El probador de formación de repetición (RFT) puede tomar un número ilimitado de mediciones de presión de formación y hasta dos muestras de fluidos en un solo viaje en un pozo abierto. Proporciona información valiosa sobre la presión, densidad de fluidos, contactos entre capas y permeabilidad que ayuda a determinar los límites de yacimientos y planear proyectos de recobro mejorado.
El probador de formación de repetición (RFT) puede tomar un número ilimitado de mediciones de presión de formación y hasta dos muestras de fluidos en un solo viaje en un pozo abierto. Proporciona información valiosa sobre la presión, densidad de fluidos, contactos entre capas y permeabilidad que ayuda a determinar los límites de yacimientos y planear proyectos de recobro mejorado.
El probador de formación de repetición (RFT) puede tomar un número ilimitado de mediciones de presión de formación y hasta dos muestras de fluidos en un solo viaje en un pozo abierto. Proporciona información valiosa sobre la presión, densidad de fluidos, contactos entre capas y permeabilidad que ayuda a determinar los límites de yacimientos y planear proyectos de recobro mejorado.
El probador de formación de repetición (RFT) puede tomar un número ilimitado de mediciones de presión de formación y hasta dos muestras de fluidos en un solo viaje en un pozo abierto. Proporciona información valiosa sobre la presión, densidad de fluidos, contactos entre capas y permeabilidad que ayuda a determinar los límites de yacimientos y planear proyectos de recobro mejorado.
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REPEAT FORMATION TESTER (RFT)
El probador de formacin de repeticin (RFT) es operado por un sistema hidrulico de
accionamiento elctrico de modo que se puede establecer y retrada tan a menudo como sea necesario para presin de prueba todas las zonas de inters en un viaje en el pozo. Dos pruebas de fluidos separados tambin se puede tomar en un viaje. Presiones de la formacin se registran en la superficie en forma de seales digitales y analgicas.
Es una conocida herramienta utilizada para obtener medidas de presin, su aparicin en la industria petrolera data de los aos 70, se considera un gran avance en el estudio y control de pozos petroleros.
En pozo abierto permite tomar un nmero ilimitado de medidas de presin en un solo viaje de herramienta a diferentes profundidades, en el caso de pozo entubado se pueden tomar cuatro valores de medidas de presin.
Consta en su estructura de un patn el cual se apoya en la pared del pozo a una cierta profundidad para aislar la columna hidrosttica. A travs de una secuencia hidrulica mediante dispositivos elctricos se realiza un pre ensayo para determinar la permeabilidad y presin de la formacin.
Un caso comn de aplicabilidad de la herramienta RFT puede ser un yacimiento con presencia de un acufero, cuyas capas superiores estn compuestas por hidrocarburos y las inferiores por agua. Las presiones de las dos reas son distintas; si la presin del acufero es menor que la del hidrocarburo, se puede predecir que existe una acumulacin importante en otra posicin estructural superior. Esta informacin solo se puede obtener con la herramienta RFT.
Tambin es til en la explotacin de yacimientos donde no se conocen los lmites de arcillosidad, en cuyos casos las medidas de presin tomadas por la herramienta RFT pueden ayudar a determinar espesores de arena.
La herramienta RFT tiene principal importancia en la correlacin de capas. Los valores de presin obtenidos con la herramienta en funcin de la profundidad sirven tambin para determinar contactos entre distintas fases.
Es importante mencionar que obtener valores de presin-profundidad a travs de secciones en el yacimiento revela el grado de comunicacin areal y vertical lo cual es de gran ayuda en la planeacin de proyectos de recobro secundario.
El probador de Formacin de repeticin que puede hacer cualquier nmero de pruebas de presin exactas en una carrera en agujero abierto, tiene aplicaciones en la determinacin de la presin del depsito, la densidad del fluido, los contactos de fluidos, el agotamiento del diferencial, depsito comunicacin inter-y permeabilidades efectivas de zonas invadidas y no invadida . El efecto de la invasin del filtrado del llamado "sobrealimentacin" a veces puede afectar a las mediciones de la presin.
El probador de Formacin Repeat puede tomar un nmero ilimitado de mediciones de la presin de formacin y hasta dos muestras de fluidos en un solo viaje en el agujero abierto. Para lograr un alto grado de precisin, la herramienta * RFT hace uso de un circuito electrnico avanzado y lectura de la presin digital. Con tcnicas especiales y de calibracin contra un probador de peso muerto, una precisin absoluta de hasta 13 psi para un medidor de 10.000 psi es alcanzable.
Esta capacidad de rpido, la medicin precisa de la presin de punto por punto se ha abierto una nueva serie de medicin de presin se ha abierto una nueva serie de mtodos de anlisis del yacimiento. La tcnica de evaluacin punto por punto de la presin del yacimiento puede ser punto por punto de evaluacin de la presin del depsito se puede utilizar para determinar los perfiles de presin, la densidad del fluido, que entra en contacto, el agotamiento diferencial y su intercomunicacin depsito. Las curvas de anlisis de la reduccin y construir-puede proporcionar una medicin de permeabilidades efectivas en la zona invadida y en la zona no invadida. permeabilidades en la zona invadida y en la zona no invadida. Esta tcnica puede ser afectado adversamente si, en el momento de la prueba, la formacin est todava a presiones excesivas o sobrealimentado por el barro invadir filtrado.
Para los fines de muestreo, la capacidad de evaluar la permeabilidad de la formacin antes de comprometerse una cmara de muestra permite la seleccin del nivel de muestreo ms adecuado y aumenta la probabilidad de recuperacin de la formacin de lquido.
Caractersticas de la herramienta
El probador de Formacin Repetir utiliza una bomba hidrulica accionada elctricamente para proporcionar presin para operar sus sistemas diferentes. Este circuito hidrulico se controla desde la superficie para proporcionar repetida puesta a retractarse de capacidad. Dos cmaras de muestra estn disponibles en la herramienta para tomar muestras de dos zonas diferentes, o para tomar una muestra de una zona segregada. Un medidor de deformacin transductor de presin se encuentra en la lnea de flujo para controlar la presin continua durante la prueba. Dos cmaras anteriores a la prueba de 10 cc cada uno se abren automticamente despus de que la herramienta se ajusta a retirar 20 cc de fluido a dos velocidades diferentes.
Esta es una herramienta de pozo abierto fijo que, por ciclo, permite la obtencin de dos muestras de fluido de la formacin andan nmero ilimitado de presin del resorte formacin measurements.A o mecanismo de tipo pistn tiene una sonda firmemente contra la pared del pozo y un sello hidrulico (de la perforacin barro) se forma por compresin de ejecutables. El pistn crea un vaco en una cmara de ensayo, los fluidos allowingformation a fluir en cmaras de muestra. La presin durante el flujo, y la acumulacin subsiguiente, es measured.The inicial de cierre de la presin se registra. La vlvula de prueba se abre para permitir que los fluidos de formacin fluyan cmara intothe - la velocidad de flujo se registra como la cmara se llena. Una vez lleno, el final de presin de cierre isrecorded.The construir marcha y parada de las presiones puede ser necesario corregir la presin de formacin para producir cierto, ya que, en particular con formaciones de menor permeabilidad, la acumulacin de presin puede no se han estabilizado. Tightformations, sin duda, puede dar lugar a la prueba de ser abortado, porque el temor de convertirse pegadas mayora de los operadores willdiscourage de permitir la prueba de continuar durante demasiado tiempo un fallo period.Seal puede resultar si la sonda no puede ser adecuadamente aislado del lodo (debido a permeabilityrocks bajas, el desarrollo pobre torta de filtro, o el material pegado a la sonda), de modo que la presin no increasemuch ms all de la pressure.Higher hidrosttica barro, o sobrealimentado, las mediciones de presin pueden producir formacin de baja permeabilidad donde zoneshave sido invadido por mayor presionado lodos
Aplicaciones de repeat formation tester
El RTF fue introducido a mediados de los 70s. Su mayor ventaja sobre su antecesor el FIT(prueba de intervalos de formacin), fue que este puede medir un nmero ilimitado de puntos de presin en un slo viaje al pozo mientras que el FIT se restringi a uno. Originalmente se consider que la aplicacin ms importante del RFT era para muestreo de fluidos, pero despus se observ su eficacia para proporcionar valores de presin-profundidad a travs de secciones en el yacimiento durante el desarrollo del programa de perforacin. Esto tambin revela el grado de comunicacin areal y vertical lo cual es de gran ayuda en la planeacin de proyectos de recobro secundario.
PRUEBA DE PRODUCCIN CON TUBERA DE PERFORACIN (DTS)
Una prueba de vstago de perforacin (DST) es un procedimiento para aislar y probar la formacin geolgica circundante a travs de la barra de perforacin. La prueba es una medida del comportamiento de la presin en la barra de perforacin y es un medio valioso para obtener informacin de muestreo importante en el fluido de formacin y para establecer la probabilidad de la produccin comercial.
En extraccin de petrleo y gas natural, la barra de perforacin incluye la tubera de perforacin, collares de taladro, conjunto de fondo, y la broca. Durante la perforacin normal, el fluido es bombeado a travs de la barra de perforacin y la broca de taladro. En una prueba de vstago de perforacin, la broca se retira, un vstago de perforacin herramienta de prueba se agrega, y el fluido de la formacin se recupera a travs de la barra de perforacin, mientras que varias mediciones de la presin se estn realizando.
El vstago bsico taladro herramienta de prueba consta de un programa de compresin o envasadores, vlvulas o puertos que puede ser abierta y cerrada de la superficie, y dos o ms dispositivos de grabacin de presin. (A envasador es un enchufe de expansin que puede ser utilizado para sellar secciones de la abierto o pozo entubado, para aislarlos para la prueba. [2]) El vstago de perforacin herramienta de prueba se baja en la tubera de perforacin a la zona a analizar. El empacador o empacadores se establecen para aislar la zona de la columna de fluido de perforacin, la vlvula de pruebas se abre, y comienza la prueba.
1.- Las pruebas DST (Drill Stem Testing) proporcionan un mtodo de terminacin temporal para determinar las caractersticas productivas de una determinada zona durante la etapa de perforacin del pozo.
2.- La prueba DST consiste en bajar, con la sarta de perforacin, un ensamble de fondo que consiste de un empacador y una vlvula operada desde la superficie.
3.- Las pruebas DST se realizan en zonas nuevas donde no se conoce el potencial de las mismas.
4.- Una prueba DST exitosa (por si sola) proporciona la siguiente informacin:
- Muestras de los fluidos del yacimiento - Una aproximacin de los gastos de produccin - Presin esttica del yacimiento - Presin de fondo fluyendo - Prueba de presin de corto tiempo (k, kh/, s y Dps) - Definir la terminacin, abandonar la zona (no cementar TR) o seguir perforando.
Actualmente se han llegado a las siguientes conclusiones, en base a los anlisis tiempo-costo, emitiendo las recomendaciones en base a informacin recabada:
- Limitar la aplicacin de las pruebas DST, en pozos exploratorios en agujero descubierto, para definir la introduccin y cementacin de la tubera de explotacin, as como, el diseo de la terminacin definitiva. - En pozos revestidos usar aparejos convencionales que permitan probar uno o varios intervalos con el mismo aparejo. - Cuando en agujero descubierto se tenga la necesidad de colocar el empacador con apndices mayores a 500 metros, se deber correr la sarta en dos viajes (EMP/USM- DST). - La funcin de una sarta DST es tomar informacin y muestras de intervalo de inters, por lo tanto, para la toma de informacin, se deber llimitar el uso de TF y ULA, y no efectuar estimulaciones.
Historia Trabajo en El Dorado, Arkansas, en la dcada de 1920, EC Johnston y su hermano MO Johnston desarroll el probador vstago de perforacin primero y corri la primera prueba comercial barra de perforacin en 1926. En abril de 1929, la Formacin Johnston Testing Corporation fue concedida una patente (patente de EE.UU. 1.709.940) y posteriormente se perfeccion el sistema de pruebas a principios de 1930.
En la dcada de 1950, Schlumberger introdujo un mtodo para analizar las formaciones mediante cable. La formacin Schlumberger herramienta de prueba, puesto en funcionamiento en 1953, dispar una carga hueca a travs de una almohadilla de goma que se haban expandido en el agujero hasta que se haya fijado firmemente en el agujero a la profundidad requerida. Fluidos de la formacin fluy a travs de la perforacin y tubera de conexin en un contenedor alojado dentro de la herramienta. Cuando est lleno, el recipiente fue cerrado, el sellado de la muestra de fluido a la presin de formacin. La herramienta se llev luego a la superficie, donde la muestra puede ser examinada. En 1956, Schlumberger adquiri Testers Johnston y sigue llevando a cabo pruebas de vstago de perforacin y pruebas de telefona fija en formacin abierta y pozos entubados.
Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formacin a travs de la tubera de perforacin, el cual permite registrar la presin y temperatura de fondo y evaluar parmetros fundamentales para la caracterizacin adecuada del yacimiento. Tambin se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinacin de sus propiedades; dicha informacin se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el dao ocasionado por el fluido de perforacin a pozos exploratorios o de avanzada, aunque tambin pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimacin de reservas. Durante la perforacin, el fluido es bombeado a travs del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formacin es recolectado a travs del drill stem mientras se realizan medidas de presiones. Despus de construir la Carta de Presin Esquemtica para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes. Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen: 1.- Efecto de la prueba previa de presin (pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presin de cierre en ambos perodos se incrementa. La variacin entre las respuestas se reduce en el segundo perodo de cierre y a medida que la presin del pretest se acerca a la presin esttica de la formacin, el efecto del pretest en el DST es muy pequeo. 2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presin del pozo se recupera ms rpido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presin se eleva por encima de la presin de la formacin. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presin es significativamente afectada por el perodo del pretest. 3.- Efecto de la temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presin al final de cada perodo de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presin resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el lquido puede fluir dentro o fuera de la formacin. Si la variacin de temperatura es alta (> 1C) el efecto de sta podra ser ms importante. Aplicaciones especiales 1.- Extrapolacin de la Presin La experiencia en el trazado de un gran nmero de cartas DST en papel semi- logartmico ha demostrado que cuando el ndice kh/ es mayor de 10 pies md / cp se obtiene una lnea recta. Por el contrario, cuando este ndice es menor a 10 pies md / cp se obtiene una lnea curva; dicho comportamiento tambin es habitual cuando el flujo radial no est presente. La produccin de una pequea cantidad de lquido es suficiente para notar una cada en la presin de la formacin, de modo que se necesita un tiempo mayor de cierre para obtener una curva build-up til. El cierre inicial es utilizado para minimizar los efectos de la produccin excesiva de fluido. El tiempo de flujo y la capacidad de la formacin inciden directamente en el tiempo de cierre de la prueba, el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas DST errneas. En formaciones de baja capacidad (K.h), largos tiempos de cierre permiten una mayor precisin en la extrapolacin a la presin original. Efecto del tiempo de cierre en la precisin de la Extrapolacin de la Presin 2. Permeabilidad Efectiva La permeabilidad efectiva es otro parmetro que se puede obtener mediante el anlisis de las pruebas DST, nuevamente con la aplicacin de la teora aplicada a las pruebas build-up. El uso de la tasa promedio del total recobrado dividido por el tiempo de flujo es suficiente para el uso de la formula: En el caso de no ser la curva de flujo una lnea recta, nos indica que la tasa asumida constante no lo es. Esto altera el valor de la permeabilidad que se obtiene de la prueba, pero afortunadamente los requerimientos en la precisin de la permeabilidad no son estrictos por lo que el valor aproximado obtenido con el DST resulta til. Dicho valor representa el promedio de todo el rea de drenaje, de hecho este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en ncleos. Mtodo de campo eficaz para el clculo de la permeabilidad Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presin se debe restaurar casi hasta la presin original y en el segundo cierre solo ser necesaria hasta que la presin llegue a unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presin inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presin donde (t + )/ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presin final de cierre (t + )/ y donde el tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (). Extender la unin anterior hasta que corte la ordenada de presin donde (t + )/ =10 Usando el P que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de acuerdo a la ecuacin: Tcnica para Interpretacin de la Permeabilidad Efectiva de un pozo 3. ndice de productividad y dao Se pueden obtener dos valores de IP a partir de pruebas DST. El primero proviene del periodo de flujo y es determinado mediante la cantidad de lquido recobrado, el tiempo de flujo y la diferencia entre la presin de flujo y la presin de la formacin. El segundo valor proviene del anlisis del final de la curva de cierre. La diferencia entre los dos valores de IP indica el grado de dao a la formacin. Este dao es comnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de la formacin. Mtodo de campo para el calculo de la relacin de dao Aunque existen mtodos ms precisos para su determinacin, la relacin de dao se puede determinar inmediatamente despus de culminada la prueba DST mediante el uso de la siguiente ecuacin emprica: Siguiendo el mismo mtodo para la obtencin de la permeabilidad, hallamos el P por cada ciclo. La presin de flujo final (Pf) es obtenida directamente de la prueba DST. La figura muestra el procedimiento usado. Tcnica para Interpretacin del Radio de Dao de un pozo 4. Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad, etc.) En principio, la deteccin de cambios en la transmisibilidad (K.h/) en las cercanas del pozo puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las condiciones de la formacin son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras. El anlisis de las pruebas DST para la determinacin de la presencia de barrera presenta las siguientes dificultades: Se puede demostrar que la distancia de penetracin es proporcional al tiempo de flujo. Una relacin emprica b 2 =K.t puede ser usada para estimar el rango de penetracin detectable por una prueba DST, la capacidad de la formacin (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetracin sin el tiempo de flujo adecuado. La tasa de produccin no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden ser causados por una reduccin de la tasa de produccin. Las caractersticas del yacimiento no son compatibles con la simplificacin de las suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causar una curvatura en la carta.
MEDICIONES INDIRECTAS DE LA PRESIN
Presin de formacin de poros se puede determinar con informacin de varias fuentes. Todas las fuentes deben ser utilizados durante la planificacin, la ejecucin y el anlisis de esfuerzo de perforacin. Los ingenieros de yacimientos, gelogos y geofsicos pueden hacer importantes contribuciones particularmente en lo que se refiere a las correlaciones estratigrficas. "Shale es una multa clstica de grano, minerales, especialmente cuarzo y pizarra calcite.1 es la litologa predominante en cuencas de petrleo. La mayor parte de los tiempos de perforacin y ssmica de viaje tendr lugar en la pizarra.
Mecnicamente esquisto sigue siendo el menos entendido tipo roca debido a la falta de informacin fiable mediciones de la presin. La presin de poro, junto con el estrs total, define el "Tensin efectiva", que controla el comportamiento mecnico de las rocas en trminos de fuerza y rigidez. La pizarra es muy variable en la totalidad de sus propiedades. Esta variabilidad complica an ms la definicin de las curvas de compactacin normales como esquisto esquisto caractersticas de compactacin varan considerablemente. La pizarra es un material hermtico con una baja permeabilidad suficiente. La porosidad vara en esquisto entre el 50 y el 5% cuando aumenta la profundidad. Es muy difcil de estimar y mide la porosidad en esquisto. Eso es un reto para la estimacin de la variacin de poro presin en la pizarra. En ms presionada la pizarra que contienen agua a presin, la densidad de es ms baja y la porosidad es mayor de lo normal. Hay varios mtodo han sido exista para estimar la presin de poro en la pizarra desde 1950. Muchos autores tienen contorno procedimientos para la formacin de la estimacin (pizarra) la presin a partir de datos obtenidos a partir de estudios elctricos y acsticos.
Un parmetro importante para la planificacin del bien es el conocimiento acerca de la formacin de poros presin. La pizarra es una de las rocas ms importantes que se pueden encontrar en todo reservorio rocas, a menudo con una presin de poro anormalmente alta. Y tambin la deteccin de anormalmente alta presin de poro es una tarea importante en todos los programas de perforacin. Sobrepresinsedimentos son generalmente causados por la secuencia de eventos donde queda atrapado por falla o no permeables las barreras en los sedimentos en profundidad. En un presionados normalmente la formacin del agua fue expulsado por los aumentos normales de presin de sobrecarga. Sino anormal de la presin es causada por la liberacin de agua en el poro sedimentario sistema, diagnesis Clay, compactacin normal y otros mecanismos son fuertemente relacionados. En ms de esquisto a presin que contiene agua a presin, la densidad es menor y porosidad es mayor de lo normal. Shale comprende una gran proporcin de la mayora de las cuencas sedimentarias y forma el sello y rocas de origen de muchos yacimientos de hidrocarburos. Shale es un material hermtico con un baja permeabilidad suficiente. Debido a su baja permeabilidad, existe un gran inters en el uso de la pizarra como rocas de caja para el almacenamiento de residuos. La porosidad de esquisto vara entre 50 a 5% cuando aumenta la profundidad. Es muy difcil de estimar y medir la porosidad en esquisto. Eso es un reto para la medicin directa de la variacin de poro presin en la pizarra. mtodo existen varias para estimar la presin de poro en la pizarra desde 1950.Many autores tienen procedimientos generales para la estimacin de la formacin (pizarra) Presin utilizando datos obtenidos de las encuestas elctricas y acsticas. Algunos otros como Eaton, Hubbert, Willis y Mathews tienen procedimientos generales para la estimacin de poro fractura presin. El conocimiento de estos dos parmetros (formacin y fractura de presin) es importante en la planificacin y la perforacin de pozos en el futuro. De hecho, uno puede dividir estos mtodos en dos categoras. La presin directa medicin y mtodos indirectos de medicin. Medicin de la presin directa en formacin porosa y permeable (RFT) se ha hecho durante dcadas. Pero directas medicin de la presin de fluido de poro por el ensayo dinmico o modular la formacin de repeticin herramientas de prueba de esquisto parece ser imposible debido a su baja permeabilidad. El uso de esquisto curvas de compactacin es as la base de varios mtodos de la presin del fluido de poro estimacin, la presin de la lnea ssmica de alambre, y en el modelado de cuenca. Todos estos mtodos requiere la definicin de una curva de compactacin normal (NCC), o un conjunto de normales curvas de compactacin para la pizarra. Estas curvas son tpicamente emprica, basndose en la experiencia regional o el uso de la calibracin de los experimentos de mecnica de suelos, pero parte se basa en el trabajo en la mecnica de rocas. La mayora de estos mtodos basados en deteccin de tendencia presin normal comparando con una tendencia anormal en la formacin (Especialmente Shale) para obtener el gradiente de presin en la profundidad sobrecargar puntas. Otro mtodos como la ssmica durante la perforacin (SWD), Registro durante la perforacin (LWD) y vertical Perfiles ssmicos (VSP) son la nueva tecnologa para una mayor precisin de los datos y as de registro para la estimacin de la presin de poro en esquisto que es utilizado por la mayora de aceite empresas. Todos ellos utilizan en la medicin de presin indirecta. La presin directa medicin de esquisto ("MESPOSH") se ha obtenido desde 2000 (?) por un poco de aceite empresas como Statoil, BP y otros! Este mtodo considera, por dos principales aplicaciones como a largo plazo y la medicin a corto plazo la presin. Efectos de las comunidades locales el estrs, la qumica y la temperatura sobre la medicin de la presin se han obtenido. Estos mtodos se muestra la puede aprender ms acerca de esquisto, directamente por medicin o indirectamente por deduccin, mejor ser nuestra posicin ser la hora de interpretar y la comprensin de las causas de la inestabilidad de las variaciones de presin. Esta conocimiento nos puede llevar a una aplicacin ms realista de la tecnologa y el producto
La presin del fluido estimacin cay bien y su precisin es una cuestin de hecho importante para la seguridad y perforacin econmica. Estndar mtodos directos de determinacin de la presin de poro en esquisto son imposibles debido a la baja permeabilidad de esquisto. loges telefona fija comnmente utilizado para la estimacin de la presin de poros en los pozos vecinos. un mtodo de combinacin elctrica y modelos mecnicos para calcular las presiones de poro fluido de registros geofsicos ha sido desarrollado desde los mtodos 1950s.this reducir la incertidumbre involucrada en la estimacin de porosidad de los registros e incluye un modelo simple de litologa barro roca en el clculo de la presin del fluido. La porosidad es comnmente usado para estimar la presin de poro. Si Asuma que todas las pizarras se comport de una manera homognea en respuesta a la creciente tensin efectiva, este proceso de estimacin sera relativamente sencillo. El comn inferencia de sobrepresin de datos de porosidad de telefona fija en el supuesto de que los esquisto sobrepresionada est compactado en relacin a su profundidad de enterramiento es errnea. Como sabemos, la compactacin de esquisto es fuertemente dependiente de la litologa. As, una combinacin de los datos detallados de roca y la mecnica de suelos adecuados nos llevar a una aumento de la capacidad para la estimacin de la presin de poro. La porosidad es una estimacin de este desafos que el conocimiento acerca de la cantidad de la misma, nos lleva a poner un gran paso para estimacin de la presin de poro. En este captulo se intenta una descripcin de beneficios de la porosidad mtodos de estimacin.
SHUT IN PRESSURE
La fuerza de superficie por unidad de rea ejercida en la parte superior del pozo cuando est cerrado, ya sea en el rbol de Navidad o el grupo BOP. La presin puede ser de la formacin o de una fuente externa e intencional. El SIP puede ser cero, lo que indica que cualquier formacin abiertos estn efectivamente equilibrado por la columna hidrosttica de lquido en el pocillo. Si la presin es cero, el pozo se considera muerta, y normalmente se puede abrir de forma segura a la atmsfera. Hay dos mtodos diferentes para determinar SIDP cuando un flotador est presente en la cadena se han mencionado en este hilo, tanto las que implican el bombeo de la sarta de perforacin. La diferencia en las tcnicas se refieren a cundo parar. El primer mtodo es lo que me gusta describir como la realizacin de una prueba de fugas en la sarta de perforacin: bombear lentamente y tomando nota de lo mucho que la presin aumenta por carrera del pistn de la bomba y se detiene cuando esto cambia (cambio / carrera desciende de forma significativa). El cambio indica que ya no estn comprimiendo el fluido en la sarta de perforacin, sino tambin el fluido en el espacio anular tambin - por lo tanto, el flotador se ha abierto y ha alcanzado el SIDP verdadero (ms una presin menor friccin).
El segundo mtodo requiere que usted vea un cambio en la presin de la carcasa. Por experiencia personal parece que esta es una tcnica ms comnmente se ensea en las escuelas de control, as como me parece que es la que los participantes del curso en general a citar.
Si bien este segundo mtodo, sin duda, trabaja en pozos relativamente poco profundos con una superficie BOP y patadas pequeos puede causar problemas en los pozos ms profundos, sub mar pozos, pozos HPHT etc donde el lodo gelificado, la friccin gran inductancia de lnea, etc compresibilidad del gas, pueden contribuir a retrasar el carcasa de respuesta de la presin en la superficie que da lugar a valores mayores SIDP aparentes. Sobre la estimacin de la SIDP puede causar prdidas durante el proceso de matanza, as como aplicar una presin innecesaria en el zapato o de otras formaciones dbiles en el agujero abierto. Por esta razn, yo recomendara que la fuga tcnica de DP se utiliza para determinar la SIDP, sobre todo cuando hay un MAASP limitada y los factores mencionados anteriormente existen. Mientras que en el tema de la flota, y en particular los flotadores slidos, me pregunto si estas a veces se ejecutan sin evaluar completamente la compensacin en beneficio vs estorbo en la gestin de una patada en situaciones MAASP limitados. Como ejemplo, en operaciones en aguas profundas, donde la friccin inductancia de lnea puede acercarse al valor de MAASP, una tcnica para hacer frente a una falta de gas es para permitir la entrada a migrar hasta el interior del zapato carcasa anterior mientras mantiene la SIDP a su valor original por sangrado de fluido desde el anillo como el gas migra. Una vez que la mayora de la afluencia es el interior del zapato anterior de la zapata de presin se ha reducido por la diferencia en la altura hidrosttica de la afluencia de la vs la cabeza de un equivalente TVD de fluido de perforacin. Este margen bien puede entonces facilitar la circulacin de la patada sin exceder la fuerza de calzado.
SHUT-IN DRILL PIPE PRESSURE (SIDPP)
Cierre de presin de la tubera de perforacin (sidpp)
Presin mostrando en el calibre del tubo de perforacin y es la diferencia entre la presin de la formacin y la de la cabeza hidrosttica del fluido de perforacin en el agujero en el momento de la patada. Esta presin se se utiliza para calcular el nuevo peso barro kill.
SHUT-IN CASING PRESSURE (SICP)
Presin de cierre carcasa (SICP)
presin mostrando en los anuales o carcasa de calibre y se define como la presin diferencial entre la presin de la formacin y la de la cabeza hidrosttica del fluido de perforacin ms el gradiente de patada y el lquido contaminado en el agujero en el momento de la patada es tomar Esta presin a menudo ser mayor que la de la SIDPP y no debe ser utilizado para determinar el barro kill nuevo.
Estas presiones no se calculan. En el caso de un reventn cuando el pozo se cierra inmediatamente pulg Usted debe tener a alguien controlar el medidor de presin en el colector de choke o estrangulador consola si su equipo tiene una potencia de ahogarse, y cierra la presin en los tubos de perforacin ser lo que la presin del tubo vertical es cuando el pozo se cierra en las plataformas de bombas de lodo estn cerradas. Si no hay un flotador en la sarta de perforacin tendr una presin en la tubera. Incluso si usted tiene un flotador es posible que an tienen algo de presin atrapada en la tubera y el medidor de tubo vertical reportar la cantidad de presin.