Revista de Petróleo y Biotecnología Ambiental

Abstracto

Un nuevo flujo de trabajo para utilizar tubos en espiral con telemetría de fibra óptica en la selección de candidatos

Ahmed El Attar

El daño a la formación es un problema operativo y económico indeseable que puede ocurrir durante todo el ciclo de vida de los pozos de petróleo y gas debido a varias razones, como el uso de fluidos incompatibles durante las operaciones de reacondicionamiento, la migración de finos, el hinchamiento de la arcilla, la formación de emulsiones y la acumulación de incrustaciones y deposiciones orgánicas. Además, los pozos recién perforados a veces no producen de manera óptima debido a los daños causados ​​por los fluidos de perforación. Por lo tanto, abordar los problemas de daño a la formación para garantizar una recuperación óptima de los hidrocarburos requiere más esfuerzos para identificar el mecanismo de daño y cuantificar el factor córneo. El factor córneo es un número adimensional que refleja el deterioro de la producción debido a la reducción de la permeabilidad cerca del pozo. Por lo tanto, si este número es cero, significa que el pozo está intacto; sin embargo, si este número es positivo, significa que el pozo está dañado. El flujo de trabajo presentado en este documento se centra en el uso de tuberías flexibles habilitadas con telemetría de fibra óptica (FOTECT) para la mejora de la producción en tiempo real mediante la cuantificación del factor córneo, la estimación del potencial de flujo y la determinación de los pozos candidatos para la estimulación matricial. Esta nueva tecnología puede proporcionar datos de presión en tiempo real durante una operación de descarga típica que podrían utilizarse posteriormente en el análisis de pruebas de pozos para estimar propiedades clave del yacimiento, como el espesor de la piel (S), la capacidad de flujo (Kh), el área de drenaje (A) y la presión inicial del yacimiento (Pi). La nueva tecnología reduce al doble el tiempo operativo necesario para el análisis de pruebas de pozos en comparación con los sistemas de registro de fondo de pozo (DHR) convencionales, al tiempo que permite realizar un tratamiento ácido en la misma ejecución.

Además, en este estudio se desarrolló un flujo de trabajo y un software de interfaz de usuario utilizando el lenguaje Java para ejecutar el flujo de trabajo a través de un proceso optimizado de dos pasos:

1. Evaluación del daño del pozo mediante la cuantificación del valor de la piel a partir del análisis transitorio de presión (PTA) utilizando los datos de presión de fondo de pozo adquiridos a partir de la tubería flexible en tiempo real.

2. Construcción de la relación de desempeño de entrada (IPR) del pozo utilizando la ecuación de correlación de Vogel y el índice de productividad en las condiciones actuales y en condiciones ideales (piel cero) para evaluar la viabilidad de un tratamiento de estimulación.

En el artículo se presentará la aplicación de esta técnica en datos de campo simulados para demostrar cómo se podría utilizar FOTECT para diagnosticar y tratar el pozo en la misma ejecución. El resultado obtenido del software desarrollado se comparará con el resultado de un conjunto de pruebas de pozos popular en la industria (Sapphire). Además, se presentará un estudio de caso en el que se utilizó esta tecnología para el análisis transitorio de presión para el diseño de levantamiento artificial para demostrar la aplicabilidad de este nuevo enfoque y demostrar que puede producir resultados coincidentes con las técnicas convencionales de una manera más eficiente. A partir de los datos simulados, el software desarrollado estimó que el factor de daño era nueve a partir del análisis de acumulación y reducción, que luego fue igualado por el conjunto comercial Sapphire; además, se demostró que la tasa de producción actual de 792-BPOD se puede aumentar a 1722-BOPD después de un tratamiento de estimulación exitoso.