operaciones de control en inyecciÓn de agua
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OPERACIONES DE CONTROL EN INYECCIÓN DE AGUA: MÉTODO DE HALL
Resumen
El Método de Hall es una herramienta simple que se usa para evaluar el desempeño de
pozos de inyección de agua. Se basa en la suposición de estado estacionario flujo radial.
Además de las presiones de inyección histórica y las tasas, Este método requiere
información acerca de la presión del yacimiento, Pe. Además, se supone que el radio
equivalente, Re, del principal reservorio de influencia en donde es constante durante el
período de observación. Ni Pe o Re, están disponibles en la medición directa.
En el análisis de Hall se analiza en un grafico, la pendiente. La modificación se basa en
el análisis de las variaciones de la pendiente de la presión de inyección acumulada
frente al volumen de inyección acumulada. En particular, el análisis de la pendiente
produce una estimación de la presión del reservorio Pe que significa, que requiere sólo
la presión de inyección y las tasas. Tales datos recolectadados de forma periódica en la
inyección de agua. Hay que tomar en cuenta que el método de análisis de la pendiente
no requiere de interrupciones regulares.
El método de análisis de la pendiente propuesta se ha verificado con la presión generada
numéricamente y los datos de las tasas, realizadas en el campo. En ambos casos resultó
ser exacta, eficiente y simple. La estimación obtenida de la presión del reservorio puede
ser utiliza para corregir el análisis gráfico de Hall o el mapa de presión de reservorio
promedio sobre varios patrones o en la inyección de agua. Estos mapas se pueden
utilizar para desarrollar una eficiente inyección de agua, lo que ayudará a detener la
disminución y mejorar la recuperación de petróleo.
Introducción
El seguimiento y control del rendimiento de cada pozo individual es un componente
importante de las operaciones de recuperación de petróleo. Los avances en la tecnología
de la información en la última década ha permitido reunir y almacenar grandes
volúmenes de producción de alta calidad y datos de inyección. Estos datos, debidamente
interpretados, proporcionan nuevos conocimientos en la dinámica del reservorio a través
de múltiples escalas temporales y espaciales. Por lo tanto, el tratamiento eficaz y la
interpretación de las mediciones de campo de alta frecuencia es una tarea de
fundamental importancia del moderno manejo de proyectos de petróleo y de
recuperación de gas.
Este artículo trata sobre los problemas relacionados con el seguimiento y el control de
las operaciones de inyección de agua. La necesidad de recoger y el procesamiento de
numerosas mediciones se entendían hace décadas. Recientemente, Chevron Texaco, con
la participación del Laboratorio Lawrence Berkeley National y la Universidad de
California, Berkeley, desarrolló un concepto de Vigilancia extensa del pozo y del
control de inyección de agua. Este concepto se está aplicando en el pozo de petróleo de
Lost Hills. El trabajo presentado aquí es una parte de este esfuerzo.
El rendimiento de Inyección de agua en un campo petrolero se resume en la calidad de
cada pozo. El objetivo global del proyecto se deriva de un análisis a nivel de campo, tal
como inspección de las imágenes de satélite para la subsidencia de superficie y
elevación, y el cálculo de la inyección de fluido retirada. Pero el reservorio del
subsuelo sólo se puede acceder y controlar a través de pozos. Por lo tanto, es
sumamente importante disponer de métodos eficaces para la evaluación adecuada y
monitoreo del desempeño del pozo, y para la evaluación periódica de las condiciones
del yacimiento cerca del pozo. Las pruebas tradicionales y transitorias se han utilizado
para evaluar el promedio de la transmisibilidad de formación cerca del pozo. Tal
pruebas interrumpen las operaciones normales de campo. Su interpretación es
basada en el análisis de los efectos transitorios que tienen lugar en escalas de tiempo,
que son cortos en relación con las de inyección de fluido y de producción. Por un lado, a
menos que haya un conducto de circulación de fluido que se inyecta alrededor de un
inyector y el productor, los resultados de la inyección cambian las condiciones del
yacimiento. Por otra parte, estos cambios pueden ser casi imperceptibles en un intervalo
de medición del tiempo normal. Por lo tanto, los procesos normales de depósito pueden
ser llamado pseudo estacionario. En las operaciones de la vida real, a corto plazo las
fluctuaciones de las presiones de inyección y las tasas en el pozo son inevitables.
La separación de estos efectos transitorios a corto plazo y largo plazo y los procesos de
pseudo estado de equilibrio es una de las tareas más importantes de supervisión del
rendimiento y diagnóstico, para los yacimientos de petróleo basadas en la información
del futuro. El método de Hall, es una alternativa para pozos para una prueba de
aproximación. Técnicamente, es muy sencillo: basta con trazar la integral en el tiempo
de la presión de inyección en comparación con la inyección acumulada. La integración
filtra automáticamente y las fluctuaciones a corto plazo. La pendiente de la trama de
Hall se interpreta como un indicador del pozo promedio de la inyectabilidad. Como
entradas, el método de Hall requiere de las tasas de inyección periódica y la inyección
en presiones, que son parte de las operaciones de inyección de agua de rutina. En
condiciones normales, la pendiente es una línea recta y las declinaciones de la
pendiente indican los cambios de las condiciones de inyección. Este método ha sido
utilizado ampliamente para evaluar la producción de un tratamiento del pozo mediante
la comparación de las pendientes antes y después del tratamiento.
Sin embargo, la sencillez del método de Hall puede ser dudoso. Rigurosamente
hablando, una correcta interpretación requiere información acerca de la presión del
yacimiento a una distancia igual al radio de influencia media del pozo. Si el método de
Hall se aplica sin conocimiento a priori de la presión efectiva del reservorio, entonces
la conclusión de que un pliegue en el grafico es una indicación de los cambios en el
pozo inyectado pueden estar equivocados. La estimación del reservorio y
transmisibilidad del grafico de Hall es imposible, a menos que el radio de influencia sea
conocida y no cambia durante las observaciones. Ni la presión del yacimiento en los
flancos de influencia ni el tamaño de influencia es disponible a partir de mediciones. No
hay evidencia de que el radio de influencia no cambia después del tratamiento del pozo
o con cambio de velocidad de inyección. Por el contrario, es razonable suponer que la
variable a condiciones de operación afecta a ese radio. Por lo tanto, este artículo se
revisa el método de la gráfica Hall e inspecciona su base teórica. Aplicando el análisis
de Hall de forma natural se extiende a modo de flujo no radial, pero el
supuesto flujo pseudo-estado estacionario no puede estar tranquilo. En realidad, el flujo
en estado estacionario es inevitablemente perturbado por un tiempo pequeño a (Alta
frecuencia) las fluctuaciones de las presiones y las tasas. Esto resulta que el análisis de
las fluctuaciones del grafico de la pendiente de Hall, que llamamos “análisis de la
pendiente”, revela importante información sobre la presión efectiva del reservorio cerca
del pozo y la inyectividad del pozo. En el método de Hall, el análisis de la pendiente es
muy simple. Ingresamos solo lo que se requiere, tasa de inyección y datos de la presión
de inyección. La información sobre el presión del reservorio no es necesario, sino que se
deriva más bien como un parte del análisis.
El denso y espaciado pozo en el campo Lost Hills hace posible la creación de mapas de
esta eficaz presión del yacimiento en diferentes intervalos de tiempo y de controlar la
dinámica del yacimiento en escalas. La comparación de estos mapas con imágenes vía
satélite, el hundimiento proporciona pistas valiosas como la manera de hacer más
eficiente inyección de agua y evitar fallos.
Este documento se organiza de la siguiente manera. En primer lugar, se revisan las
bases teóricas del método grafico de Hall. Esta parte es incluida para hacer la
presentación de modo similar. En segundo lugar, demostrar que el método de Hall
puede llevar a conclusiones erróneas si la presión del yacimiento, la relación entre la
influencia radio y el radio efectivo del pozo son desconocidos. Si se quiere analizar
mediante los datos simulados por un modelo directo de inyección de agua. Usamos el
método, de desarrollado para análisis de pruebas de pozos. En tercer lugar, se propone
un nuevo método de diagnóstico llamada “análisis de la pendiente”. Se ilustra este
método utilizando datos simulados. En la parte final, comprobamos nuestro análisis
con los datos reales de la inyección del campo Lost Hills.
GRAFICO DE HALL: ANTECEDENTES TEÓRICOS
El grafico de Hall es una herramienta para analizar el flujo en estado estacionario en un
pozo de inyección. Originalmente, se basó en el modelo de flujo radial. Según este
modelo,
Donde Pw y Pe son la presión de fondo del pozo y la presión del reservorio
respectivamente, Q es el caudal, μ es la viscosidad del fluido inyectado, k es la
permeabilidad de la formación y H es el espesor del yacimiento. Omitimos la
compresibilidad del líquido del reservorio, por lo que el factor de formación es igual a
uno. Si es necesario, puede ser fácilmente incorporado en la ecuación. (1) como un
factor adicional frente a Q. Además, adoptamos que la tasa de inyección de flujo es
positiva. Para tener en cuenta el daño de formación en las cercanías del pozo, o el efecto
skin, asumimos algún radio efectivo del pozo rw. El pozo zona de influencia es la zona
cercana al pozo donde la presión del fluido cambia sensiblemente debido a la inyección.
En el modelo de flujo radial de esta zona de influencia es circular. La relación de
re/rw es entre el radio del pozo y el radio de influencia, es decir, la distancia desde el
pozo hacia la parte del reservorio donde la presión se puede considerar como no alterada
por la inyección o se mantienen constantes para otros factores. De hecho, la ecuación
(1) también se aplica, si el flujo no es solamente radial, en tal caso, la presión tiene que
ser un promedio. La ecuación (1) se basa en varios supuestos. El fluido es homogéneo e
incompresible. El reservorio es vertical, confinados y uniformes, tanto en lo que
respecta a la permeabilidad y el espesor. El reservorio es horizontal y la gravedad no
afecta el flujo. En consecuencia, el flujo es radial. Durante todo el tiempo de las
observaciones, la presión a la distancia igual para re es constante, y esta distancia del
pozo es constante. En la práctica, no todos, estos son estrictamente buenos. El intervalo
de inyección por lo general cubre varias zonas de diferente permeabilidad. La estructura
geométrica del flujo puede ser distorsionada por la heterogeneidad de la formación,
la interferencia entre los pozos, fracturas, etc. Sin embargo, la ecuación. (1) es de gran
importancia, y en muchos casos se describe adecuadamente la inyección de fluido
suponiendo algunos parámetros de formación con medidas efectivas. El coeficiente
O su inverso, es a menudo utilizado para caracterizar el desempeño del pozo. Si las
tasas y las presiones son casi constantes a lo largo del período de tiempo, de la
observación entonces
b se determina mediante el recíproco del pozo de inyección. Aplicando la última
ecuación puede ser limitada por las inevitables fluctuaciones de la presión y las tasas y
la falta de información sobre la presión Pe media. La ecuación (1) se puede integrar en
el tiempo:
Tenga en cuenta que el límite superior de integración es variable. Como t crece, la
integración de los filtros de las fluctuaciones a corto plazo proporciona un
procedimiento más sólido para evaluar el pozo perforado, parámetro b.
El análisis del gráfico de Hall es correcto trazar de la parte izquierda de Eq. (4) vs el
lado derecho, graficando Π (t) - Pet con respecto al volumen acumulado de inyección
V(t). Es evidente que, la constante de presión del reservorio, y constante coeficiente b,
el grafico es una línea recta cuya pendiente es igual a b. Si el propósito del análisis es
comparar la transmisibilidad de la formación antes y después del tratamiento del pozo,
entonces el cambio de la pendiente, o el coeficiente b, debe ser evaluada.
Sin embargo, la aplicación de la ecuación. (4) requiere el conocimiento de
Pe y una evidencia de la constancia de b durante el tiempo de observación. El siguiente
ejemplo ilustra la importancia de esta información. Imagina un pozo en la inyección
pseudo-estática durante un período de 6 días. Tanto la presión del yacimiento y
parámetro b es constante durante este período de tiempo. Supongamos que el agua se
inyecta a una tasa de 150 barriles / día y la presión de inyección del pozo es de 1500 psi
durante los primeros 4 días. Los dos últimos días, la tasa se incrementa a 300 barriles /
día, aumentando inyección a presión de 1700 psi. Si la presión del reservorio es
constante e igual Pe= 1400 psi, de inmediato obtenemos que el grafico de Hall es una
línea recta y b = 0,5 psi-day/bbl. Sin embargo, si trazamos Π (t) – Pet vs volumen de
inyección acumulada V (t) con una estimación de la presión del yacimiento incorrecta,
entonces, el grafico tiene una ruptura en la pendiente, (figura. 1). Por lo tanto, es el
único caso cuando el grafico de Hall es una línea recta con una rata de inyección
variable es cuando la presión del reservorio Pe se conoce y su exacta valor se utiliza en
la ecuación. (4). Si la presión Pe se desconoce, aunque en condiciones constantes de la
inyección puede resultar en el grafico de Hall con una ruptura de la pendiente. La
magnitud del cambio de pendiente es un función de la diferencia entre la presión exacta
del reservorio y la presión utilizada en la ecuación. (4).
El documento original de Hall proporciona un ejemplo de y análisis de datos de pozos
antes y después de un tratamiento suponiendo tres valores diferentes de Pe. Los mismos
datos de rendimiento tres cambios diferentes de la pendiente después del tratamiento del
pozo. La rata de inyección después de que el tratamiento ha cambiado. Por lo tanto,
hasta qué el punto de cambio de la pendiente se debe a cambios de las propiedades de la
formación después del tratamiento y en qué medida se debe a la falta de información
sobre la presión del reservorio, no puede determinarse solo del análisis del grafico.
El grafico en la figura. 1 sugiere que si las propiedades de la formación no cambia y la
presión del reservorio también se mantiene el mismo, entonces el grafico de Π (t)-p en
función de V (t) es una línea recta sólo si P = Pe. Por lo tanto, la presión de formación
Pe puede ser estimada para seleccionar el valor de P, tal que la pendiente del grafico es
constante. Debajo, una presión del yacimiento más coherente y conciso de estimación se
discute. Algunos autores proponen un procedimiento simplificado, donde la diferencia
Pw-Pe se sustituye por la presión en boca de pozo. El ejemplo anterior demuestra que la
incertidumbre de tales análisis no es despreciable.
Fig.1 Grafico de Hall en propiedades de la formación constante, pero con diferentes
presiones del yacimiento. La única línea recta con la pendiente b = 0,5 psi-day/bbl en
este grafico se corresponde con el reservorio correcto presión de 1,400 psi.
GRAFICO DE HALL: LOS PARÁMETROS CLAVES
Para investigar el impacto de la presión del reservorio y el radio de influencia en el
análisis del gráfico de Hall, sintéticas "datos del reservorio" se generaron. Se envía
simulaciones donde se realizaron con un modelo utilizado en el análisis de la prueba de
pozo. Este modelo se basa en la clásica presión La ecuación de difusión para dar cuenta
del impacto de la componente del estado estacionario de flujo impulsado por la cercanía
del pozo del reservorio a la presión de distribución. Este modelo fue seleccionado como
el instrumento para favorecer las simulaciones, porque utiliza las asunciones, que son
compatibles con las operaciones de inyección regular, donde las fluctuaciones
transitorias se superponen a largo del tiempo en el flujo estado estacionario. En este
modelo, los parámetros del yacimiento están representados como cantidades efectivas
promedio, exactamente como en el método de Hall. El modelo ha sido ampliamente
comprobado contra el campo real de datos. El análisis de prueba de pozo produce una
inyección de buena calidad y presión de ajuste de la curva, que es estable con respecto a
la selección del intervalo de tiempo. El análisis de datos de las operaciones regulares
también produce consistentes estimaciones estables. Por lo tanto, el siguiente
procedimiento se utiliza en esta sección. En primer lugar, los escenarios de varias
operaciones, a un paso del cambio de la rata de inyección, son usados mediante el
modelo de simulación. En segundo lugar, el resultado se representa mediante el método
gráfico de Hall, y las firmas de la influencia de diferentes parámetros son obtenidas. El
Análisis de los datos Resulta que el de campo presentado en la última sección es
fuertemente confirmado los resultados de la simulación.
La ecuación principal utilizada en el modelo es:
DONDE
La ecuación (6) asume flujo radial en una reserva infinita. La presión del pozo al
comienzo del período de observación del intervalo es denota por Pow = p (to ), φ y c
son la porosidad de formación y el aumento de la compresibilidad. El factor de daño S
es igual a ln(rw / rwb), donde rwb es el radio real del pozo. Parámetro Q-1 es la tasa de
inyección efectiva correspondiente a la formación cerca del pozo en estado estacionario
de distribución de presión resultante a las operaciones antes de t = to. La presión del
pozo en t = to, Pow, se calcula utilizando la solución durante un considerable período de
tiempo, y suponiendo inalteradas presión del reservorio como condición inicial. Tenga
en cuenta que Pow, no es igual a la presión del yacimiento debido a la inyección
realizada antes de t = t0.
En las simulaciones, hemos asumido la presión del reservorio igual a Pe = 950 psi y la
tasa de inyección de fondo pseudo-estacionario de Q-igual a 150 barriles / día.
Utilizamos A = 1. psi-day/bbl, B = 0.001 días. Estos valores de los parámetros A y B no
describen ninguna formación específica, pero tiene órdenes realistas de magnitud.
Si la tasa cambia en pasos, figura. 4, la presión de inyección respectiva no es trazada
como una función constante del tiempo figura. 5. Sin embargo, el grafico de Hall,
figura. 6, es trazada casi lineal. Se tiene:
Cuya integral acumulado se aproxima a una función lineal. La "linealidad" de una
función de una variable puede ser "medidos" por la magnitud de su segunda derivada. Si
esta derivada es cercana a cero, entonces la función es casi lineal. Para el exponencial
integral (8), Se tiene
La multiplicación de ambos lados de la última ecuación por B se hace adimensional
El lado derecho de la ecuación. (10) se encuentra entre cero y B/N (t-to). La última
expresión se descompone como incremento de t-to. El parámetro B suele ser pequeño, y
la cercanía de la integral acumulativa de la integral exponencial (8) no es una función
constante.
Fig. 2 y la Fig. 3 Se muestran un ejemplo ilustrando los cálculos sobre la integral
exponencial. Aunque la integral exponencial (8) no es una función constante, fig. 2, el
grafico de la integral acumulada frente al tiempo es casi lineal debido al decremento de
la segunda derivada (10) con aumento de t.
Fig. 2. Ejemplo: Grafico de la integral exponencial (8) con B = 0,001 [días]
Fig. 3. Integral acumulada de la integral exponencial (8). Aunque la función no es
constante, la figura. 2, la integra acumulada es casi una función lineal
Fig. 6 muestra el diagrama de Hall de los datos generados. La pendiente es
prácticamente una línea recta (línea roja) sólo si Pe en la ecuación. (4) es exactamente
igual al valor de la presión del reservorio utilizado en las simulaciones. Si, en lugar del
valor exacto, una incorrecta presión del reservorio que se utiliza en la ecuación. (4), la
pendiente es una línea quebrada (líneas de color negro y azul). Las esquinas en las
líneas corresponden a los momentos en que las tasas de inyección se cambian por una
medida de incremento. Esta cuadro se encuentra en plena analogía con la ilustración
presentado en la figura. 1,
Fig. 4 Medida de incremento de la tasa de inyección
Fig. 5. Acumulación de presión que corresponde a la
las tasas en la figura. 4.
EL GRAFICO DE LA PENDIENTE: UNA NUEVA HERRAMIENTA DE
DIAGNÓSTICO DEL POZO
La inspección visual del grafico de Hall puede ser engañosas. Los filtros de la
integración de las fluctuaciones de presión y las tasas, que son normalmente no
demasiado grandes en comparación con los respectivos valores medidos. En esta
sección, se demuestra que estos son visualmente casi imperceptible las variaciones de la
pendiente del grafico de Hall se puede analizados para extraer información muy
importante acerca de la presión del yacimiento eficaz y pozo inyectado.
Como hemos demostrado, el correcto grafico de Hall requiere conocimiento de la
presión media del yacimiento Pe. Esta presión no se puede medir, por lo que utilizamos
en nuestro análisis una "incorrecta" el grafico de Hall, con Pe de ajuste a cero. Para
calcular la pendiente de este grafico, es necesario evaluar la derivada
Fig. 6. Tres versiones del análisis del gráfico de Hall de los datos presentados en la
figura. 4 y la figura. 5. Sólo la presión exacta del reservorio de 950 psi se obtiene una
línea recta. Una inexacta información sobre la presión del yacimiento resulta una
pendiente inclinada.
DESDE LA EC 5
DESDE LAS ECUACIONES 1 Y 3
La última ecuación implica que el grafico de S frente a 1/Q es un función lineal. La tasa
de Inyección de Q y, en virtud de la ecuación. (12), la pendiente S se cuenta con
parámetros de medición. Por lo tanto, la presión del yacimiento Pe y parámetros del
pozo inyectado b se obtienen de la ecuación. (13) por ajuste lineal de S frente a 1/Q.
Este procedimiento se abrevia como " gráfico del análisis de la pendiente. "Pe se estima
a partir de la pendiente de la grafica pendiente, que puede ser utilizado para crear el
grafico de Hall de acuerdo con Eq. (4).
Fig. 7 presenta el grafico del análisis de la pendiente de los datos simulados que
aparecen en la figura. Fig.4 - Fig.6. La grafica es casi una línea recta interrumpida por
los saltos verticales, donde la tasa de inyección tiene una medida de cambios. Estos
desplazamientos paralelos expresar los cambios en el inyectividad, parámetro b. Desde
las propiedades de formación no cambian durante estas simulaciones, las variaciones de
b son por completo debido a la expansión de la zona de influencia de radio causada por
la velocidad de inyección y la presión. La estimación de la pendiente de 957 psi es
menos del 1% con respecto a la presión exacta ambiente de 950 psi utilizados en estas
simulaciones. Como argumento el grafico de Hall, las líneas de la figura. 7 no puede ser
exactamente rectas porque de el tipo de las variaciones de presión en la figura. 5. Sin
embargo, estas variaciones no son grandes en comparación con la presión media de
inyección durante el intervalo de tiempo. Por lo tanto, visualmente, las líneas están casi
en línea recta por cerca de linealidad de la integral de la función integral exponencial,
como esta demostrado en las ecuaciones. (9) - (10).
Fig. 7. Gráfico del análisis de la pendiente de las simulaciones con interés presentado
en la figura. 4 - fig. 6.
Al parecer, la ecuación. (1) se puede utilizar directamente para el ajuste lineal para
sustitución de las medidas de tasa de inyección y presiones. Sin embargo, en la práctica,
es más adecuado el análisis para la siguiente razón. En el lado derecho de la ecuación.
(1), la primera denominada, presión del yacimiento, por lo general es más grande que el
segundo termino, la acumulación de una presión adicional debido a la inyección de
fluidos. Por ello, un ajuste lineal de la ecuación. (13) en las variables S y 1/Q es más
estable que el de la ecuación. (1) en las variables originales Pe y Q.
Hay una diferencia importante entre la forma del grafico de Hall y la grafica de la
pendiente muestra los datos. En el grafico de Hall, sin tener en cuenta la presión
correcta del reservorio se utiliza la ecuación. (4) o no, el eje horizontal (inyección
acumulada) es una medida de tiempo transcurrido en la inyección: los puntos a la
derecha siempre corresponden a los últimos tiempos, de los de la izquierda. Sólo si el
pozo se cierra y Q = 0, y la caída de los puntos del eje x. En un grafico de la pendiente,
el tiempo no está involucrado en absoluto. Por lo tanto, la presión de inyección-la tasa
de inyección de datos separados por puntos para un tiempo sustancial se puede producir
uno junto al otro en un grafico de la pendiente. Por el contrario, mediciones
consecutivas se pueden separar el uno del otro, por ejemplo, hay fluctuaciones bruscas
en los datos. En la grafico de Hall, el tiempo promedio de los datos de las curvas. En la
grafica pendiente, el tiempo promedio en realidad puede complicar el análisis
y compromete las conclusiones mediante la introducción artificial "Promedio" datos de
puntos.
Pozos con una geometría de flujo diferente con flujo radial, por ejemplo,
pozos fracturados, se pueden analizar de una manera similar por sustitución de la
integral exponencial para una función diferente al pozo. De hecho, el análisis de la
pendiente se basa en el pseudo-estado estacionario de la ecuación (13), se puede aplicar
a cualquier geometría de flujo con un modificación apropiada de la interpretación del
coeficiente b.
El ejemplo de cálculo anterior simula una idealizada situación de la perfección de flujo
en estado estacionario en una formación homogénea. En realidad, estas asunciones
pueden ser ciertas sólo en promedio. De hecho, los pozos vecinos pueden interferir, el
flujo puede ser no radial, etc. Nuestra experiencia con el análisis de los datos de pozos
de inyección en Lost Hills (ver sección siguiente) muestra que en la mayoría de los
casos el análisis de la pendiente produce un asombrosa línea recta. Pocos valores
pueden indicar el flujo transitorio. Si una sistemática desviación se produce, puede ser
un signo de un problema. El carácter de esta desviación se puede utilizar para
diagnosticar el problema. El parámetro b en la ecuación. (1) es una combinación
agrupada de transmisividad, T = kh/μ, y el logaritmo de la razón de los radios, ln(re/rw).
Si b se mide en psi-day/bbl, que corresponde a presiones medidas en PSI y las tasas de
inyección medidas en bbl/día,
Por lo tanto, si b ~0.14 [psi-day/bbl], ~ 0.3 m, re ~ 121 m, entonces T, ~ 6 [Darcy-ft/cp].
Si el fluido que se inyecta es el agua, μ~cp 1, y el espesor del yacimiento es de unos 120
pies, entonces la permeabilidad efectiva de la roca es k=50 mD. Suponiendo que 30%
de porosidad y 20×10-6 psi-1 de compresibilidad, la difusión de presión en el
distancia de 121 pies es del orden de una hora. Por lo tanto, para el análisis profundo, de
las mediciones tienen que ser recogidos durante un tiempo de intervalo mucho mayor de
1 hora. Dado que la información sobre propiedades del yacimiento de roca está sujeta a
una alta incertidumbre, los intervalos de observación de tiempo mas largos son
recomendados para las conclusiones.
Una interpretación detallada de las estimaciones obtenidas puede ser más fácil si la
información adicional es válida. Por ejemplo, la transmisivilidad estimada a partir del
análisis de formación transitoria puede ayudar a afinar las estimaciones del radio de
influencia del pozo. Un ejemplo de este cálculo se presenta en la siguiente sección.
EJEMPLOS
Este trabajo es parte del desarrollo de la inyección de agua automática la vigilancia y
control de métodos y software, y la integración de estas herramientas con el control de
supervisión y Adquisición de Datos (SCADA) en Lost Hills. Todas las aguas de
inyección están equipadas con un medidor de flujo y la presión calibrada. La presión de
inyección de fondo de pozo se calcula agregando la presión hidrostática en el punto
medio de perforaciones a las lecturas de medidor. La caída de presión viscosa en la
tubería dl flujo es descuidada a causa de las tasas de flujo bajo. De hecho, incluso
si esta pérdida de carga son de importancia, que es proporcional a la velocidad de flujo,
sería automáticamente realiza a través de un pequeño ajuste al factor de daño, o el
coeficiente b en Eq. (2).
Se usaron Varios datos de los pozos de inyección en Lost Hills, en esta sección para
ilustrar el método de la pendiente. Las presiones y las tasas son medidas forma
automática cada minuto. Esta alta resolución temporal proporciona una excelente
oportunidad para el análisis de datos posteriores. Fig. 8 y la Fig. 9 muestra las tasas de
inyección y la inyección a presiones obtenidas del pozo en 6 días de regulares
operaciones. Salvo un excepción en el cuarto día, no hay fluctuaciones importantes en el
régimen de flujo. En primer lugar, la puesta en marcha de cuatro días de datos fue
seleccionada para el análisis del gráfico de Hall. El intervalo de tiempo estaba reducida
a una mejor ilustración y la aparición de pliegues en la grafica causados por la tasa de
inyección de cambio en el segundo día, la figura. 8. En un intervalo de tiempo, estos
pliegues se hacen menos visibles porque la presión integral acumulado crece con
rapidez, e incluso fluctuaciones importantes se oculta.
Fig. 8. Pozo A: Los datos de tasa de inyección obtenida en 6 días
Fig. 9. Pozo A: presión de inyección para más de 6 días. La presión de fondo de pozo se
calcula utilizando la hidrostática aumentando la presión.
Fig. 10. Grafica de la presión acumulada frente volumen acumuladode inyección de la presión de reservorio, es decir, Pe = 0 en la ecuación. (4). La línea
azul son los datos y la línea roja es ajuste lineal.
En la grafica de la Fig. 10 (la línea azul) está formado por dos rectas segmentos y
corresponde al cambio de la pendiente en aproximadamente 400 barriles de inyección
acumulada. En Comparación con la Fig. 11 y, además, con la Fig. 8 y la Fig. 9
demuestra que este cambio de la pendiente se produjo cuando el caudal se redujo en
aproximadamente 50 barriles/día en el segundo día. Es tentador concluir que el cambio
de pendiente en la Fig. 10 muestra que la formación cerca del pozo puede haber sufrido
daño. Sin embargo, se demuestra a continuación que no es el caso. La pendiente el
cambio en la Fig. 10 se debe en su totalidad por la incorrecta aplicación del análisis del
grafico de Hall resultando la falta de información sobre la presión del yacimiento, cf.
ejemplos en la Fig. 1 y la Fig. 6antes mencionados.
Fig. 11. Pozo A: El volumen de inyección acumulada frente al tiempo.
Fig. 12 datos que se muestran en la figura. 8 y la figura. 9. son excepción de muy pocos
valores de datos, los puntos (círculos azules) están estrechamente alineadas a lo largo
de la línea recta 1.075,56/Q + 0.19[psi-day/bbl] (la línea roja). Dado que los datos de la
Fig. 12 no tienen que ver con el tiempo, los puntos cercanos en la grafica puede estar
apartado en el tiempo. Para vincular los datos en el tiempo, Fig. 13 muestra el diagrama
de la tasa de inyección inversa 1 / Q frente a t. Los puntos de datos se agrupan en cuatro
grupos numeradas por los números romanos I, II, III y IV. El Grupo I y IV, están
separados en el tiempo, se unen en un grupo en Fig. 13. Por el contrario, El grupo II y
III están cerca en el tiempo pero son separados en la Fig. 13.
Fig. 12. Pozo A: La grafica de la pendiente. Los puntos azules son los datos y la línea
roja es ajuste lineal. La presión de estimación, es decir, la pendiente de la línea es
1075.56 psi, e intercepta con b 0.19 psi-bbl/dia.
La estimación de la presión del reservorio de 1.075,56 PSI es una presión efectiva que
determina el reservorio de "resistencia " a la inyección. En esta estimación se
caracteriza el reservorio es decir significa presión a lo largo de los flancos del dominio
de influencia del pozo A. El análisis presentado es insuficiente para resolver las
variaciones de presión locales causadas por yacimientos heterogeneos. Sin embargo, Pe,
junto con el coeficiente b, lleva importante información sobre la distribución de la
presión en el reservorio. Se puede supervisar el rendimiento de inyección de agua,
evaluar posible compartimentación del reservorio, y determinar así interacciones con las
fracturas naturales o inducidas y las fallas. Análisis de los mapas de presión media en
yuxtaposición con imágenes de satélite subsidentes se puede utilizar para configurar
sensibles tasas de objetivo para cada inyector. Este análisis se discutido en otra parte.
Fig. 13. Pozo A: La tasa de inyección inversa, en el bbl/día, en función del tiempo.
Fig. 14. Pozo A: La grafica de Hall después de la corrección para estimar la presión
del yacimiento ambiente. La línea azul sobre la base de los datos y la línea roja es
ajuste lineal. El líneas rojos y las azules prácticamente coinciden.
La sustitución de las estimaciones de la presión del yacimiento en la grafica de Hall
mediante la ecuación. (4) hace que sea una línea casi recta, ver fig. 14. Teniendo en
cuenta que el rango de valores a lo largo del eje vertical en la figura. 14 es
sustancialmente menor que en la Fig. 10. La razón es que la integración de presión sin
deducir la estimación del reservorio de los resultados de la presión en las operaciones
con números grandes. Por lo tanto, si el valor absoluto de la desviación entre el línea
recta de color rojo y la grafica en la Fig. 10 se reajustarán en términos de la Fig. 14, esta
desviación se presentaba de una manera muy explícita. Así, la ausencia del cambio de
pendiente en la Fig. 14 se debe a la contabilización correcta de la presión del reservorio
en la Eq. (4).
La aplicación del análisis de la pendiente de los datos del pozo A, Fig. 15 y la Fig. 16,
constituye un ejemplo de tipo diferente. Al cuarto día, después de la ausencia de
intervalo de los datos de, la tasa de inyección son bruscas fluctuaciones, después de lo
cual, la tasa siguió fluctuando cerca del mismo valor medio que durante los primeros 3
días de la inyección. Las presiones, sin embargo, aumentaron ligeramente, a partir del
día 4. Visualmente, la grafica de la integral de presión frente a la inyección acumulada
es casi una línea recta. La razón de esto es que el rápido crecimiento de la presión son
integradas las fluctuaciones. Después de aplicar el análisis de la pendiente, la presión
del yacimiento efectiva se ha estimado en 1090 psi. Estos valores se ha sustituido en la
ecuación. (4), y la corregida grafica de Hall, en la Fig. 18 muestra claramente un
aumento de la pendiente que significa una reducción de inyectividad.
Fig. 15. Pozo B:El historial de la presión de inyección. Nota el incremento de la presión para el final del 4 ° dia de inyección.
Fig. 16. Pozo B: La tasa de inyección sigue siendo prácticamente la
misma, salvo la pérdida de datos y un pico el día 4 de inyección
Fig. 17. Pozo B: La presión integrada versus volumen acumulado. El incremento de la
presión después de 4 días de la inyección es prácticamente imperceptible. Los datos
(azul curva) y la recta de ajuste (rojo) prácticamente coinciden.
Fig. 18. Pozo B:La corrección del análisis del gráfico de Hall: la reducción de la
inyectividad está claramente indicado por el incremento de la pendiente.
Los datos del pozo C incluyen una presión de caída de la curva por a la reducción de la
tasa de inyección de aproximadamente 350 barriles/día a 200 barriles/día en los días
segundo y tercero de la inyección, fig.19 y la fig.20. Los datos presentados en la fig.19
y la fig.20 se pueden analizar mediante el método del análisis transitorio. Este métodos
de toma como entrada los datos de la tasa de inyección y la presión de inyección
y estimaciones de la transmisividad de la formación, la presión ambiente del
yacimiento, y la tasa de flujo efectiva antes de la prueba. Antes de la prueba del caudal
Q-1, ver la ecuación. (6), es un parámetro de ajuste, pero puede ser utilizado para una
verificación adicional de la calidad del ajuste.
Fig. 19. Pozoo C: Una caída de presión en medio de la curva normal de datos.
Fig. 20. Pozo C: Una reducción de la tasa de inyección.
El método, incluye analizar la selección de los intervalos de datos, y una parte de este
intervalo donde la presión adecuada se llevará a cabo. El intervalo de los datos fue
seleccionado entre 25 y 125 horas de la inyección y empieza a partir de 45 horas donde
fue seleccionado para la instalación. La curva roja punteada en Fig.21 es el resultado
adecuado. Los datos correspondientes con la alta precisión en un período de tiempo más
largo de 4 días. Adicionalmente la calidad de los datos viene del hecho de que la
aplicación efectiva del caudal 25 horas antes de la inyección se estimó a 346
barriles/día, es decir dentro del 1% de la desviación real de la tasa media de inyección
durante las primeras 25 horas de la inyección. De hecho, el análisis de datos múltiples
en diferentes intervalos de tiempo utilizando ODA produce resultados consistentes. En
estas múltiples instalaciones se ejecuta, la estimación media de transmisividad acerca de
1.46 Darcy-ft/cp y la presión ambiental se estimó en 1055psi.
Fig.22 muestra el resultado del análisis de los mismos datos del pozo C utilizando el
método de la gráfica pendiente. Aunque el intervalo de datos incluye la transición de la
presión, la mayoría de los datos son puntos de (círculos azules) están bien alineados a lo
largo de una sola línea recta (línea roja). El grupo de los valores extremos se
corresponde con el caída de presión, la fig.19 y la figura.21, donde el flujo es transitoria
y, por tanto, la ecuación. (1) no se cumple exactamente.
Fig. 21. Presión de ajuste de la curva. La línea azul son los datos y la línea roja
punteada es la curva teórica ajustada. La datos entre 25 y 125 horas de la inyección se
utilizan para el análisis, la prueba se lleva a cabo en el intervalo de tiempo entre 45 y
125 h de la inyección. La curva de ajuste es extendido a la derecha más allá de 125 h.
Fig. 22. El análisis de la pendiente se obtiene la presión de estimación del reservoriode 1078 psi y el intersección b = 0,5 psi-day/bbl. El grupo de datos de puntos
corresponde a la caída de presión, ver fig. 19 y la fig. 21.
El Análisis de la pendiente se obtiene una estimación de la presión ambiente de 1078psi,
menos del 3% con respecto a la estimación de 1055 psi basado en el análisis de la caída
de curva. Usando la ecuación. (14) y el estimación de la transmisividad obtenida
anteriormente, se infiere que
Si suponemos que el radio efectivo del pozo de 0,5 m, y el radio de influencia es
aproximadamente igual a 92 pies, que estas estimaciones son los valores medios
eficaces y no excluir a importantes fluctuaciones locales de estos parámetros.
CONCLUSIONES
El análisis del grafico de Hall de la inyección del pozo se requiera el conocimiento de la
presión del yacimiento en el límite exterior de la zona de influencia del pozo. Aquí la
zona de influencia de un pozo se define como la región, donde la presión del reservorio
modifica sensiblemente debido a la inyección. Ni la presión en el límite de la zona de
influencia, ni el tamaño de este zona se encuentra disponible en la medición. Por lo
tanto, la aparente simplicidad de análisis del gráfico de Hall es a menudo engañosa. En
particular, el cambio de la pendiente del grafico de Hall no necesariamente significa
cambiar las propiedades de formación, pero puede ser una consecuencia de la tasa de
cambio de la inyección y la presión solamente. Un nuevo método, llamado análisis de la
pendiente, se ha propuesto. Este método utiliza las fluctuaciones de la pendiente de la
grafica de la presión acumulada en función del volumen de inyección acumulado,
estimación de la presión ambiente del reservorio y la inyectividad. Por lo tanto, el
análisis propuesto se basa en datos que están disponibles en la medición directa y se
obtienen periódicamente en las operaciones de inyección de agua. Los parámetros
obtenidos son valores efectivos que representan las propiedades promedio del reservorio
y no excluyen importantes desviaciones locales causadas por la heterogeneidad de la
formación de interferencias del pozo. La estimación de la presión del reservorio
obtenida en cada pozo de la grafica pendiente se puede utilizar para corregir el grafico
de Hall. El método de la pendiente ha sido probado y verificado mediante datos
simulados y de campo. A través de ejemplos, hemos demostrado que este análisis,
basado en el modelo de flujo en estado estacionario, se puede combinar con el análisis
transitorio. Un buena coincidencia entre los resultados obtenidos en estos métodos trae
confianza en la exactitud de los resultados y la validez del método en general. La unión
de inspección de la grafica de la pendiente y análisis transitorio permite estimaciones
más precisas, que no se pueden obtener con cada método por separado. Las
estimaciones de la presión del reservorio obtenidas en cada pozo se pueden asignar. Tal
mapa en el proyecto del campo proporciona información valiosa sobre las condiciones
del yacimiento, incluyendo las interacciones entre los pozos y natural e inducida por las
fallas, y el comportamiento del yacimiento. Estos mapas de presión se discuten en
detalle en otra parte. Los resultados presentados aquí son una parte del campo de escala
en el control de inyección de agua en Lost Hills, desarrollado conjuntamente por
ChevronTexaco con la participación de la Universidad de De California, Berkeley, y
Lawrence Berkeley Laboratorio Nacional. La incorporación de estos resultados en la
inyección de diseño de control será discutido en otra parte.