Procedura FIT (Formation Integrity Test)

Views: 2

Termenul de testare a integrității formării implică diverse semnificații, putând include:

• testul limită care a fost efectuat la valoarea specificată sub valoarea gradientului de fracturare;
• Leak off Test, testul de curgere, ce se efectuează până la punctul în care formațiunea începe să „curgă”;
• testarea gradientului de fracturare ce se efectuează pentru a trece dincolo de valoarea gradientului de fracturare.

Există un alt termen care este utilizat pe scară largă în șantiere, așa numitul „shoe bond test” sau „casing shoe test”, care se efectuează pentru a testa rezistența și integritatea inelului de ciment al coloanei anterioare, la șiul acesteia. În faza de proiectare, gradientul de fisurare poate fi estimat din datele de sondă offset, iar în lipsa lor, prin modelele teoretice.

Obiectivele FIT

Testul de integritate a formațiunii geologice se execută din mai multe motive:

• pentru verificarea rezistenței cimentului din jurul șiului coloanei, confirmând astfel lipsa comunicării cu formațiuni geologice poros-permeabile superioare;
• pentru a estima gradientul de fracturare, stabilind astfel limita superioară a greutății specifice a fluidului de foraj, care este principala barieră de control al sondei;
• pentru a culege informații și a le folosi în procesul optimizării proiectării viitoarelor sonde din zonă;
• pentru a stabili mai exact adâncimea de fixare a șiului coloanei (în viitoarele proiecte);
• pentru a fi folosit în planificarea unor eventuale operații de fracturare hidraulică.

Stresul formațiunilor geologice

Tensiunea rezultată exercitată în orice punct particular de sub suprafața pământului poate fi sintetizată în trei solicitări, perpendiculare una pe cealaltă: tensiunea verticală σ_v și două orizontale σ_H și σ_h. Aceste solicitări sunt descrise ca tensiuni principale și sunt desemnate după cum urmează:

• tensiunea principală maximă (σ₁);
• tensiunea principală intermediară (σ₂);
• tensiunea principală minimă (σ₃).

În majoritatea cazurilor, tensiunea principală maximă este tensiunea verticală, datorată presiunii exercitate de roca suprapusă și se numește presiunea de supraîncărcare (overburden pressure). Formațiunea se fracturează atunci când valoarea presiunii din gaura de sondă depășește tensiunea principală minimă. Fractura se propagă de-a lungul planului perpendicular pe direcția tensiunii principale minime. În timpul operațiunilor de săpare, solicitările in-situ sunt perturbate de crearea sondei, putând induce mai multe solicitări în jurul sondei, care pot avea ca efect chiar și o creștere a rezistenței regionale.

Când se testează formația prin presurizarea găurii de sondă, se poate întocmi (și ar trebui făcut) un grafic al presiunii funcție de volumul pompat. Pentru prima secțiune a graficului, inițial se poate observa o tendință liniară. Dacă presiunea crește în continuare, atunci, teoretic, formațiunea se va fractura atunci când presiunea atinge valoarea tensiunea orizontale minime. Cu toate acestea, formațiunea din jurul sondei este întărită de solicitările create în timpul operațiilor de forare, astfel încât formațiunea se fracturează la o presiune mai mare decât solicitarea orizontală. Odată ce în rocă e generată fractura, presiunea necesară pentru menținerea acesteia este mai mică decât presiunea utilizată pentru inițierea ei.

• FIT – Formation Integrity Test (Test de Integritate a Formațiunii);
• LOP – Leak-off pressure/point (punct de inițiere al fracturii);
• FBP – Fracture breakdown pressure (presiune la care roca se sparge și permite fluidelor să curgă în interiorul ei);
• FPP – Fracture propagation pressure (presiunea de propagare a fracturii; se poate vedea eventual și „Fracture propagation models”);
• ISIP – Instantaneous shut-in pressure (o lucrare de diplomă ce tratează și subiecte conexe acestei noțiuni, este „ANALYSIS OF INSTANTANEOUS SHUT-IN PRESSURE IN SHALE OIL AND GAS RESERVOIRS”)

O precizare se impune: descrierea de mai sus este pentru sondele verticale. În cazul găurilor deviate, presiunile de fracturare pot fi diferite, din multe motive, fiind legate de înclinarea și azimutul traiectului găurii.

Formule de calcul ale FIT

Sistemul metric

În sistemul metric, formula de calcul a presiunii necesare realizării FIT-ului este:

unde:

• Presiunea necesară pentru FIT → în [kPa];
• FIT necesar → în [kg/m³];
• Densitate curentă fluid foraj → în [kg/m³];
• TVD la șiu → True Vertical Depth la șiu, în [m].

Precizare: presiunea FIT ar trebui rotunjită în jos.

Formular de calcul 1

[CP_CALCULATED_FIELDS id=”17″ ]

Sistemul  oilfield

Un convertor util între unități ale diverselor sisteme de măsură poate fi găsit și aici.

În acest sistem, formula de calcul a presiunii necesare realizării FIT-ului este:

unde:

• Presiunea necesară pentru FIT → în [psi];
• FIT necesar → în [ppg];
• Densitate curentă fluid foraj → în [ppg];
• TVD la șiu → True Vertical Depth la șiu, în [ft].

Formular de calcul 2

[CP_CALCULATED_FIELDS id=”18″ ]

Ghid orientativ pentru realizare FIT

Aceasta este doar un proces orientativ. De multe ori, e necesară respectarea procedurii standard a companiei. Pași de urmat:

1. 1. Se sapă câțiva metri sub șiul coloanei și se colectează probe de sită, pentru a avea confirmarea că sapa a intrat în teren, apoi retrage sapa în interiorul coloanei.
   2.  Se închide prevenitorul pe prăjini (obturând curgerea în spațiul inelar); se realizează legătura dintre prăjini și o pompă (de preferat un agregat de cimentare) și se pompează fluid de foraj în sondă, cu duza deschisă, confirmând astfel că linia de suprafață este plină cu fluid de foraj.
   3. Se oprește pomparea și se închide duza.
   4. Se pompează treptat volume mici de fluid de foraj în puț, cu o frecvență constantă a pompei. Se înregistrează cursele totale ale pompei, presiunea la prăjini și presiunea la coloană. Se pompează până când presiunea la coloană atinge presiunea necesară pentru realizarea testului de integritate. Se menține presiunea timp de câteva minute pentru a confirmare.
   5. Se scurge presiunea și se deschide prevenitorul. Se poate relua  forajul.