PROCESO DE PRUEBA PARA POZOS DE HIDROCARBUROS DE EMISIÓN CERO
La presente invención se refiere a un proceso de prueba para pozos de hidrocarburos de emisión cero con el propósito de obtener información importante sobre el yacimiento, de manera análoga a las pruebas tradicionales de pozos, sin producción superficial de hidrocarburos. La prueba para pozos es un instrumento fundamental en la explotación y planeación de campos de hidrocarburos, ya que es capaz de ofrecer un amplio rango de información dinámica sobre el sistema de pozos del yacimiento. Además, los datos sobre los fluidos del yacimiento que pueden obtenerse a través de muestreo durante la prueba para pozos son de gran de importancia, particularmente para pozos de exploración o avalúo. La prueba convencional para pozos es un proceso consolidado en la industria petrolera, tanto desde un punto de vista operativo como interpretativo . El pozo se induce para suministro desde
el nivel /yacimiento a examinarse. Normalmente se efectúan 2 ó 3 aspiraciones, por etapas de índice de flujo creciente. Durante cada fase, el índice de flujo de los hidrocarburos producidos se mantiene constante y se mide en el separador. Después de la fase de suministro, el pozo se cierra (con una válvula en la parte superior o inferior del pozo) y existe un incremento de presión. Los dispositivos de medición de presión y de temperatura (calibres P/T) se utilizan durante la prueba, situados en el fondo del pozo, generalmente, ligeramente por encima del nivel de producción. Durante una prueba para pozos, normalmente se toman muestras del fluido del yacimiento, tanto en la superficie en el separador como en el fondo del pozo, con dispositivos de muestreo adecuados. Se efectúan pruebas convencionales en pozos del tipo de e xp 1 o rac ión / a a 1 úo o de desarrollo/producción, temporalmente (cadena DST) o permanentemente completados. En todos los casos en los cuales el pozo no se conecta a una tubería superficial, una vez que los hidrocarburos suministrados
durante la prueba de producción se han separado en la superficie, deben desecharse de manera adecuada . Los hidrocarburos producidos en la superficie durante la prueba normalmente se queman en el soplete ox i a ce t i 1 é ni co . El dióxido de carbono (C02) y ácido sulfúrico (H2S), letales para seres humanos incluso a concentraciones muy bajas (unas cuantas partes por millón, ppm) , pueden asociarse con éstos. La presencia de H2S en los hidrocarburos producidos origina considerables problemas dé seguridad durante la prueba. El petróleo producido puede almacenarse en tanques (en tierra o altamar) , si existe la posibilidad de enviarlo a un centro de tratamiento cercano o se elimina con quemadores adecuados. El gas se quema, en cualquier caso, en la atmósfera. Los volúmenes de hidrocarburos suministrados durante una prueba para pozos, pueden ser importantes. La siguiente tabla muestra un ejemplo de acuerdo con el tipo de hidrocarburos y la prueba a llevarse a cabo:
Prueba convencional Pozo de Petróleo 100-1000 m3 (gas asociado 10-1000 m3 cada m3 de petróleo producido ) Pozo de gas 1-10 · 106m3 Además de problemas de seguridad, existen también problemas ambientales debido a la emisión en la atmósfera de productos de hidrocarburos quemados y el riesgo de derrame en el mar o áreas protegidas. Los problemas ambientales y de seguridad de vuelven crecientemente importantes, también como resultado de regulaciones ambientales que son más y más sensibles y restrictivas, asi como también se refieren a emisiones en la atmósfera. Kazakstán y Noruega se encuentran entre los países en los cuales se imponen emisiones cero por las regulaciones ambientales actuales. La prueba para pozos permite una descripción del sistema de "yacimiento + pozo" desconocido. El principio es estimular el sistema de "yacimiento + pozo" por medio de una entrada (índice de flujo suministrado) y medida
de la respuesta del sistema como una salida (presión del fondo) . Las medidas de presión y de Índice de flujo proporcionan una caracterización indirecta del sistema, a través de modelos analíticos conocidos y consolidados, encontrados en la literatura. Los principales objetivos de la prueba para pozos convencional son: • muestreo para definir los fluidos del yacimiento • evaluación de la presión de referencia de los fluidos (Pav) y propiedades del yacimiento (permeabilidad promedio real k y transmisividad kh ) · cuant i f i cación del daño respecto a la formación (factor de daño) . Este efecto, debido tanto a la reducción local en permeabilidad alrededor del pozo como también a los efectos geométricos de la configuración de flujo, se cuantifica por medio de un número no dimensional (factor de daño) . • evaluación de la productividad del pozo (índice de productividad PI para pozos petroleros - ecuación de flujo para pozos de gas)
• evaluación de posible heterogeneidad areal o barreras de permeabilidad . Se ha encontrado un proceso que permite que los pozos de hidrocarburos se examinen sin necesidad de producir hidrocarburos supe ficiales, evitando asi problemas ambientales relativos, de seguridad y regulación, mediante la inyección de un fluido en el pozo a examinarse. La inyección de un fluido en un yacimiento ya se utiliza substancialmente en la industria petrolera para otros propósitos: la prueba de inyección se lleva a cabo normalmente para evaluar la capacidad de inyección de la formación. La inyección normalmente ocurre en el acuifero y en cualquier caso en pozos destinados a la inyección y desecho de agua. Las cantidades directamente medidas son el índice de capacidad de inyección de la formación y el factor de transmisión (kh) en el acuifero . El proceso desarrollado para la ejecución e interpretación de pruebas de inyección se aplica en áreas mineralizadas de
hidrocarburos y, por el contrario, permite la caracterización del futuro comportamiento del nivel examinado durante la fase de producción. El proceso, objeto de la presente invención, para prueba para pozos de hidrocarburos de emisión cero a fin de obtener información general sobre un yacimiento, comprende las siguientes etapas: • inyectar un liquido o fluido gaseoso adecuado en el yacimiento, compatible con los hidrocarburos del yacimiento y con la roca de formación, a un índice de flujo constante o por etapas de índice de flujo constante, y medir substancialmente, en continuo, el índice de flujo y la presión de inyección en el fondo del pozo; • Cerrar el pozo y medir la presión y posiblemente la temperatura, durante el periodo de declinación de presión; · Interpretar la información de declinación de presión medida con objeto de evaluar la presión estática promedio de los fluidos (Pav) y las propiedades del yacimiento: permeabilidad real (k), transmisividad (kh), heterogeneidad areal o barreras de
- - permeabilidad y daño real (S); • Calcular la productividad del pozo. Las etapas que forman el proceso de acuerdo con la invención se describen ahora con mayor detalle. Las primeras dos etapas representan la 1er fase (Fase A) (Ejecución de pruebas de inyección y declinación de la presión) . El objetivo de esta fase es adquirir información con relación a la presión del fondo (Presión de Orificio Inferior BHP) durante un periodo de inyección con un índice de flujo constante y la posterior declinación de la presión, después del cierre del pozo. El pozo se completa en una manera temporal (cadena DST) o permanente en el intervalo a examinar el petróleo o gas. Desde el punto de vista de tecnología/materiales a usarse, no existe diferencia entre pruebas convencionales y pruebas de inyección. La implantación del equipo superficial se simplifica aún más. El fluido, líquido o gaseoso, a inyectarse, debe seleccionarse para el propósito por medio de pruebas de laboratorio,
- -a fin de ser compatible con los hidrocarburos y la formación en la cual se inyectará. La formación de emulsiones o precipitados después de la interacción del fluido a inyectarse con el fluido y/o roca del yacimiento, debe evitarse en particular. El fluido a inyectarse se selecciona sobre la base de los siguientes criterios: • Compatibilidad · Economía y disponibilidad • Diferencias mínimas de viscosidad y capacidad de compresión bajo condiciones de yacimiento P, T con el hidrocarburo a retirarse . Para los estudios de compatibilidad, es previsible disponer de una muestra de creosota del fluido del yacimiento, obtenida ya sea por medio de un muestreo o en otros pozos del mismo yacimiento . El fluido a inyectarse es preferentemente líquido, seleccionado a partir de agua o un compuesto de hidrocarburo (es decir, diesel ) . La inyección se efectúa a un índice constante (o por etapas de índice constante) .Con
- -objeto de incrementar la conf labilidad de la información a interpretarse, se recomienda no exceder índices de flujo de fractura, mantener la inyección bajo condiciones de matriz. El cierre del pozo (en la parte superior o inferior) y la medida de la declinación de presión siguen a la fase de inyección. Cuando es técnicamente factible, sugerimos efectuar el cierre del pozo en el fondo para limitar los efectos de almacenamiento y otras perturbaciones que pueden influir la calidad de la información adquirida . La duración del periodo de inyección y la posterior declinación de la presión son variables y se definen de acuerdo con las características esperadas de la formación (kh, F, etc. ) y los objetivos específicos de la prueba. La duración de una prueba de inyección/declinación de la presión se encuentra a la misma escala que una prueba para pozos convencional, es decir, preferentemente 1 hora a 4 días, más preferentemente 1 día a 2 días. Los criterios para definir las
duraciones son completamente análogos al diseño de una prueba para pozos convencional. El muestreo de los fluidos de yacimiento no es posible a través de una prueba de inyección. Cuando es necesario muestrear los fluidos, puede hacerse uso de otras opciones especificas para el muestreo (por ejemplo, muestreo WFT (Prueba de Formación Cableada) . Las etapas restantes representan la 2a fase (Fase B) (Interpretación de Información) . La interpretación de la información de i nye ce i ón / de el i na c i ón de la presión se propone lograr los principales objetivos de la prueba para pozos convencional. Más específicamente: • Evaluación de la presión de referencia del fluido (Pav) y de las propiedades del yacimiento (permeabilidad promedio real k y transmisividad kh) • Cuantif icación del daño a la formación, Factor de Daño (S) . • Evaluación de la productividad del pozo (índice de Productividad PI para pozos petroleros - Ecuación de Flujo para pozos de gas )
- - • Evaluación de posibles heterogeneidades de área o barreras de permeabilidad examinadas durante el periodo de prueba Como ya se mencionó, el muestreo no es posible a través de una prueba de inyección. La interpretación de la información se efectúa preferentemente como sigue: * Evaluación de Pav, kh y k: la interpretación es completamente convencional sobre los datos de declinación de la presión. Puede efectuarse usando cualquier software de prueba analítica para pozos, disponible en la industria, o a través de la aplicación de las ecuaciones consolidadas de la teoría de pruebas para pozos . En particular, se hacen las siguientes observaciones: a. La perturbación de la presión se difunde en el área virgen de los yacimientos, se mineraliza con hidrocarburos, una vez que se ha excedido el área limitada, invadida por el fluido inyectado. Las propiedades termodinámicas de los hidrocarburos (datos PV ) deben conocerse obviamente.
b. La evaluación de (kh) petróleo/gas (y, por consiguiente, conociéndose la permeabilidad k , el grosor neto h) se lleva a cabo en un rango de tiempo/investigación mayor que aquel del banco de fluido inyectado, generado alrededor del pozo. Los parámetros obtenidos, por consiguiente, son representativos del área de hidrocarburo no contaminada y mineralizada. * Factor de Daño, S: a través de una interpretación convencional de la declinación de la presión, es posible evaluar un Daño total. Este valor incluye, además del Factor de Daño (S) como en la prueba para pozos convencional, un Daño de bi-fase (S*) debido a la interacción de los fluidos en el yacimiento (fluido inyectado/hidrocarburos) . El Daño de bi-fase no se presenta en la futura fase de producción de pozos y, por consiguiente, debe cuant i f icarse y sustraerse del Daño total medido por medio del análisis de declinación de la presión. Evaluación cuantitativa del Daño de bi-fase (S* ) : El Daño de bi-fase puede evaluarse de
diferentes manera, descritas a continuación en orden decreciente de conf i abi 1 idad : a. Cuando el periodo de inyección es relati amente largo, a fin de que el banco de fluido inyectado sea lo suficientemente extenso a fin de identificarse con el análisis logarítmico, es suficiente usar un modelo analítico convencional ( del tipo compuesto radial) . En este caso, el Daño relacionado con la primer estabilización debe proponerse como el Factor de Daño (S) de la prueba para pozos convencional. La permeabilidad del fluido inyectado se deduce de la primer estabilización. Por el contrario, la segunda estabilización posterior representa la permeabilidad real del hidrocarburo. b. Cuando el periodo de inyección es relati amente corto y solo es detectable la segunda estabilización (área virgen de hidrocarburo), el Daño de bi-fase debe evaluarse usando un simulador de prueba de pozos numérico que considere las ecuaciones de retiro de fluido las curvas de permeabilidad relativa. Es posible reproducir la tendencia de la inyección y declinaciones de la presión a
- - través del simulador numérico, estableciendo S=0. Una interpretación convencional de la información generada por el simulador produce un valor de Daño que prueba ser el único Daño de bi-fase (S*), habiéndose establecido S=0 en el simulador. c. En ausencia de un simulador numérico, es posible evaluar, en una primer aproximación, el Daño bi-fase, con la fórmula del Factor de Daño de un compuesto radial:
-M r ¡nterfase s* = En M w en donde
M =
se calcula una vez que la viscosidad . del fluido (Piny y UHC) y se conocen las permeabilidades relativas (puntos finales: kr iny. max y kr Hc. max) · El radio de interfase puede evaluarse en relación con el volumen inyectado:
inyectado r. intterfrfase = - V + rw? p h f (1-Sor)
Evaluación del Factor de Daño (S) como en pruebas para pozo convencionales: A excepción del punto previo a, en donde S se obtiene directamente, el Factor de Daño (S) debe evaluarse al sustraer el componente S* del Daño total, de acuerdo con la fórmula de Daño encontrada en la literatura. En el caso simple de ausencia de componentes geométricos de Daño, la fórmula a usarse es: S = (St - S*) M Es recomendable efectuar un diseño de prueba con el simulador numérico a fin de evaluar la mínima duración del tiempo de inyección y declinación de la presión, el cual es tal que es capaz de identificar, por medio de análisis logarítmico, la estabilización relacionada con el lecho de fluidos. Si es técnica y económicamente factible, este tipo de prueba conduce a la medición directa del Factor de Daño. * Productividad del pozo: la productividad del pozo puede calcularse a través de ecuaciones conocidas en la literatura por PI transitorio (pozo petrolero) o ecuación de flujo (para pozo de gas) .
Por ejemplo, en el caso de un pozo petrolero : kh ?? = . (unidad de campo petrolero) transitorio , kt 1626 µ??? [log 3.23 + 0.87S ] OMoC w2 En el caso de un pozo de gas:
Am(p) = Aqsc + Bqsc2
En donde m (p) - 2 Jppo (p/zm)dp
A =
711 t B = 2D kh Los parámetros de estas ecuaciones son muy conocidos. El coeficiente D de la ecuación puede evaluarse a partir de la literatura. * Heterogeneidades areales o barreras de permeabilidad: la interpretación ocurre en una manera completamente convencional sobre la información de declinación de presión. Se proporciona ahora un ejemplo para una mejor ilustración de la invención, el cual no debe considerarse como limitante del alcance de la presente invención.
E j emplo En el siguiente ejemplo, se efectuó una prueba corta de inyección seguida por declinación de la presión, después de enjuague ácido. Se efectuó posteriormente una prueba de producción convencional al mismo nivel (Fig. 1 ) - La presión y la temperatura del fondo y los índices de flujo de inyección y producción se monítorearon, en continuo, durante todas las operaciones . El ejemplo muestra la aplicación del procedimiento en la prueba de inyección/declinación de la presión, la cual se compara con los resultados de la prueba convencional . Datos de entrada: Parámetros de pe t ró 1 e o- fí s i co s : Porosidad (F) :0.08 Grosor neto (h) : 62.5 m Radio del pozo (rw) :0.108 m Caracterización del fluido ( PVT -Presión Volumen Temperatura) Temperatura del yacimiento T :98.5°C Presión del yacimiento Pav :767 barias
Petróleo Fluido inyectado: agua de ma r B0: 2.40 RB/ STB Bw: 1 RB /STB µ0 : 0.24 cP µ? : 0.32 cP C0: 18.0 x 10"b barias-1 Cw: 4.30 x 10" barias"1
La capacidad de compresión de la formación se estimó a partir de correlaciones e s tándares : cf : 7.93 x 10~5 ba rías La capacidad de compresión total en un área petrolera (Sw = 0.1 y S0 = 0.9) se calculó en: c = 24.6 x 10~5 barias-1 Análisis de incremento y declinación de la presión Las derivadas de incremento y declinación de la presión (gráfica logarítmica) se muestran en la figura 2. La interpretación se efectuó con un modelo homogéneo infinito. La siguiente tabla (Tabla 1) compara los resultados obtenidos de la interpretación del incremento y declinación de la presión. Los valores de daño negativos se deben a los efectos de disolución del ácido, efectuados sobre la formación carbónica antes de la prueba. Tabla 1 : Resultados principales de la
interpretación de declinación e incremento de la presión
Evaluación del Daño de bi-fase (S*) y Daño real (S) Para evaluar el Daño de bi-fase (S*) y Daño real (S), se adoptó el siguiente procedimiento : • Uso de la misma información de entrada conocida, la inyección de los índices de flujo de agua correspondiente a la prueba efectuada, se simuló con un modelo de prueba para pozo numérica. En particular, se estableció un conjunto de curvas de permeabilidad relativa sobre la base de datos
de núcleo (Figura 3) y una saturación de agua inicial en el yacimiento igual a SWi = 0.1. El daño real se estableció en S=0. • La información de presión generada por el simulador numérico se analizó usando modelos analíticos de prueba para pozos convencional. El valor de daño obtenido probó ser diferente de cero. Este daño fue llamada daño de bi-fase (S* ) . · Con objeto de calcular el daño real
(S) , conociéndose la declinación de presión total (St) y el daño de bi-fase (S* ) , se usó la siguiente fórmula: S = (Stot - S*)M El índice de movilidad M=0.24 se calculó sobre la base de los valores de viscosidad y permeabilidad relativa de los fluidos de inyección y de yacimiento. La siguiente tabla (Tabla 2) indica los resultados del cálculo efectuado: Tabla 2: Daño Total , valores de bi-fase y reales
VALORES DE DAÑO (interpretación de declinación de la presión) st ° numérico S -3.30 11.5 -3.55
Evaluación del índice de Productividad (PI) La ecuación usada para el cálculo del PI transitorio es la siguiente (unidad de medida petrolera) :
kh PI transitorio ~ " 162.6noB0[log (kt/OnoCtrw2) - 3.23 + 0.87S]
El PI se calculó en un momento t que corresponde a la duración de la prueba de producción convencional cuyo análisis se con fi rmó . El PI de la prueba de producción convencional se calculó por medio de la
fórmula: PI transitorio = Q/?? Los resultados del cálculo del índice de productividad se muestran en la siguiente tabla Tabla 3 : Comparación del PI calculado y medido
PI medido a PI calculado a Di ferencia partir de la partir de prueba de declinación de producción la presión
6.20 6.46 + 4%