MX2007007462A

MX2007007462A - Sistemas y metodos para tratar zonas de formacion de fondo del pozo.

Info

Publication number: MX2007007462A
Application number: MX2007007462A
Authority: MX
Inventors: Marc Thiercelin; Dmitry Chuprakov
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2006-06-22
Filing date: 2007-06-20
Publication date: 2008-01-07
Also published as: GB2439632A; RU2320865C1; RU2006122049A; CA2590734A1; GB2439632B; GB0711648D0; US20070295500A1

Abstract

La invencion se refiere a metodos para tratar una zona de formacion del fondo del pozo para aumentar la productividad del pozo y la permeabilidad de las rocas. De acuerdo con este metodo un generador de impulsos se debe activar en un pozo y se debe conducir el tratamiento por impulsos de la formacion al generar impulsos de presion negativa de amplitud mayor que la resistencia a la traccion de la formacion. El metodo proporciona velocidad de fisuracion alta al fracturar las rocas permeables que contienen fluido de la formacion alrededor de una perforacion del pozo.

Description

SISTEMAS Y MÉTODOS PARA TRATAR ZONAS DE FORMACIÓN DE FONDO DEL POZO CAMPO DE LA INVENCIÓN La invención se refiere a la técnica de producción de pozos de petróleo y gas y se puede usar para tratar una zona de formación de fondo del pozo para aumentar la productividad del pozo y la permeabilidad de las rocas. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Actualmente, varios métodos para tratar una zona de formación de fondo del pozo se dirigen a aumentar el coeficiente de recuperación de petróleo. Estos son tratamientos con reactivos de las formaciones de producciones que involucran la inyección a un pozo de diferentes medios de procesamiento basados en materiales orgánicos y no orgánicos, métodos de pulsación combinados con efectos mecánicos, térmicos y químicos, y facturación hidráulica de la formación, que son una mejor conocida estimulación de hidrocarburos del pozo a través del aumento en la permeabilidad de la zona de fondo del pozo de la formación de producción debida a la fisuración. Los métodos para tratar una zona del fondo del pozo que involucran impulsos de presión se basan en la excitación de ondas elásticas/ondas de presión en la formación rocosa. El efecto de las ondas de presión se propuso hace más de 40 años como un procedimiento alternativo que resulta en una mayor eficiencia de los métodos estándar. Este método no ha encontrado una amplia aplicación aun a pesar de algunos resultados benéficos en la práctica (por ejemplo, aumento del caudal y/o del coeficiente de recuperación de petróleo) . El problema central es la falta de datos de campo confiables y también de argumentos teóricos. En particular, es imposible predecir o estimular cual es el efecto (positivo o negativo) de los impulsos de presión sobre la producción. No obstante se han desarrollado algunos equipos, entre ellos vibradores de superficie y herramientas de fondo del pozo (herramientas de excitación por impulsos de presión, destelladores, fuentes magnetostrictivas y piezoceramicas) , los cuales resultan en un amplio rango de frecuencias de impulsos. Un análogo más cercano a un método aplicado es un método para tratar una zona del fondo del pozo que involucra el viaje de un generador de impulsos en un pozo, seguido por el tratamiento por impulsos de la formación especificado en la patente RU 2105874, 1998. Este es un progreso en la técnica de la invención para proporcionar un método para tratar una zona del fondo del pozo que proporciona una alta velocidad de fisuración al fracturar las rocas permeables que contienen fluidos de la formación, alrededor de una perforación del pozo. Este método aumenta la permeabilidad de la roca a través de la generación de microfracturas de la formación o la regeneración de las fisuras anteriores; y combinado con la facturación hidráulica siempre que las fracturas se propaguen y alcancen la superficie de las fisuras de facturación hidráulica los impulsos de presión forman conglomerados de roca que suprimen la superficie de las fisuras y se sostienen por si mismas. Este progreso es el hecho de que se hace la provisión para el método para tratar una zona del fondo del pozo que involucra el viaje de un generador de impulsos en un pozo seguido por el tratamiento por impulsos de la formación para generar impulsos negativos de mayor amplitud que la resistencia a la fractura de la formación. En el caso de la facturación hidráulica de la formación, los impulsos de presión se distribuyen cuando crecen las fisuras de facturación. Además, antes de la acción de los impulsos, la presión se acumula una presión en una zona del fondo del pozo mayor que la presión de los poros en una zona de campo lejano para la formación; o en el caso de la facturación hidráulica la presión se acumula en las fracturas creadas, superior que la tensión máxima inicial en la zona de campo lejano para la formación.

DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La invención se lleva a cabo como sigue. Un generador de impulsos debe ser accionado en un pozo y se generan impulsos de presión negativa alrededor de la formación que contiene petróleo, de amplitud mayor que la resistencia a la fractura de la formación. Un impulso corto y con potencia con magnitud de varios MPa puede iniciar la fisuración cerca de una perforación del pozo y en una fractura creada (en el caso de la facturación hidráulica) . Cada siguiente impulso de presión negativa debe hacer que crezcan las fisuras de la formación. En el caso de la facturación hidráulica de la formación, los impulsos de presión se pueden distribuir cuando crecen las fisuras de facturación. Para crear rupturas antes de la acción de los impulsos la presión se acumula en una zona del fondo del pozo mayor que la presión de los poros en una zona de campo lejano para la formación; o en el caso de la facturación hidráulica la presión se acumula en las fracturas creadas, mayor que la tensión máxima inicial en la zona de campo lejano para la formación. Como un ejemplo, déjenos considerar un pozo asimétrico de radio R siendo perforado en línea recta, y la facturación hidráulica (en línea recta y vertical) de longitud L está en una formación de roca permeable. La cavidad del pozo y la facturación hidráulica se llenan con fluido a una cierta presión Pw . Para un pozo Pw > pO , para la facturación hidráulica Pw > -s .,(f) , donde, pO es la presión en los poros en la zona de campo lejano (por ejemplo 5 MPa) , y es la tensión máxima inicial en la zona de campo lejano (por ejemplo 8 MPa) (se asume que la tensión de tracción es positiva) . La presión Pw ha sido aplicada para el tiempo fijad para acumular presión excesiva en la formación (es decir, el proceso de difusión del fluido) . El movimiento elástico en el medio poroso que contiene el fluido se describe por las siguientes ecuaciones para un vector de desplazamiento del medio «y un vector de desplazamiento relativo del fluido w -. pt7+p,n.' = 6'?i? + V K +- G + ar M |( íj+ MJ ?-) (la; p/»+- p/M-,+-w=V [aM (VH)+?Í (viv) (Ib) Donde, p es la densidad másica total de la roca saturada, pf es la densidad masa del fluido de los poros, G es el módulo de cizalladura, K es el módulo de compresibilidad bajo drenado, M es el módulo de BioH, a es el coeficiente del medio poroso elástico, f es la porosidad, Tf es el coeficiente de tortuosidad del poro de la roca, µ es la viscosidad del fluido, k es la permeabilidad de la roca, y un punto es la derivada del tiempo. Los componentes de tensión y la presión del poro están en forma de la primera derivada espacial u y W : s. = 26V,.. + d. (K -~(Xa2h4 )e-aM ?' \ . X,x) p = -aM e + M . (2b) Donde ,? .. -? v 'k.

En la interfase entre el fluido del pozo y el yacimiento poroso se satisfacen las siguientes condiciones: sm = - P, snt = 0, p = P (3) Donde, el lado izquierdo de las ecuaciones tiene la tensión normal, la tensión de corte y la presión del poro, respectivamente y P = Pw + P(t) es la presión total del fluido del pozo. Resolver un problema (1) de las condiciones de frontera (3) para la perforación del pozo y la facturación hidráulica da la tensión espacial y la distribución de presión de los poros. El uso de los criterios conocidos de debajo de las fallas de tracción y las fallas de acuerdo con una ley de Mohr-Coloumb es la posibilidad de estimar la falla de tracción de la roca y la falla por fracturas de corte: &1C = <5? = s, + / > 7-u (4a) ,(p f f ,Si?v/ = s?i r¿ .Tl ^ ~ + - s, > s„ (4b) Donde, gTC y g C son las funciones de flujo de las fisuras para las rupturas y las fracturas de corte, respectivamente, que se analizan para predecir la facturación de la roca; JO y sc son la resistencia a la tracción y la resistencia a la compresión de la roca, respectivamente. Los impulsos dinámicos P(t) aplicados son de amplitud negativa, por ejemplo, P(t) = -P - impulso exp(-t2 IT2 impulso) , donde, P - impulso es la amplitud, y T - impulso es el periodo del impulso . En caso de que la resistencia a la tracción de la formación T0 sea 1 MPa, la amplitud P - impulso es más bien poderosa, por ejemplo, 5 MPa, y la duración T - impulso para la permeabilidad de la roca k es igual a 10"3 es más bien corta, por ejemplo, O.Ols; las rupturas y las fracturas de corte que ocurren alrededor de la perforación del pozo y las fracturas creadas . Se puede predecir la dirección de propagación de las fisuras por la naturaleza de las fisuras en si, es decir, las rupturas o las fracturas de corte. Con presión reducida, un componente de tensión máximo es radial con relación a una pared de la perforación del pozo y normal con relación a la dirección de las fisuras en la superficie de la facturación. Por lo tanto, las rupturas se propagan en paralelo a la frontera de la perforación del pozo o una fractura creada. Las fracturas de corte, si hay alguna. Se inclinan a un ángulo ?c - p/4 - f/2 en la dirección de la tensión mínima inicial, donde, f es el ángulo de fricción de la roca.

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un método para tratar una zona de formación del fondo del pozo, que involucra un generador de impulsos a ser accionado en un pozo seguido por el tratamiento por impulsos de la formación, caracterizado porque, se distingue por el hecho que se deben generar impulsos de presión negativos de amplitud mayor que la resistencia a la tracción de la formación.
2. Un método de acuerdo con el artículo 1, caracterizado porque, se distingue por el hecho de que antes de la acción de los impulsos, la presión se acumula en una zona del fondo del pozo mayor que la presión de los poros en la zona de campo lejano para la formación.
3. Un método de acuerdo con el artículo 1, caracterizado porque, se distingue por el hecho de que en el caso de la facturación hidráulica de la formación, los impulsos de presión se deben distribuir o alimentar como crecimientos de las fisuras de facturación.
4. Un método de acuerdo con el artículo 2, caracterizado porque, se distingue por el hecho de que antes de la acción de los impulsos en la zona de la fractura creada, la presión se debe acumular mayor que la tensión máxima inicial en una zona de campo lejano para la formación.