Monitoreo de la producción de los pozos

Informes sobre el terreno indicaron que la producción real de los volúmenes de petróleo, el agua y el gas del campo B no coinciden con los Volúmenes teórico calculado a partir de los resultados de las pruebas medidas en los separadores de prueba.El monitoreo y slugging intermitente de los pozos también fueron un problema para los separadores de prueba. Precisar los datos de producción fueron necesarios para la simulación numérica, los cálculos y optimización de las reservas ,los métodos MPFM se Aplicaron para las pruebas en el campo B, se aplicaron inicialmente a yacimientos agotados y con alto corte de agua (10 a 60%), y GORs que van desde 2000 a 20000 scf / STB. Los espesores de arena van de (30 a 60 pies) y son de poca longitud, la mayoría de los pozos en estos yacimientos esta bajo métodos de slugging de producción. Prueba de separadores de estos pozos convencionales indicó inestables tasas de producción y las mediciones erróneas de petróleo, el agua, el gas y En consecuencia, estos pozos se les dieron prioridad para la realización de pruebas por MPFM.

Usado MPFM El medidor portátil es una fase de pruebas-Venturi metros. Se trata de una línea MPFM capaz de funcionar bajo una gran variedad de condiciones. El Venturi metros tiene dos secciones principales: la sección de medición y la sección de adquisición de flujo de datos del ordenador. El principio de medición se basa en la medición total de la producción. Las fracciones de la fase individual (petróleo, agua, y gas) se miden con una doble energía de rayos gamma-la fracción metros. Los datos se procesan en la adquisición de datos de la computadora de flujo, que calcula la línea de la temperatura y la presión.

La precisión de los resultados MPFM, se verificaron y validaron en contra de otros instrumentos antes de iniciar la prueba. Conocidos los volúmenes de crudo y agua se mezclaron en un tanque y se verifico la medición. Una pruebe portátil validaba los resultados de la separación. La tasa de petróleo medido con el MPFM fue de 45% menos que con la prueba de separación, pero coincide con la tasa que se mide en el indicador del tanque. El corte de agua medido por el MPFM fue 3 veces que al medirse con el separador, pero coincide con las mediciones con el medidas del tanque. La Exactitud de las mediciones de agua fue validada por las recogidas del pozo, y los resultados se compararon con los dados por el MPFM.

Resultados

Se realizaron tres pruebas con el MPFM durante un periodo de 2 años. Estas pruebas se realizaron en 39 pozos de petróleo y en otros 11 pozos, de los diferentes arenas. Dos categorías de los pozos se determinará sobre la base de la sensibilidad de los resultados de las pruebas así a la estabilidad y la prueba de velocidad de flujo. Constante corriente de los pozos producen más de 2.000 STB / D. Este grupo de pozos marginales indicó diferencia de alrededor de 3% entre la tasa de petróleo con la prueba de separadores y que la que se mide con la MPFM. La tasa de petróleo medido con el MPFM siempre arrojo resultados inferiores a los tipos de crudos que se tomaron con la prueba de separación. Menos de la producción de los pozos 2000 STB / D indicó considerable diferencia entre las tasas de producción de petróleo medido con la prueba de separación Y con la MPFM. Las diferencias oscilaron entre el 20 y el 50%, con un promedio de 33%. El MPFM siempre indico menores tasas de producción que la que hizo la prueba de separadores.El corte de agua medido Con la MPFM osciló entre dos y seis veces que la medida con los separadores de prueba, con un promedio de tres veces Independientemente de la velocidad de flujo. GOR Evaluación. Los resultados de las mediciones de RGE no muestran una clara Tendencia. En algunos casos, los separadores de prueba indicaron que el mayor GOR MPFM, y viceversa, pero en general, GORs medidos con el MPFM fueron superiores a prueba con separadores. Pozos de bajo potencial (es decir, la tasa de petróleo Menos de 2.000 STB / D), la prueba con mayor GORs. A medida que la tasa de aumento de la producción, la disminución de RGE. Producción y rendimiento Además de la producción de las pruebas, MPFMs fueron utilizados como un instrumento de diagnóstico para evaluar el rendimiento de la producción y condiciones de flujo las Figs. 2 a 5 muestran ejemplos de las pruebas.

Conclusiones

1. Los resultados de las prueba MPFM resultaron muy precisos en comparación con los resultados de los separadores de prueba convencionales.
2. La comparación indicó que la tasa de producción de petróleo medido con un MPFM fue 33% menor que el medido con separadores de prueba de los pozos que producen menos de 2000 STB / D. Para la producción de los pozos de más de 2000 STB / D, la diferencia fue marginal.
3. El corte de agua medido con el MPFM fue tres veces menor que el que se midió con la prueba separadores.
4. La diferencia en GORs al medirse con el MPFM y los separadores de la prueba fue marginal en la producción de los pozos Más de 2000 STB / D, pero en los pozos productores de menos de 2000 STB / D, medido con el GOR la MPFM rom varió de 20 a 40% más que el GOR calculado con separadores de prueba.
5. El MPFM proporciono datos exactos, bien el rendimiento diagnóstico y análisis, la explicación de las anomalías de prueba, la optimización de la reserva de adquisición de datos, y la optimización de la frecuencia y el tiempo de prueba y permitió la toma de buenas opciones para el yacimiento.
6. MPFMs podría sustituir prueba de separadores. Los MPFMs se puede mover bien entre lugares remotos a prueba de pozos y pozos en plataformas que no están equipados con separadores de prueba.

Referencia Bibliografica

http://www.slb.com/media/services/resources