Propiedades del flui do reservorio medida de fondo de pozo

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La aplicación universal de los datos in-situ se puede ver en un ejemplo que relaciona la presión y el análisis de fluidos de múltiples fuentes para dar una imagen más clara de la transición de la composición del fluido en el depósito (Fig. 2).

Las pruebas tomadas sólo unos pocos pies de distancia pueden indicar cambios dramáticos en la composición.

Por ejemplo, productos de condensación cerca del punto crítico pueden exhibir gradientes de presión similares, pero marcadamente diferentes composiciones de fluido.

Tres Case Histories

Un depósito con fluidos casi críticos en el Mar del Norte requiere un análisis pies por pie para mapear la distribución espacial de las propiedades del fluido con precisión para tomar decisiones de terminación apropiadas y al tamaño de las instalaciones de producción.

Fue el depósito cargado con aceite volátil o condensado retrógrado? Este es un reto cada vez más común en muchos escenarios de evaluación, y se necesita conocimiento previo antes de que el diseño de una prueba de producción. En este ejemplo de campo, en tiempo real densidad in-situ y datos GOR se utilizaron en el simulador de depósito para optimizar el proceso de muestreo.

Las medidas de fluorescencia in situ identificaron el fluido del yacimiento como condensado retrógrado, permitiendo posteriormente la caracterización de zona representativa y la definición de los parámetros necesarios para un mayor desarrollo.

En una valoración pozo en aguas profundas costa afuera de Nigeria, la densidad del fluido exacta y la composición son elementos críticos que afectan a las decisiones relativas a las pruebas de extracción de madera y de vástago de perforación posteriores.

Los gradientes de fluidos precisos obtenidos delimitación permitido de contactos de fluidos y descartó cualquier compartimentación del depósito, mientras que proporciona el análisis de composición de fondo de pozo y la información sobre la movilidad del fluido.

El operador recibe orientación virtual en tiempo real para optimizar las operaciones subsiguientes.

Un pozo de evaluación para otro desarrollo offshore se utiliza para tomar decisiones y planes de producción a finales de estrategia para una tubería submarina de 60 millas. In situ las medidas de pH son particularmente valiosos debido a los cambios irreversibles en la química del agua cuando la presión del fluido de la muestra y la temperatura se alteran de las condiciones de fondo durante el flasheo en el laboratorio. En este caso, el operador utiliza mediciones de pH in situ para identificar las concentraciones inesperadamente altas de CO2, lo que lleva a un diseño revisada de las instalaciones de superficie y la elección de material de tubería para soportar el ambiente corrosivo. Las pruebas de laboratorio no revelaron la presencia de sustancias corrosivas o escalar potencial debido a la alteración del pH en muestras de fluidos recuperados.

Modelos dinámicos de la Tierra Mejorado

Los ingenieros de yacimientos dependen de los modelos dinámicos de la Tierra para permitir que las decisiones de gestión del depósito prudentes, pero a menudo estos modelos se han basado en modelos estáticos inexactos debido a las propiedades de los fluidos de yacimientos incorporados no siempre eran representativas, o correcta.

Las predicciones de una propensión reservorio para producir cera y asfaltenos dependen de análisis de la composición exacta. Aunque hay formas independientes para medir la parafina, asfaltenos, o hidrato, una metodología complementaria ayuda a eliminar toda duda de las predicciones.

Posiblemente uno de los beneficios más importantes del análisis in situ es la capacidad de confirmar la compartimentación del depósito por medio del color y mediciones GOR obtenidos en tiempo real, mientras que la formación de dinámica herramienta modular de prueba se encuentra todavía en agujero abierto.

Esto permite conjeturas a ser eliminado de la

asunción de conectividad zonal. Esto es particularmente importante en la reducción del riesgo de los campos costa afuera en aguas profundas.

Resumen

El sistema de análisis de fluidos in situ realiza nuevas mediciones de fondo de pozo en condiciones de yacimiento en tiempo real, proporcionando un grado de precisión y resolución comparables con las mediciones de laboratorio.

Los resultados se corroboraron mediante la combinación de múltiples sensores usando la física diferente de la medición, dando confianza para su aplicación en una amplia gama de disciplinas de campos petroleros.

El análisis del líquido de fondo de pozo se dirige a tres defectos importantes en los flujos de trabajo actuales:

• El modelo de yacimiento se implementa normalmente más tarde en el ciclo de desarrollo, después de costosas decisiones que ya se han hecho en las terminaciones e instalaciones.

datos de pruebas de producción se utilizan para probar el modelo de yacimiento; sin embargo, estos resultados son por lo general de zonas commingled, lo que enmascara las contribuciones individuales de fluido de capas productoras.

• El modelo dinámico se presume que es esencial para la comprensión del depósito; Sin embargo, el modelo estático (en el que se basa el modelo dinámico) pueden tener defectos y sin análisis del líquido oportuna y datos sobre la composición de representación.

• flujos de trabajo típicos de aguas profundas determinan los errores de predicción mediante simulaciones por ordenador, no por mediciones. Que introduce un elemento de riesgo inaceptable, sobre todo en escenarios de desarrollo de alto costo.

Hoy en día, estos flujos de trabajo puede ser optimizado por medio de la adquisición de datos en tiempo real y análisis, mientras que todavía hay tiempo para remediar situaciones problemáticas o antes de adoptar decisiones irreversibles.

Las ventajas del análisis de fluidos de fondo de pozo precisa para identificar y cuantificar la variación compartimentación fluido a través del depósito tendrán un impacto económico en la evaluación y desarrollo de campos duradera.