Propiedades del flui do reservorio medida de fondo de pozo

Propiedades del flui do reservorio medida de fondo de pozo
Con los años, las compañías petroleras han empezado a reconocer que un número alarmante de problemas de yacimientos y la gestión de la producción podría remontarse a una sola raíz de causa inadecuada comprensión de las propiedades del fluido del yacimiento.

Después de realizar un análisis detallado y cálculos, los científicos y los ingenieros fueron capaces de cuantificar el efecto económico acumulativo de estas deficiencias en el conocimiento del yacimiento.

Esto proporciona el estímulo para buscar una solución, pero el proceso era difícil.

Aunque pueda parecer obvio, un requisito previo para el análisis de los fluidos del yacimiento precisa es la capacidad de adquirir una muestra representativa de los fluidos de fondo de pozo.

A finales de 1980, una pieza del rompecabezas prometedora se desarrolló-un módulo de bomba que podría incorporarse en la formación de dinámica de herramientas modulares de prueba.

Hasta este momento, las muestras de fluidos altamente contaminados habían sido la norma porque las herramientas de formación-pruebas anteriores eran un sistema cerrado, en el que invadió el filtrado de lodo se produjo en una cámara de muestras segregada antes de una cantidad desconocida de fluido de formación podría ser muestreada.

El módulo de la bomba activada a cabo el ingeniero de campo para bombear fluidos no deseados de la formación a través de la muestra-sonda directamente en el pozo, lo que garantiza la muestra adquisición se llevó a cabo después de que el fluido producido había sido limpiado a niveles más bajos de contaminación.

Sin embargo, un gran avance se produjo en 2006 con la introducción de una herramienta sonda de centrado que proporciona constantemente una muestra de fluido de formación prácticamente libre de contaminación por los invadidos filtrado de lodo de perforación.

Mediante el uso de dos bombas para retirar tanto el fluido del yacimiento y el filtrado de lodo que rodea de forma simultánea en las líneas de flujo separados, el filtrado de lodo podría desviarse hacia el pozo, mientras que la corriente relativamente pura de fluido de formación se podría obtener para la medición y recogida por el ingeniero de campo en tiempo real.

Variedad de mediciones in situ Habilitado

Una vez que se hizo posible adquirir una muestra pura, representante del fluido de formación en un tiempo razonable en condiciones de fondo de pozo, una variedad de mediciones en tiempo real se convierten en viable.

instrumentación avanzada fue empaquetado por Schlumberger en su herramienta modular pruebas de formación de dinámica para llevar a cabo nueve mediciones de campo seleccionable separados, caracterizar y describir produce el líquido para permitir el análisis de fondo de pozo en tiempo real.

El paquete de tecnología, llamada el sistema Analizador de Fluidos En Situ, puede medir

• la composición del fluido de hidrocarburos (C1, C2, C3-5, C6 +)
• El líquido de la relación gas / aceite del depósito (GOR)
• Depósito de líquido de CO2
• densidad del fluido del depósito
• la viscosidad del fluido del depósito
• Depósito de líquido de pH
• Color del fluido del yacimiento
• Depósito de líquido de la fluorescencia
• resistencia del fluido del depósito

la presión y la temperatura de la línea de flujo se miden además, que es necesaria para posicionar las propiedades de los fluidos anteriores en el punto correcto en la presión-volumen-temperatura (PVT) espacio.

La realización de mediciones cuantitativas en el fluido del yacimiento de fondo de pozo, el sistema puede proporcionar datos de calidad de laboratorio en tiempo real.

El énfasis está en la metrología de un alto grado de precisión y resolución, lo que trae un rigor a la interpretación de las propiedades del fluido de fondo de pozo y proporciona datos fiables para una amplia gama de disciplinas de ingeniería.

Esto permite que los flujos de trabajo contemporáneas de caracterización de yacimientos para avanzar, lo que permite la variación de las propiedades del fluido del yacimiento a ser mapeado a través de la columna, o el depósito incluso todo el campo con una técnica en tiempo real para perfilar el sistema de fluido.

Esto amplía el enfoque tradicional de toma de muestras una profundidad por la producción de unidad para el análisis de la conectividad de fluido a través de varias zonas, sin estar limitado por el número de botellas de muestreo.

El sistema de análisis de fluidos in situ incluye una rejilla de 16 canales espectrómetro para la composición de hidrocarburos, con una precisión comparable a los instrumentos utilizados en los laboratorios de todo el mundo PVT; un espectrómetro de filtro-array 20 canales para CO2, pH, y el color; un detector de fluorescencia y gas para detectar si el hidrocarburo cae por debajo de la presión de saturación; y dispositivos para medir la densidad de la formación de fluido / viscosidad, resistividad del agua, y la presión del fluido y la temperatura.

El principio de la espectroscopia de absorción óptica se emplea por ambos espectrómetros de rejilla y filtro de matriz para aumentar la precisión del análisis de la composición, dando lugar a datos de fluidos cuantificables. calibración en tiempo real de la doble espectrómetros se lleva a cabo el fondo del pozo para asegurar la precisión de medición continua en condiciones transitorias.

La precisión ha sido verificada por comparación de los resultados medidos con una base de datos extensa de fluido de laboratorio.

beneficios generales incluyen un rango composicional mejorada, en la separación mella Depende etano (C2) para derivar la relación C1 / C2 y Crosswell o multi fluido de perforación de pozos para el análisis de estudios de yacimientos.

El aumento de CO2 y pH precisión facilita la corrosión y al análisis de la escala de riesgo, así como la toma de huellas dactilares de agua entre acuíferos, agua congénita, filtrado de lodo a base de agua, o agua de inyección. En el sistema de adquisición de terreno, exactitud la línea de flujo control de la contaminación también se ha avanzado.

Estas mediciones abren una nueva ventana para la descripción de las zonas de capas delgadas, la paga baja resistividad, la caracterización de zonas de transición en carbonatos, una mayor precisión en el cálculo de las reservas, el modelado de fluidos ecuación del estado, identificación de compartimentación, y la cuantificación de la clasificación composicional dentro columna del depósito.

Los datos de campo se presentan en un formato que simplifica la interpretación y generación de informes, facilitado por el control de calidad en tiempo real y software de interpretación.

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