En la industria del petróleo , una prueba de pozo es la ejecución de un conjunto de actividades planificadas de adquisición de datos . Los datos adquiridos se analizan para ampliar el conocimiento y aumentar la comprensión de las propiedades de los hidrocarburos en los mismos y las características del yacimiento subterráneo donde se encuentran atrapados los hidrocarburos .
La prueba también proporcionará información sobre el estado del pozo en particular utilizado para recopilar datos. El objetivo general es identificar la capacidad del reservorio para producir hidrocarburos, como petróleo , gas natural y condensado .
Los datos recopilados durante el período de prueba incluyen el caudal volumétrico y la presión observada en el pozo seleccionado. Los resultados de una prueba de pozo, por ejemplo, datos de tasa de flujo y datos de relación de gasóleo , pueden respaldar el proceso de asignación de pozos para una fase de producción en curso, mientras que otros datos sobre las capacidades del yacimiento respaldarán la gestión del yacimiento.
Alcance y definiciones
Hay muchos tipos de pruebas de pozos y varias formas de categorizar los tipos de pruebas por sus objetivos, sin embargo, hay dos categorías principales solo por objetivos, estas son las pruebas de productividad y las pruebas descriptivas. [1] Según el Manual de la Comisión de Oklahoma sobre la producción marginal de pozos de petróleo y gas de The Lease Pumper , hay cuatro tipos básicos de pruebas de pozos: pruebas de potencial, pruebas diarias, pruebas de productividad y pruebas de relación de gasóleo, [2] las últimas tres en la categoría de prueba de productividad más amplia.
Los objetivos de las pruebas cambiarán a lo largo de las diferentes fases de un yacimiento o campo petrolero, desde la fase de exploración de pozos silvestres y de evaluación, pasando por la fase de desarrollo del campo y finalmente a través de la fase de producción, que también puede tener variaciones desde el período inicial de producción hasta el mejorado. recuperación al final del ciclo de vida del campo. [1]
Fase de exploración
Los profesionales que trabajan con modelos de yacimientos pueden obtener información sobre la permeabilidad de la roca a partir de muestras de núcleos . Otras fuentes de información del modelo son los datos de registros de pozos y los datos sísmicos , pero dichos datos son solo complementarios y, por ejemplo, los datos sísmicos son insuficientes para interpretar si se ha sellado una trampa estructural . La información de las pruebas de pozo complementará la cantidad de información con datos de caudal, datos de presión y otros, que se necesitan para construir un modelo de yacimiento rico. El principal objetivo en la fase de exploración es evaluar el tamaño de un reservorio y afirmar con cierta certeza si tiene las propiedades para la explotación comercial y contribuirá a contabilizar las reservas disponibles. [1]
Las pruebas de pozos que se realizan antes de la terminación de pozos permanentes se denominan pruebas de vástago de perforación o pruebas de formación, según la tecnología utilizada.
Fase de desarrollo de campo
El modelo de yacimiento se desarrolla aún más para respaldar la planificación del desarrollo del campo y para asesorar sobre la ubicación óptima para perforar pozos de producción adicionales. En los nuevos pozos se diseñan y realizan pruebas descriptivas de pozos.
Fase de producción de campo
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Prueba de flujo
Esta prueba también se ha denominado prueba diaria [2] y puede tener otros nombres. A menudo, y especialmente en los campos costa afuera, varios pozos producen hacia un separador común , y los flujos de varios separadores o instalaciones pueden dirigirse a un flujo combinado en una tubería que transporta petróleo o gas para la venta (exportación).
Se mide el caudal total de todos los pozos en total, pero se desconocen las contribuciones de los pozos individuales. Es importante conocer las contribuciones individuales para contabilizar el balance de hidrocarburos y para el monitoreo de pozos y la gestión de yacimientos.
Para obtener tasas de flujo de pozos individuales, es común utilizar un separador de prueba más pequeño. Este es un sistema de procesamiento aislado y reducido en paralelo con los flujos normales. Con regularidad, por ejemplo, una vez al mes por pozo, el flujo de uno y solo uno de los pozos seleccionados se lleva al separador de prueba para determinar la tasa de flujo del pozo para el pozo seleccionado. [3] El separador divide el flujo del pozo en los flujos de productos individuales que normalmente son petróleo, gas y agua, pero pueden incluir condensado de gas natural . También se puede eliminar la contaminación y recolectar muestras de fluidos. Esto ayuda a asignar contribuciones de caudal individuales, pero el método tiene incertidumbres. El caudal, el corte de agua, el GOR y otros parámetros del sistema de prueba pueden desviarse de los separadores de producción. [4] Por lo general, esto se tiene en cuenta mediante la asignación de productos a los pozos individuales en función del total del campo y utilizando datos de las pruebas de pozos individuales.
Otro método [5] para obtener tasas de flujo de pozos individuales toma el enfoque del observador de estado , donde los estados a estimarse como las tasas de flujo desconocidas de pozos individuales. Este enfoque permite la incorporación de otros modos de medición, tales como cortes de giro (lecturas manuales de corte de agua) y tasas inferidas basadas en tarjetas de dinamómetro . La conciliación de estas mediciones con las pruebas de flujo, junto con un mecanismo sistemático para tener en cuenta el ruido de la medición, conduce a una mejor precisión de la estimación de la tasa por pozo.
Los medidores de flujo multifásicos han reducido hasta cierto punto la necesidad de pruebas de flujo y separadores de prueba. [6] Los medidores de flujo multifásico no son adecuados para todas las aplicaciones en las que se requieren limpiezas posteriores al reacondicionamiento. En ausencia de medidores de flujo multifásicos precisos, robustos y de bajo costo, los grandes campos petroleros con miles de pozos continúan dependiendo de las pruebas de pozos como la principal fuente de información para la vigilancia de la producción.
Referencias
- Aghar, Hani; M. Caire; H. Elshahawi; JR Gomez; J. Saeedi; C. Young; B. Pinguet; K. Swainson; E. Takla; B. Theuveny (primavera de 2007). "El alcance en expansión de las pruebas de pozos" . Oilfield Review (una revista de Schlumberger) . 19 (1): 44–59 . Consultado el 23 de mayo de 2013 .
- ↑ a b c Aghar, H et al (2007)
- ^ a b Langston, Leslie Vernon (2003). El manual del pumper de arrendamiento (PDF) . Norman, Oklahoma: Comisión de Oklahoma sobre pozos de petróleo y gas de producción marginal.
- ^ I. Atkinson, B. Theuveny y col. (Primavera de 2005). "Un nuevo horizonte en la medición de flujo multifásico" (PDF) . Oilfield Review (una revista de Schlumberger) . 16 (4): 52–63 . Consultado el 23 de mayo de 2013 .Mantenimiento de CS1: utiliza el parámetro de autores ( enlace )
- ^ Ron Cramer, Dave Schotanus, Kolin Ibrahim y Nick Colbeck (21 de diciembre de 2009). "Las estimaciones continuas de flujo de pozos mejoran la asignación de producción" . Consultado el 23 de mayo de 2013 .Mantenimiento de CS1: utiliza el parámetro de autores ( enlace )
- ^ Ashutosh Tewari, Stijn De Waele, Niranjan Subrahmanya (mayo de 2018). "Vigilancia mejorada de la producción mediante modelos dinámicos probabilísticos" . Revista Internacional de Pronóstico y Gestión de la Salud . 9 (1): 1–12.Mantenimiento de CS1: utiliza el parámetro de autores ( enlace )
- ^ Thorn, R .; GA Johansen; BT Hjertaker (1 de enero de 2013). "Medición de caudal trifásico en la industria del petróleo". Ciencia y Tecnología de la Medición . 24 (1): 012003. Código Bibliográfico : 2013MeScT..24a2003T . doi : 10.1088 / 0957-0233 / 24/1/012003 . ISSN 0957-0233 .