteri:
• Compatibilità
• Economicità e disponibilità
• Minime differenze di viscosità e compressibilità in condizioni di P,T di giacimento con l’idrocarburo da spiazzare.
Per gli studi di compatibilità è consigliabile avere disponibile un campione di dead oil del fluido di giacimento ottenuto o mediante un campionamento o in altri pozzi dello stesso giacimento.
Il fluido da iniettare può essere preferibilmente liquido scelto fra acqua o composto idrocarburico (i.e. diesel)
Il periodo di iniezione sarà effettuato a portata costante (o a gradini di portate costanti). Per aumentare l’affidabilità dei dati da interpretare si suggerisce di non eccedere le portate di fratturazione, mantenendo l’iniezione in condizioni di matrice.
Alla fase di iniezione seguirà la chiusura del pozzo (alla testa o al fondo) e la misura del fall-off di pressione. Ove tecnicamente fattibile si suggerisce di eseguire la chiusura del pozzo al fondo per limitare gli effetti di Storage e altri disturbi che possono influenzare la qualità dei dati acquisiti.
La durata del periodo di iniezione e del successivo fall-off sono variabili e definite in funzione delle caratteristiche attese della formazione (kh, Φ, etc.) e degli obiettivi specifici del test. I tempi di un test di iniezione/fall-off sono della stessa scala di quelli di un well test convenzionale, cioè preferibilmente da 1 ora a 4 giorni, più preferibilmente da 1 giorno a 2 giorni.
Il criterio di definizione delle durate è del tutto analogo al design di un well test convenzionale.
Il campionamento dei fluidi di giacimento non è ovviamente possibile attraverso una prova di iniezione. Nel caso in cui si renda necessario campionare i fluidi si dovrà ricorrere, in abbinamento all’injection test, ad altre opzioni specifiche per il campionamento ( es. WFT sampling (Wireline Formation Test)).
I rimanenti stadi costituiscono la 2° fase (Fase B) (Interpretazione dei dati).
L’interpretazione dei dati di iniezione/fall-off è finalizzata al conseguimento dei principali obiettivi del well testing convenzionale. Più in dettaglio:
• Stima della pressione di riferimento dei fluidi (Pav) e delle proprietà del giacimento (permeabilità media effettiva k e trasmissività kh)
• Quantificare il danneggiamento della formazione, Skin Factor (S).
• Valutare la produttività del pozzo (Indice di Produttività PI per pozzi ad olio - Equazione di flusso per pozzi a gas) • Valutare possibili eterogeneità areali o barriere di permeabilità investigate nei tempi di durata del test.
Come già detto il campionamento non è intrinsecamente possibile attraverso una prova di iniezione.
L’interpretazione dei dati può avvenire preferibilmente nella seguente maniera:
• Stima Pav, kh e k: l’interpretazione avviene in maniera del tutto convenzionale sui dati di fall-off. Può essere effettuata utilizzando un qualsiasi software di well testing analitico disponibile nell’industria o attraverso l’applicazione delle equazioni consolidate della teoria del well testing.
In particolare si fanno le seguenti osservazioni:
a. Il disturbo di pressione si propaga in giacimento nella zona vergine, mineralizzata ad idrocarburi, una volta superata la limitata zona invasa dal fluido iniettato. Ovviamente devono essere note le proprietà termodinamiche dell’ idrocarburo ( PVT data )
b. La stima del (kh) oil/gas (e quindi della permeabilità k noto lo spessore netto h) viene fatta ad un tempo/raggio di investigazione superiore a quello del banco di fluido iniettato generato nell ’intorno del pozzo. I parametri ottenuti sono quindi rappresentativi della zona incontaminata e mineralizzata a idrocarburi.
• Skin Factor, S: Attraverso una interpretazione convenzionale del fall-off di pressione è possibile stimare uno Skin totale. Questo valore include, oltre allo Skin Factor (S) come da well testing convenzionale, uno Skin bifase (S*) dovuto all’interazione dei fluidi in giacimento (fluido iniettato/idrocarburi).
Lo Skin bifase non è presente in fase di futura produzione del pozzo e va pertanto quantificato e decurtato dallo Skin totale misurato dall’analisi del fall-off.
Valutazione quantitativa dello Skin bifase (S*):
Lo Skin bifase può essere valutato in diversi modi descritti di seguito in ordine decrescente di affidabilità:
a. Nel caso in cui il periodo di iniezione sia relativamente lungo in modo che il banco di fluido iniettato sia sufficientemente esteso da essere individuato nell’analisi log-log è sufficiente utilizzare un modello analitico convenzionale (tipo radiai composite). In tal caso lo Skin relativo alla prima stabilizzazione è da intendersi come Skin Factor (S) da well testing convenzionale. Dalla prima stabilizzazione si evince la permeabilità del fluido iniettato. La successiva seconda stabilizzazione rappresenta invece Γ effettiva permeabilità all’ idrocarburo.
b. Nel caso in cui il periodo di iniezione sia relativamente breve e sia individuabile la sola seconda stabilizzazione ( zona vergine a idrocarburi ) è necessario stimare lo Skin bifase utilizzando un simulatore numerico di well testing che tenga conto delle equazioni di spiazzamento dei fluidi e delle curve di permeabilità relativa. Attraverso il simulatore numerico è possibile riprodurre l’andamento di pressioni in iniezione e falloff imponendo S=0. Interpretando i dati generati col simulatore in maniera convenzionale si ottiene un valore di Skin che risulta essere il solo Skin bifase (S*), avendo imposto nel simulatore S=0.
c. In mancanza di un simulatore numerico in prima approssimazione è possibile stimare lo Skin bifase con la formula dello Skin Factor da radiai composite:
j
viene calcola+dove to
note le viscosità dei fluidi e le permeabilità relative (end points:
Il raggio di interfaccia può essere stimato in funzione del volume iniettato:
Valutazione dello Skin Factor (S) come da well testing convenzionale:
Ad eccezione del punto a. precedente dove si ottiene direttamente S, lo Skin Factor (S) deve essere stimato decurtando la componente S* dallo Skin totale, in accordo alle formule di Skin presenti in letteratura. Nel semplice caso di assenza di componenti geometriche di Skin la formula da utilizzare è:
E’ consigliabile fare un apposito test design con il simulatore numerico per valutare la minima durata del tempo di iniezione e falloff tale per cui si sia in condizione di individuare con analisi log-log la stabilizzazione relativa al banco di fluidi. Nel caso in cui sia tecnicamente ed economicamente fattibile questo tipo di test porta ad una misurazione diretta dello Skin Factor.
Produttività del pozzo: la produttività del pozzo può essere calcolata attraverso le equazioni note in letteratura per il PI transitorio (pozzo ad olio) o equazione di flusso (per pozzo a gas).
Ad esempio nel caso di pozzo ad olio:
(unità oilfield)
Nel caso di pozzo a gas:
I parametri di queste equazioni sono infatti tutti noti. Per il coefficiente D dell’equazione gas, questo può essere stimato da correlazioni in letteratura.
• Eterogeneità areali o barriere di permeabilità: l’interpretazione avviene in maniera del tutto convenzionale sui dati di fall-off.
Viene ora fornito un esempio allo scopo di meglio illustrare l’invenzione il quale non deve essere considerato una limitazione alla presente invenzione.
Esempio
Nel seguente esempio dopo un lavaggio acido è stato eseguita una breve prova di iniezione seguita da fall-off. Successivamente nello stesso livello è stata eseguita una prova di produzione convenzionale (Fig. 1).
Nel corso di tutte le operazioni sono state monitorate in continuo pressione e temperatura di fondo e portate di produzione e di iniezione.
L’esempio mostra l’applicazione della procedura sulla prova di iniezione/fall-off, che viene paragonata ai risultati del test convenzionale.
Dati di Input:
Parametri petrofisici:
Porosità (φ) : 0.08
Spessore netto (h) : 62.5 m
Raggio di pozzo(rw) : 0.108 m Caratterizzazione fluidi (PVT - Pressione Volume Temperatura)
Temperatura di Giacimento T : 98.5°C Pressione di Giacimento Pav: 767 bar
Le compressibilità della formazione è stata stimata da correlazioni standard: Cf: 7.93 x 10<-5>bar<- 1>
La compressibilità totale in zona ad olio è stata calcolata pertanto:
Analisi di build-up e fall-off
Le derivate delle build-up e del fall-off (Grafico Log-Log) sono presentate in Fig. 2. L’interpretazione è stata effettuata con un modello omogeneo infinito.
La tabella di seguito (Tab. 1) paragona i risultati ottenuti dall’interpretazione della build-up e del fall-off.
I valori negativi dello skin sono legati agli effetti di dissoluzione legati all’acido effettuato sulla formazione carbonatica prima delle prove.
Tab. 1: Risultati principali dell’interpretazione di fall-off e build-up
Valutazione dello skin bifase (S*) e dello skin reale
Al fine di valutare lo skin bifase (S*) e lo skin reale (S) si è proceduto nella seguente maniera:
• Utilizzando i dati di input noti, è stata simulata con un modello numerico di well testing l’iniezione delle portate di acqua corrispondenti al test effettuato. In particolare si è assunto un set di curve di permeabilità relativa sulla base di dati da carote (Fig. 3) e una saturazione iniziale di acqua in giacimento pari a Swi= 0.1. Lo skin reale è stato posto S=0. • I dati di pressione generati dal simulatore numerico sono stati analizzati utilizzando i modelli analitici convenzionali di well testing. Il valore di skin ottenuto è risultato diverso da zero. Tale skin è stato denominato skin bifase (S*).
• Al fine di calcolare lo skin reale (S) noti quello totale da falloff (St) e quello bifase (S*) è stata utilizzata la formula:
Il rapporto di mobilità M =0.24 è stato calcolato sulla base dei valori di viscosità e permeabilità relativa dei fluidi di iniezione e di giacimento.
La seguente tabella (Tab. 2) presenta i risultati del calcolo effettuato:
Tab. 2: Valori dello Skin Totale, bifase e reale
Valutazione dell’ Indice di Produttività (PI)
L’equazione utilizzata per calcolare il PI transitorio è la seguente (unità di misura oilfield):
Il PI è stato calcolato ad un tempo t corrispondente alla durata della prova di produzione convenzionale con la quale si è confermata l’analisi.
Il PI dalla prova di produzione convenzionale è stato calcolato con la formula:
I risultati sul calcolo dell’indice di produttività sono presentati nella seguente tabella:
Tab. 3: Paragone dei PI calcolato e misurato
Claims (6)
- Rivendicazioni 1. Procedimento per testare pozzi di idrocarburi a zero emissioni al fine di ottenere le informazioni generali su un giacimento comprende i seguenti stadi: • iniettare in giacimento un adatto fluido liquido o gassoso, compatibile con gli idrocarburi di giacimento e con la roccia di formazione, a portata costante o a gradini di portate costanti, e misurare sostanzialmente in continuo la portata e la pressione di iniezione a fondo pozzo; • chiudere il pozzo e misurare nel periodo di fall-off la pressione ed eventualmente la temperatura; • interpretare i dati di fall-off misurati al fine di stimare la pressione di riferimento dei fluidi (Pav) e le proprietà del giacimento: permeabilità effettiva (k), trasmissività (kh), eterogeneità areali o barriere di permeabilità e Skin factor reale (S); • calcolare la produttività del pozzo.
- 2. Procedimento come da rivendicazione 1 dove il fluido di iniezione è liquido scelto fra acqua o un composto idrocarburico.
- 3. Procedimento come da rivendicazione 1 dove lo Skin factor reale (S) è ottenuto dallo Skin factor totale (S) decurtato dallo Skin factor bifase (S*) dovuto all’interazione dei fluidi in giacimento.
- 4. Procedimento come da rivendicazione 1 dove lo Skin factor reale (S) viene ottenuto direttamente dalla prima stabilizzazione di un modello analitico convenzionale.
- 5. Procedimento come da rivendicazione 1 dove lo stadio di iniezione e lo stadio di fall-off durano per un tempo compreso fra 1 ora e 4 giorni.
- 6. Procedimento come da rivendicazione 5 dove lo stadio di iniezione e lo stadio di fall-off durano per un tempo compreso fra 1 e 2 giorni.
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