MX2014006711A - Metodo para la interpretacion de la medicion de flujo en el fondo del pozo durante los tratamientos del pozo. - Google Patents

Abstract

Un método para determinar una distribución de flujo en una formación que tiene un pozo formado en su interior comprende las etapas de situar un conjunto de orificio del fondo en un pozo, incluyendo el conjunto una lumbrera de inyección para dispensar un fluido, un primer sensor dispuesto aguas arriba del pozo desde la lumbrera de inyección, y un segundo sensor dispuesto aguas abajo del pozo desde la lumbrera de inyección, en el que cada uno de los sensores genera una señal de retroalimentación que representa una tasa de flujo del fluido en una porción del pozo, determinar una profundidad aproximada de una porción del conjunto de orificio del fondo en el pozo, generar un modelo de datos en base a un conjunto de instrucciones, representando el modelo de datos las características de flujo del fluido en el pozo, en el que el modelo de datos se deriva de la señal de retroalimentación y de la profundidad aproximada de la lumbrera de inyección, y analizar el modelo de datos en base a un conjunto de instrucciones para extrapolar una característica de la formación.

Description

MÉTODO PARA LA INTERPRETACIÓN DE LA MEDICIÓN DE FLUJO EN EL FONDO DEL POZO DURANTE LOS TRATAMIENTOS DEL POZO ANTECEDENTES La presente invención se refiere al campo de los juguetes acuáticos y Las declaraciones en esta sección proporcionan únicamente información básica relacionada con la presente divulgación y no pueden constituir el estado de la técnica .

La presente divulgación se refiere, en general, al tratamiento del pozo y al desarrollo de un yacimiento y, en particular, a un sistema y un método para la interpretación de las mediciones de flujo en fondo del pozo durante el tratamiento del pozo.

Los tratamientos de bombeo que implican la inyección de ácidos u otros tipos fluidos y productos químicos se realizan rutinariamente en pozos de petróleo y de gas para mejorar la producción de hidrocarburos . Los pozos que son tratados incluyen, a menudo, una gran sección de entubados perforados u orificio de perforación abierto que tiene una variación en las propiedades petrofísicas de las rocas. Las capas más permeables de una sección o intervalo tratado de la formación consumen, a menudo, la mayoría del fluido de tratamiento. Como resultado, el fluido de tratamiento bombeado en el pozo no puede fluir a las capas deseadas de la formación que necesitan tratamiento. Para lograr la colocación eficaz del fluido de tratamiento, los tratamientos implican, a menudo, el uso de agentes de desvío en el fluido de tratamiento, tales como material químico o en partículas, para ayudar a reducir el flujo en las capas más permeables que ya no necesitan tratamiento y aumentar el flujo en las capas de menor permeabilidad. Algunos ejemplos de estos tratamientos incluyen el tratamiento de acidificación, fracturamiento hidráulico, el corte de agua o gas, y la escala u otros tipos de tratamientos de eliminación de daños.

Un método alternativo para la inyección directa de fluido de tratamiento en el pozo es realizar el tratamiento a través de una tubería enrollada (CT) , que se puede situar en el pozo para colocar el fluido inmediatamente adyacente a las capas que deben ser llenadas cuando se bombea un desviador, o adyacente a las capas que necesitan estimulación cuando se bombea fluido de estimulación. Sin embargo, esta técnica es factible si el operario sabe de antemano cuáles capas necesitan ser tratadas por el desviador y cuáles capas necesitan ser tratadas por el fluido de estimulación. En un pozo con un largo intervalo perforado o abierto y con propiedades de rocas altamente no unifórmes y desconocidas, que es típico en los pozos horizontales, se desea el conocimiento de la distribución de flujo en el intervalo tratado para un tratamiento eficaz.

La medición de flujo tradicional en un pozo se realiza a través de registros de producción utilizando un sensor de flujo para medir la tasa de producción de hidrocarburos o la tasa de inyección en el pozo como una función de la profundidad. Los registros de producción se realizan comúnmente después de un tratamiento de estimulación de pozos y no son adecuados para proporcionar información inmediata a los ingenieros en el lugar para realizar ajustes en tiempo real en el tratamiento para optimizar el resultado del trabajo. Los registros de producción utilizan comúnmente medidores de flujo de tipo husillo giratorio que no son adecuados tanto para los tratamientos de bombeo de productos químicos, ni para las operaciones de CT, ya que pueden dañarse fácilmente o conectarse de escombros. Se necesita un medidor de flujo mucho más robusto y no intrusivo para la aplicación fiable en las operaciones de CT. Además, para el bombeo del tratamiento utilizando la tubería enrollada, el fluido puede fluir en cualquier dirección alejándose de las lumbreras de inyección situadas en un conjunto de orificio del fondo (BHA) unido al extremo de la CT. Por lo tanto, se desean medidores de flujo montados tanto aguas arriba como aguas abajo de las lumbreras de inyección, a veces referidos como herramientas de medición de flujo diferencial (o DFLO) . Las descripciones detalladas de una herramienta de este tipo se proporcionan en la Publicación de Solicitud de Patente de Estados Unidos N° 2007/0289739, titulada "Métodos y Sistemas de Medición por Desvío de Fluidos", de Cooper et al. La herramienta de medición del flujo en el fondo de pozo mide las velocidades de flujo. Las velocidades medidas se traducen después en la velocidad de flujo media, de la que la tasa de flujo en el pozo a la profundidad de medición se obtiene multiplicando la velocidad media por el área de sección transversal del pozo conocida de un pozo entubado, o con la ayuda de la medición del calibre en un orificio abierto.

Una vez que las tasas de flujo (es decir, velocidades de flujo) se miden utilizando la tecnología de sensor, los datos de medición se transmiten a través de cables eléctricos o de fibra óptica desplegados en la tubería enrollada, u otros medios de telemetría, hasta los dispositivos de adquisición de datos en la superficie para su procesamiento por ordenadores para mostrar la salida a los ingenieros que supervisan el tratamiento. Si bien la tasa de flujo o propia velocidad medida puede ser útil para los ingenieros, otras magnitudes derivadas de la tasa medida junto con la medición de presión en el fondo de pozo serían mucho más informativas para el diagnóstico de las condiciones en el fondo de pozo, especialmente la tasa de flujo en la roca del yacimiento a la profundidad de medición.

En el registro de producción tradicional, la tasa de producción de cada intervalo de profundidad de la formación (o la tasa en la misma en el caso de inyección) se determina dividiendo el cambio incremental de la tasa de flujo del pozo medida entre la profundidad incremental que a traviesa la herramienta de registro, es decir, q(z) = dQ/dz, donde "q" es la tasa de flujo del fluido en la formación por unidad de profundidad, "Q" es la tasa de flujo medida en el interior del pozo, y "z" la profundidad. Esta técnica es válida siempre y cuando la distribución del flujo dentro o fuera de la formación "q" no cambia durante el período de tiempo en el que se realiza el registro, por ejemplo, en el registro de producción.

Sin embargo, durante un tratamiento del pozo, especialmente durante un tratamiento de acidificación, la distribución de la tasa de flujo en diferentes capas de la formación cambia constantemente ya sea debido a la estimulación de las capas de formación para incrementar su capacidad de flujo o a la reducción temporal de la capacidad de flujo como resultado de los agentes de desviación. Por lo tanto, la distribución de la tasa de flujo obtenida del registro de producción tradicional puede ser muy engañosa ya que se obtiene la tasa de flujo en cada capa de la formación al momento en que el sensor está a esa profundidad pero puede haber cambiado cuando el sensor se mueve a una profundidad diferente. La distribución de ala tasa de flujo obtenida de esta manera refleja la tasa de medida en la ubicación del sensor a medida que viaja en el pozo, en lugar de la distribución de la tasa de flujo real en la formación. Las dos son iguales en el caso de flujo en estado estacionario (es decir, la distribución del flujo se mantiene constante en el tiempo) , que es el caso en el registro de producción, pero no es el caso de los tratamientos de bombeo típicos donde el perfil de flujo no deja de cambiar. Adicionalmente, el método también es vulnerable a las variaciones en los parámetros del sistema que pueden afectar a la tasa de flujo medida, incluyendo la fluctuación de la tasa de la bomba, el giro de la herramienta, y otras causas posibles. Por lo tanto, la modificación de esta técnica es deseable para interpretar correctamente la medición de la tasa de flujo durante estos tratamientos .

Esta divulgación propone diversos métodos para caracterizar cuantitativamente un yacimiento y determinar la distribución de flujo en su interior a partir de mediciones de flujo en el fondo del pozo. Estos métodos se describen en detalle a continuación.

SUMARIO Una realización de un método para determinar una distribución de flujo en una formación que tiene un pozo formado en su interior comprende las etapas de: situar un conjunto de orificio del fondo en un pozo, incluyendo el conjunto una lumbrera de inyección para dispensar un fluido en el pozo, un primer sensor dispuesto aguas arriba del pozo desde la lumbrera de inyección, y un segundo sensor dispuesto aguas abajo del pozo desde la lumbrera de inyección, en el que cada uno del primer sensor y el segundo sensor genera una señal de retroalimentación que representa una tasa de flujo del fluido en una porción del pozo; determinar una profundidad aproximada de una porción del conjunto de orificio del fondo en el pozo; generar un modelo de datos en base a un conjunto de instrucciones, representando el modelo de datos al menos una característica de flujo del fluido en el pozo, en el que el modelo de datos se deriva de la señal de retroalimentación y de la profundidad aproximada de la lumbrera de inyección; y analizar el modelo de datos en base a un conjunto de instrucciones para extrapolar una característica de la formación.

En una realización, un método para determinar las características de una formación que tiene un pozo formado en su interior comprende las etapas de : implementar una tubería enrollada en el pozo, teniendo la tubería enrollada una lumbrera de inyección dispuesta en su interior; situar un primer sensor aguas arriba del pozo desde la lumbrera de inyección de la tubería enrollada; situar un segundo sensor aguas abajo del pozo desde la lumbrera de inyección de la tubería enrollada; determinar una profundidad aproximada de al menos uno del primer sensor y del segundo sensor en el pozo; inyectar un fluido en el pozo a través de la lumbrera de inyección de la tubería enrollada; determinar una tasa de inyección del fluido en el pozo, en el que cada uno del primer sensor y el segundo sensor genera una señal de retroalimentación que representa una tasa de flujo del fluido en un intervalo del pozo; generar un modelo de datos en base a un conjunto de instrucciones, representando el modelo de datos las características de flujo del fluido en el pozo, en el que el modelo de datos se deriva de las señales de retroalimentación, de la profundidad aproximada del al menos uno del primer sensor y del segundo sensor, y de la tasa de inyección del fluido en el pozo; y analizar el modelo de datos en base a un conjunto de instrucciones para extrapolar una característica de la formación.

En una realización, un método para determinar las características de una formación que tiene un pozo formado en su interior comprende las etapas de: situar un conjunto de orificio del fondo en un pozo, incluyendo el conjunto una lumbrera de inyección para dispensar un fluido en el pozo, un primer sensor de flujo dispuesto aguas arriba del pozo desde la lumbrera de inyección, un segundo sensor de flujo dispuesto aguas abajo del pozo desde la lumbrera de inyección, y un sensor de presión, en el que cada uno del primer sensor de flujo y el segundo sensor de flujo genera una señal de flujo que representa una tasa de flujo del fluido en una porción del pozo y el sensor de presión genera una señal de presión que representa una presión en un espacio anular entre el conjunto de orificio del fondo y el pozo; determinar una profundidad aproximada de una porción del conjunto de orificio del fondo en el pozo; determinar una presión del yacimiento; generar un modelo de datos en base a un conjunto de instrucciones, representando el modelo de datos al menos una característica de flujo del fluido en el pozo, en el que el modelo de datos se deriva de las señales de flujo, de la señal de presión, de la profundidad aproximada de la lumbrera de inyección, y de la presión del yacimiento; y analizar el modelo de datos en base a un conjunto de instrucciones para extrapolar una característica de la formación.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Estas y otras características y ventajas de la presente descripción se comprenderán mejor haciendo referencia a la siguiente descripción detallada cuando se considera en conjunción con los dibujos adjuntos en los que: La Figura 1 es una realización de un diagrama de bloques esquemático de un sistema de tratamiento del pozo; y La Figura 2 es una representación gráfica fragmentaria de una interpretación de una función de una tasa de flujo de entrada con respecto a una profundidad de una formación durante un tratamiento del pozo; y La Figura 3 es una representación gráfica fragmentaria de una interpretación de un índice de Inyectividad de la formación de la Figura 1 durante el tratamiento del pozo de la Figura 2.

DESCRIPCIÓN DETALLADA Haciendo referencia ahora a la Figura 1, se muestra una realización de un sistema de tratamiento del pozo, indicada generalmente con el número de referencia 10. Como se muestra, el sistema 10 incluye un conjunto de orificio del fondo (BHA) 12 en comunicación de fluido con un inyector de fluido 14 y en comunicación de señal con un procesador 16. Se entiende que el sistema 10 puede incluir componentes adicionales .

El BHA 12 está en comunicación de fluido con el inyector de fluido 14 a través de un tubo tal como una tubería enrollada 18. La tubería enrollada 18 permite que el BHA 12 se sitúe en un pozo formado en una formación para dirigir selectivamente un fluido a una profundidad o capa particular de la formación. Por ejemplo, el BHA 12, el inyector de fluido 14, y la tubería enrollada 18 cooperan para dirigir un desviador inmediatamente adyacente a una capa de la formación para conectar la capa y minimizar una permeabilidad de la capa. Como un ejemplo adicional, el BHA 12, el inyector de fluido 14, y la tubería enrollada 18 cooperan para dirigir un fluido de estimulación a una capa adyacente para su estimulación. Se entiende que otros medios para dirigir diversos fluidos (por ejemplo, de perforación o de tratamiento de fluidos) a diversas profundidades y capas se pueden utilizar, como apreciará un experto en la materia de tratamiento y perforación de pozos. Se entiende, además, que diversos fluidos de perforación, fluidos de tratamiento, desviadores, y fluidos de estimulación se pueden utilizar para tratar diversas capas de una formación particular.

En la realización mostrada, el BHA 12 incluye un cuerpo principal tubular 20 que tiene una lumbrera de inyección 22 para dirigir un fluido en un espacio anular 23 definido por un diámetro interior de un entubado 19 (o pared interior) del pozo y un diámetro exterior del cuerpo principal 20 del BHA 12 (o la tubería enrollada 18) . Se entiende que cualquier número de lumbrera o lumbreras de inyección 22 se puede utilizar. Se entiende, además, que la lumbrera de inyección 22 puede tener cualquier posición a lo largo del cuerpo principal 20. Como un ejemplo no limitante, al menos uno del inyector de fluido 14 y el BHA 12 está equipado con un sensor de flujo de inyección 24 para medir una tasa de inyección del fluido que sale de la lumbrera de inyección 22 y que fluye dentro del pozo. Se entiende que cualquier sensor o dispositivo se puede utilizar para controlar la tasa de inyección del fluido en el pozo, como se aprecia por un experto en la materia, incluyendo, pero sin limitarse a, una matriz de sensores o similar.

El BHA 12 incluye además un primer sensor de flujo 25 y un segundo sensor de flujo 26. Cada uno de los sensores de flujo 25, 26 mide una velocidad de un fluido que fluye más allá de la superficie del sensor. Como un ejemplo no limitativo, la velocidad de flujo medida se convierte en una tasa de flujo al multiplicar la velocidad por un área de sección transversal del espacio anular 23. Como un ejemplo no limitativo, el BHA 12 es similar al sistema divulgado en la Pub. de Solicitud de Patente de Estados Unidos N° 2007/0289739, que se incorpora en el presente documento por referencia en su totalidad. Se entiende además que los sensores de flujo 25, 26 pueden comprender una matriz de sensores.

En ciertas realizaciones, el BHA 12 incluye un sensor de presión 27 para medir una presión en el pozo (por ejemplo, una presión en el espacio anular 23) . Se entiende que se pueden utilizar diversos sensores y dispositivos para la medición de una presión en el pozo, como se apreciará por un experto en la materia. Se entiende, además, que el sensor de presión 27 se puede situar en cualquier posición a lo largo del cuerpo principal 20 y que el sensor de presión 27 puede comprender una matriz de sensores.

El procesador 16 está en comunicación de datos con el sensor de flujo de inyección 24, los sensores de flujo 25, 26, y el sensor de presión 27 para recibir señales de datos (por ejemplo, una señal de retroalimentación, una señal de flujo, una señal de presión) del mismo y analizar las señales en base a un algoritmo, proceso matemático, o una ecuación predeterminada, por ejemplo. Como se muestra, el procesador 16 analiza y evalúa a los datos recibidos en base a un conjunto de instrucciones 28. El conjunto de instrucciones 28, que se puede representar dentro de cualquier medio legible por ordenador, incluye instrucciones ejecutables ppr procesador para configurar el procesador 16 para realizar una variedad de tareas y cálculos. Como un ejemplo no limitativo, el conjunto de instrucciones 28 puede incluir un conjunto completo de ecuaciones que rigen los fenómenos físicos de un flujo de fluido en la formación, un flujo de fluido en el pozo, una interacción del fluido/formación (por ejemplo, roca) en el caso de un fluido de estimulación reactivo, un flujo radial en un yacimiento, una presión del yacimiento, un índice de Inyectividad, y un flujo de fluido en una fractura y su deformación en el caso de fracturación hidráulica. Se entiende que cualquiera de las ecuaciones se puede utilizar para modelar un flujo de fluido y su distribución en el pozo y en la formación adyacente, como se aprecia por un experto en la materia del tratamiento del pozo. Se entiende además que el procesador 16 podrá ejecutar una variedad de funciones tales como el control de diversas configuraciones de los sensores de flujo 25, 26 y del inyector de fluido 14, por ejemplo.

Como un ejemplo no limitativo, el procesador 16 incluye un dispositivo de almacenamiento 30. El dispositivo de almacenamiento 30 puede ser un único dispositivo de almacenamiento o puede ser múltiples dispositivos de almacenamiento. Además, el dispositivo de almacenamiento 30 puede ser un sistema de almacenamiento de estado sólido, un sistema de almacenamiento magnético, un sistema de almacenamiento óptico o cualquier otro sistema o dispositivo de almacenamiento adecuado. Se entiende que el dispositivo de almacenamiento 30 se adapta para almacenar el conjunto de instrucciones 28. En ciertas realizaciones, los datos recuperados de los sensores de flujo 25, 26 se almacenan en el dispositivo de almacenamiento 30 tal como una medición de la temperatura y una medición de la presión, y un histórico de las mediciones y cálculos anteriores, por ejemplo. Otros datos y la información se pueden almacenar en el dispositivo de almacenamiento 30, tales como los parámetros calculados por el procesador 16, una base de datos de propiedades petrofísicas y mecánicas de diversas formaciones, una base de datos de fracturas naturales de una formación particular, tablas de datos utilizadas en la caracterización de yacimientos en diversas operaciones de perforación, y un conjunto de datos que se utiliza para determinar una presión del yacimiento, por ejemplo. Se entiende, además, que ciertos parámetros y modelos numéricos conocidos para diversas formaciones y fluidos se pueden almacenar en el dispositivo de almacenamiento 30 para recuperarse por el procesador 16.

Como un ejemplo no limitante adicional, el procesador 16 incluye un dispositivo o componente programable 32. Se entiende que el dispositivo o componente programable 32 puede estar en comunicación con cualquier otro componente del sistema 10, tal como el inyector de fluido 14 y los sensores de flujo 25, 26, por ejemplo. En ciertas realizaciones, el componente programable 32 se adapta para gestionar y controlar las funciones de procesamiento del procesador 16. Específicamente, el componente programable 32 se adapta para controlar el análisis de las señales de datos (por ejemplo, la señal de retroalimentación generada por cada uno de los sensores 24, 25, 26, 27) recibida por el procesador 16. Se entiende que el componente programable 32 se puede adaptar para almacenar datos e información en el dispositivo de almacenamiento 30, y recuperar datos e información del dispositivo de almacenamiento 30.

En ciertas realizaciones, una interfaz de usuario 34 está en comunicación, ya sea directa o indirectamente, con al menos uno del inyector de fluido 14, los sensores de flujo 25, 26, y el procesador 16 para permitir a un usuario interactuar selectivamente con la misma. Como un ejemplo no limitativo, la interfaz de usuario 34 es una interfaz hombre-máquina que permite al usuario modificar selectiva y manualmente los parámetros de un modelo computacional generado por el procesador 16.

Dura te su uso, la tubería enrollada 18 se mueve a lo largo de una longitud del pozo, mientras que un fluido de tratamiento se bombea en la tubería enrollada 18 y a través de la lumbrera de inyección 22. El fluido que sale de la lumbrera de inyección 22 se desplaza en el espacio anular 23. El fluido en el espacio anular 23 fluye tanto aguas arriba del pozo como aguas abajo del pozo en el pozo y entra en las capas de formación que aceptan fluido. Una fracción de tasa de flujo aguas arriba del pozo y aguas abajo del pozo depende tanto de una posición del BHA 12 como de las propiedades de las capas de formación que rodean el BHA 12. Por ejemplo, cuando el BHA 12 se sitúa aguas arriba del pozo de una capa permeable de la formación, la mayoría del fluido que sale de la lumbrera de inyección 22 fluye aguas abajo del pozo. Como resultado, el primer sensor de flujo 25 registra una tasa de flujo sustancialmente de cero, mientras que el segundo sensor de flujo 26 registra una tasa de flujo que es sustancialmente igual a la tasa de inyección. Del mismo modo, cuando el BHA 12 se mueve aguas abajo del pozo de manera que todas las capas permeables se encuentran aguas arriba del pozo desde el BHA 12, el primer sensor de flujo 25 registra una tasa de inyección completa y el segundo sensor de flujo 26 registra una tasa de flujo de sustancialmente cero.

Como un ejemplo no limitante adicional, el BHA 12 está en una posición estacionaria con respecto a la formación. Como tal, si el primer sensor de flujo 25 registra un aumento en una tasa de flujo y el segundo sensor de flujo 26 registra un aumento en una tasa de flujo, se puede suponer que el fluido inyectado se desvía de las zonas de la formación aguas abajo del pozo en relación con el BHA 12 a las zonas aguas arriba del pozo en relación con el BHA 12. Por el contrario, si el primer sensor de flujo 24 registra una disminución en una tasa de flujo y el segundo sensor de flujo 26 registra un aumento en una tasa de flujo, se puede suponer que el fluido inyectado se desvía de las zonas de la formación aguas arriba del pozo en relación con el BHA 12 a las zonas aguas abajo del pozo en relación con el BHA 12.

En un yacimiento más complejo que contiene muchas capas permeables, se necesita comprensión más detallada de la distribución del flujo en las diversas capas de la formación con el fin de identificar las zonas que tienen que recibir el fluido inyectado. Para este fin, es deseable determinar el perfil de flujo en el yacimiento a través de un intervalo de yacimiento entero.

En ciertas realizaciones, un cálculo directo de la tasa de flujo en el yacimiento por unidad de longitud del pozo se puede obtener por la siguiente ecuación, donde "q" es la tasa de flujo de entrada del yacimiento, " Qiny " es la tasa de inyección del fluido registrada por el sensor de flujo de inyección 24 , " Qarriba " es una tasa de flujo registrada por el primer sensor de flujo 25 , " Qarriba " se cuenta positivamente cuando el flujo registrado por el primer sensor de flujo 25 está en la dirección hacia arriba, " Qabajo " es una tasa de flujo registrada por el segundo sensor de flujo 26 , " Qabajo " se cuenta positivamente cuando el flujo registrado por el primer sensor de flujo 26 está en la dirección hacia abajo, y "Al" es la distancia de separación entre el primer sensor de flujo 25 y el segundo sensor de flujo 26 : Un método alternativo para determinar la tasa de flujo de entrada del yacimiento (q) incluye la derivada de las tasas en el fondo de pozo medidas ( Qar iba / y Qabajo ) con respecto a la profundidad, mientras que el BHA 12 se está moviendo en el pozo. Dado que el BHA 12 atraviesa un intervalo de la formación que acepta el fluido, las tasas de flujo ( Qarriba , y Qabajo ) medidas por los sensores 25 , 26 cambian (por ejemplo, Qarriba aumenta y Qabajo disminuye a medida que el BHA 12 se desplaza aguas abajo del pozo, mientras que lo contrario es cierto cuando el BHA 12 se desplaza aguas arriba del pozo) . La tasa en la formación (q) se puede estimar como q(zarriba (t) , t) ~ dQarriba/dz, o q ( zabaj o (t ) , t ~ dQabajo/dz, donde " zarriba ( t ) " , y "zabajo(t)" son las profundidades correspondientes de los sensores 25, 26.

Las ecuaciones anteriores proporcionan una estimación de la tasa de flujo (q) en la formación a las profundidades de los sensores actuales. El usuario puede trazar "q" frente a la profundidad para extrapolar las características de la formación tal como un fluido en flujo a diversas capas de formación. Como un ejemplo no limitativo, un perfil de flujo es la distribución de la tasa de flujo en la formación (es decir, q(z,t) frente a z) en cualquier instante dado.

Una ecuación modificada que utiliza la tasa de flujo normalizada se divulga también en el presente documento. La ecuación modificada es eficaz para compensar parcialmente la fluctuación de los datos causada por los factores que afectan tanto los sensores superior como inferior de la misma manera, por ejemplo, por la fluctuación de la tasa de la bomba, giro de la herramienta, o la mala calibración del sensor causada por la interacción de fluido/sensor de tratamiento anormal. La ecuación modificada es la siguiente: Como un ejemplo ilustrativo, la Figura 2 incluye una representación gráfica 100 que muestra un modelo de datos 102 (es decir, la interpretación de dQ/dz) . Como se muestra, el eje X 105 de la representación gráfica 100 representa una tasa de flujo de entrada al yacimiento (q) y el eje Z 106 de la representación gráfica 100 representa una profundidad de la formación, medida desde un nivel superficial predeterminado. Como un ejemplo no limitativo, el procesador 16 analiza el modelo de datos 102 en base al conjunto de instrucciones 28 para caracterizar la formación que incluye una distribución de flujo del fluido inyectado.

Como un ejemplo no limitativo, el modelo de datos representa una estimulación acida de un yacimiento que contiene dos capas de carbonato permeables 103, 104 que tienen diferente permeabilidad y profundidad. Se entiende que un simulador numérico se puede utilizar para simular la reacción del ácido con las capas 103, 104, el crecimiento del agujero de gusano asociado, y una evolución de la capa superficial. Como otro ejemplo no limitativo, el tratamiento de estimulación ácida incluye las siguientes etapas de tratamiento: un primera pasada 108 incluye el BHA 12 que viaja "aguas arriba" del yacimiento a "aguas abajo" del yacimiento, inyectando agua; una segunda pasada 110 incluye el BHA 12 que viaja aguas arriba del pozo a través de la capa 104, bombeando el ácido; una tercera pasada 112 incluye el BHA 12 que viaja aguas abajo del pozo a través de la capa 104, bombeando el desviador; una cuarta pasada 114 incluye el BHA 12 que viaja aguas arriba del pozo a través de la capa 104, bombeando el desviador, y después a través de la capa 103, bombeando el ácido; una quinta pasada 116 incluye el BHA 12 que viaja aguas abajo del pozo a través de la capa 103, bombeando el ácido; una sexta pasada 118 incluye el BHA 12 que viaja aguas arriba del pozo a través de la capa 103, bombeado el ácido. Se puede extrapolar de la representación gráfica 100 que la mayoría del fluido inyectado fluye hacia la capa 104, por lo tanto, la capa 104 tiene una mayor permeabilidad de la formación que la capa 103. Sin embargo, las tasas de flujo de entrada en las capas 103, 104 no exhiben un cambio sustancial en las diferentes pasadas 108, 110, 112, 114, 116, 118 del tratamiento, ya que la tasa de inyección total se mantiene constante.

En ciertas realizaciones, antes de que se inicie un tratamiento de estimulación, se puede obtener un perfil de flujo de entrada de referencia mediante la inyección de agua en el pozo para obtener una comprensión de cuales capas de la formación son más permeables y son "zonas ladronas" potenciales que pueden requerir localizar el desviador a través de las mismas durante el tratamiento. Durante o después de un tratamiento, otro ciclo de inyección de agua se puede realizar para obtener el perfil de flujo de entrada como resultado de la estimulación. Los ciclos de inyección de agua pueden proporcionar un medio de evaluación si una zona diana se ha estimulado con éxito mediante la comparación del perfil de flujo de post-estimulación con el perfil de pre-estimulación.

Sin embargo, se entiende que los ciclos de inyección de agua frecuentes durante un tratamiento de estimulación aumenta el tiempo de trabajo y el coste. Sería beneficioso si se pudiera utilizar la tasa de flujo de entrada interpretada durante la estimulación, incluso si el fluido inyectado es reactivo y hace que el perfil de flujo cambie. Esto se puede lograr utilizando el índice de Inyectividad (J) , una ecuación que se muestra a continuación: 9(z(0» ? *) ~ Pr En la ecuación anterior, Mq(z(t),t)" es la tasa de flujo de entrada derivada en el yacimiento a una profundidad "z(t)n de uno de los sensores de flujo 25, 26 en el momento actual, "pw(t)" es la presión en el espacio anular 23 medida por el sensor de presión 27, y "pr" es la presión del yacimiento, que se estima en base a la información conocida en relación con la formación, como se apreciará por un experto en la materia, incluyendo aquella en los libros de texto de sobre pozos horizontales tales como, pero sin limitarse al S.D. Joshi, "Tecnología de Pozos Horizontales", Libros PennWell, Editorial PennWell, Tulsa, Oklahoma, 1991. El índice de Inyectividad (J) cuantifica la capacidad de inyección en una formación o capa dada de una formación particular. El índice de Inyectividad (J) se relaciona con otras propiedades de la formación a través de siguiente ecuación bien conocida para el flujo radial en un yacimiento: kh J = 141,2i?//[0t5(lnfo + 0,809 En la ecuación de flujo radial anterior, "k" es la permeabilidad de la formación, "h" es la altura de la zona permeable, "µ" es la viscosidad del fluido del yacimiento, "tD" es un tiempo adimensional , "B" es el factor de volumen de la formación, y "S" es la capa superficial de daños. En consecuencia, cuanto mayor es la movilidad del fluido del yacimiento (kh/µ) , y menor es la capa superficial de daños (S) , mayor es el índice de Inyectividad (J) .

Durante un tratamiento de estimulación, movilidad del fluido del yacimiento (kh/µ) no cambia. Solo la capa superficial (S) cambia, ya sea como resultado del fluido de simulación que elimina el daño y reduce la capa superficial (S) , o el desviador que aumenta temporalmente la capa superficial (S) para reducir el flujo de entrada en la zona permeable. Por lo tanto, la ventaja de utilizar el índice de Inyectividad (J) para la interpretación de estimulación es que refleja el cambio de la capa superficial (S) como resultado de la estimulación o de la desviación. Es mucho más revelador que la tasa de flujo de entrada medida en sí. Por ejemplo, cuando se bombea a una tasa constante a través de la tubería enrollada 18 y la lumbrera de inyección 22 en una estimulación ácida, la tasa de flujo de entrada medida en el yacimiento no puede cambiar durante la estimulación, pero el índice de Inyectividad (J) seguirá aumentando, lo que indica la eliminación de la capa superficial (S) . Durante la estimulación, la tasa de flujo de entrada derivada de la tasa de pozo medida puede ir hacia arriba o hacia abajo dependiendo del cambio de la capa superficial (S) en las diferentes capas y una redistribución del flujo entre las capas como resultado de los cambios en la capa superficial (S) . Para una determinada capa, sin embargo, el índice de Inyectividad (J) debería seguir aumentando si el estímulo está teniendo efecto, o por el contrario, el índice de Inyectividad (J) debe disminuir si se utiliza un desviador. Por lo tanto, la eficacia de la estimulación o de la desviación puede determinarse a partir de los cambios en el índice de inyectividad (J) de múltiples pasadas del BHA 12 a través de la misma profundidad del yacimiento.

Como un ejemplo comparativo, la Figura 3 incluye una representación gráfica 200 que muestra un modelo de datos 202 (es decir, la interpretación del índice de Inyectividad (J) ) en base a un análisis de las señales de datos recibidas por el procesador 16. Como se muestra, el eje X 205 de la representación gráfica 200 representa el índice de inyectividad (J) y el eje Y 206 de la representación gráfica 200 representa una profundidad de la formación, medida desde un nivel superficial predeterminado. Como un ejemplo no limitativo, el procesador 16 analiza el modelo de datos 202 en base al conjunto de instrucciones 28 para caracterizar la formación que incluye una distribución de flujo del fluido inyectado .

Como un ejemplo no limitativo, el modelo de datos representa una estimulación ácida del yacimiento que contiene dos capas de carbonato permeables 103, 104, como se ilustra en la Figura 2. Para la comparación, el tratamiento de estimulación ácida incluye las mismas etapas de tratamiento que se ilustran en la Figura 2. Mediante la comparación de la representación gráfica 100 y la representación gráfica 200 se puede extrapolar que el índice de Inyectividad (J) de la capa 104 aumenta significativamente después de la pasada 110 (la primera pasada de ácido para la capa 104) y, a continuación, disminuye signif cativamente después de las pasadas 112, 114 (el desviador pasa por la capa 104) , lo que indica la estimulación y la desviación eficaz de la capa 104. Para la capa 103, la pasada 114 (la primera pasada de ácido para la capa 103) indica que el índice de Inyectividad (J) aumenta solo en una pequeña cantidad en comparación con la pasada inicial de inyección de agua 108. Solo después de la pasada 116 (la segunda pasada de ácido por la capa 103) el índice de Inyectividad (J) aumenta drásticamente, lo que indica la estimulación eficaz. En la pasada 118, hay un aumento mínimo en el índice de Inyectividad (J) , lo que indica que la capa 103 ya se ha estimulado de manera eficaz y una mejora adicional es mínima.

El ejemplo anterior ilustra un beneficio de utilizar el índice de Inyectividad interpretado (J) y su cambio a lo largo de múltiples pasadas 108, 110, 112, 114, 116, 118 del BHA 12 para extrapolar la condición de flujo en el fondo de pozo y cualquier cambio del mismo durante la estimulación. Se entiende que la información extrapolada se puede utilizar para tomar decisiones en tiempo real para colocar correctamente el BHA 12 para maximizar la efectividad del tratamiento .

Además del índice de inyectividad (J) que se deriva del análisis de las señales de datos recibidas por el procesador 16, se puede calcular aún más la capa superficial (S) mediante la ecuación de la capa superficial proporcionada anteriormente para cuantificar aún más la eficacia de la estimulación.

El sistema 10 y los métodos descritos en el presente documento proporcionan un medio para caracterizar un yacimiento en diversas operaciones de tratamiento. Utilizando el seguimiento de flujo continuo y sustancialmente en tiempo real, además de otras mediciones (tanto en la superficie como en el fondo del pozo) , el sistema 10 puede extrapolar las propiedades del yacimiento.

La descripción anterior se ha presentado con referencia a realizaciones de la presente divulgación. Las personas expertas en la materia y en la tecnología a la que pertenece la presente invención apreciarán que las alteraciones y cambios en las estructuras y métodos de operación descritos se pueden implementar sin alejarse significativamente del principio, y alcance de la presente invención. En consecuencia, la descripción anterior no debe interpretarse como referente a las estructuras precisas descritas y mostradas en los dibujos adjuntos, sino que debe ser entendida como consistente con y en apoyo a las siguientes reivindicaciones, que son las que van a tener su máximo y más justo alcance.

Claims (20)

REIVINDICACIONES

1. Un método para determinar una distribución de flujo en una formación que tiene un pozo formado en su interior, que comprende las etapas de : situar un conjunto de orificio del fondo en un pozo, incluyendo el conjunto una lumbrera de inyección para dispensar un fluido en el pozo, un primer sensor dispuesto aguas arriba del pozo desde la lumbrera de inyección, y un segundo sensor dispuesto aguas abajo del pozo desde la lumbrera de inyección, en el que cada uno del primer sensor y el segundo sensor genera una señal de retroalimentación que representa una tasa de flujo del fluido en una porción del pozo; determinar una profundidad aproximada de una porción del conjunto de orificio del fondo en el pozo; generar un modelo de datos en base a un conjunto de instrucciones, representando el modelo de datos al menos una característica de flujo del fluido en el pozo, en el que el modelo de datos se deriva de la señal de retroalimentación y de la profundidad aproximada de la lumbrera de inyección; y analizar el modelo de datos para extrapolar una característica de la formación.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende además proporcionar un sensor de presión para medir una presión en el pozo, en el que el modelo de datos se deriva además de la presión del pozo medida.

3. El método según la reivindicación 2, en el que el sensor de presión está integrado con el conjunto de orificio del fondo.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende además la determinación de una presión del yacimiento, en el que el modelo de datos se deriva de la presión del yacimiento determinada.

5. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en el que el primer sensor y el segundo sensor están separados entre sí por una distancia predeterminada y el modelo de datos se deriva de la distancia predeterminada.

6. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en el que el conjunto de instrucciones incluye una fórmula para la determinación de un flujo radial en un yacimiento.

7. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en el que el conjunto de instrucciones incluye una fórmula para la determinación de un índice de Inyectividad.

8. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en el que la característica de la formación que se extrapola es al menos una de un perfil de flujo, una permeabilidad, una longitud de la zona permeable, una viscosidad del fluido, y un daño de la capa superficial.

9. Un método para determinar características de una formación que tiene un pozo formado en su interior, que comprende las etapas de : implementar una tubería enrollada en el pozo, teniendo la tubería enrollada una lumbrera de inyección dispuesta en su interior; situar un primer sensor aguas arriba del pozo desde la lumbrera de inyección de la tubería enrollada; situar un segundo sensor aguas abajo del pozo desde la lumbrera de inyección de la tubería enrollada; determinar una profundidad aproximada de al menos uno del primer sensor y del segundo sensor en el pozo; inyectar un fluido en el pozo a través de la lumbrera de inyección de la tubería enrollada; determinar una tasa de inyección del fluido en el pozo, en el que cada uno del primer sensor y el segundo sensor genera una señal de retroalimentacion que representa una tasa de flujo del fluido en un intervalo del pozo; generar un modelo de datos en base a un conjunto de instrucciones, representando el modelo de datos las características de flujo del fluido en el pozo, en el que el modelo de datos se deriva de las señales de retroalimentacion, de la profundidad aproximada del al menos uno del primer sensor y del segundo sensor, y de la tasa de inyección del fluido en el pozo; y analizar el modelo de datos para extrapolar una característica de la formación.

10. El método de acuerdo con la reivindicación 9, que comprende además proporcionar un sensor de presión para medir una presión en el pozo, en el que el modelo de datos se deriva además de la presión del pozo medida.

11. El método de acuerdo con la reivindicación 10, en el que el sensor de presión está integrado con la tubería enrollada.

12. El método de acuerdo con la reivindicación 9, que comprende además la determinación de una presión del yacimiento, en el que el modelo de datos se deriva demás de la presión del yacimiento determinada.

13. El método de acuerdo con la reivindicación 9, en el que el primer sensor y el segundo sensor están separados entre sí por una distancia predeterminada y el modelo de datos se deriva de la distancia predeterminada.

14. El método de acuerdo con la reivindicación 9, en el que el conjunto de instrucciones incluye al menos una de una fórmula para determinar un flujo radial en un yacimiento y una fórmula para determinar un índice de Inyectividad.

15. El método de acuerdo con la reivindicación 9, en el que la característica de la formación que se extrapola es al menos una de un perfil de flujo, una permeabilidad, una longitud de la zona permeable, una viscosidad del fluido, y un daño de la capa superficial.

16. Un método para determinar características de una formación que tiene un pozo formado en su interior, que comprende las etapas de : situar un conjunto de orificio del fondo en un pozo, incluyendo el conjunto una lumbrera de inyección para dispensar un fluido en el pozo, un primer sensor de flujo dispuesto aguas arriba del pozo desde la lumbrera de inyección, un segundo sensor de flujo dispuesto aguas abajo del pozo desde la lumbrera de inyección, y un sensor de presión, en el que cada uno del primer sensor de flujo y el segundo sensor de flujo genera una señal de flujo que representa una tasa de flujo del fluido en una porción del pozo y el sensor de presión genera una señal de presión que representa una presión en un espacio anular entre el conjunto de orificio del fondo y el pozo; determinar una profundidad aproximada de una porción del conjunto de orificio del fondo en el pozo; determinar una presión del yacimiento; generar un modelo de datos en base a un conjunto de instrucciones, representando el modelo de datos al menos una característica de flujo del fluido en el pozo, en el que el modelo de datos se deriva de las señales de flujo, de la señal de presión, de la profundidad aproximada de la lumbrera de inyección, y de la presión del yacimiento; y analizar el modelo de datos para extrapolar una característica de la formación.

17. El método de acuerdo con la reivindicación 16, en el que el primer sensor y el segundo sensor están separados entre sí por una distancia predeterminada y el modelo de datos se deriva de la distancia predeterminada.

18. El método según la reivindicación 16, que comprende además la determinación de una tasa de inyección del fluido en el pozo, en el que el modelo de datos se deriva de la tasa de inyección.

19. El método de acuerdo con la reivindicación 16, en el que el conjunto de instrucciones incluye al menos una de una fórmula para determinar un flujo radial en un yacimiento y una fórmula para determinar un índice de Inyectividad.

20. El método de acuerdo con la reivindicación 16, en el que la característica de la formación que se extrapola es al menos una de un perfil de flujo, una permeabilidad, una longitud de la zona permeable, una viscosidad del fluido, y un daño de la capa superficial.