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ANALISIS MODERNO DE PRUEBAS DE POZO Instructor: Ing. ng. Javie avierr Andr ndrés Ma Marrtíne tínezz P. 07/04/2015 08:23 a.m.
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PRUEBAS DE DECLINACIÓN DE PRESIÓN (DRAWDOWN) 07/04/2015 08:23 a.m.
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OBJETIVO
La permeabilidad promedia en el área de drene del pozo.
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Volumen poroso poroso del yacimiento (RLT)
Determinar heterogeneidades
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REALMENTE SE OBTIENE Transmisibilidad.
Volumen Volum en poroso por compresibilidad total. 07/04/2015 08:23 a.m.
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OBJETIVO
La permeabilidad promedia en el área de drene del pozo.
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Volumen poroso poroso del yacimiento (RLT)
Determinar heterogeneidades
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REALMENTE SE OBTIENE Transmisibilidad.
Volumen Volum en poroso por compresibilidad total. 07/04/2015 08:23 a.m.
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DEFINICIÓN Una prueba de declinación es simplemente una serie de medidas de presión durante el periodo de flujo de un pozo que produce a tasa constante.
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Usualmente el pozo se cierra antes del flujo por un periodo de tiempo largo para permitir que la presión se iguale a lo largo de la formación, es decir, alcanzar la presión estática.
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PROCEDIMIENTO Abrir el pozo para producir a rata constante y registrar continuamente la P wf wf .
Se baja la herramienta a un nivel inmediatamente encima de las perforaciones (Mínimo la herramienta debe tener dos sensores para control de calidad de los datos)
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Se cierra el pozo por un periodo de tiempo suficiente para alcanzar la estabilización en todo el yacimiento (si no hay estabilización, probablemente se requiera una prueba multirata)
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GENERALIDADES Un DD dura unas pocas horas o vari rioos día íass dependie ienndo de los objetivos de la prueba y las características de la formación. Pruebas Prueb as de de decl clin inac ació iónn ex exte tens nsas as (R (RLLT) se co corr rree pa para ra de delilimi mita tarr el yacim imie iennto o esti tim mar el vol oluume menn de dr dreene de dell pozo zo.. Otr troos objjeti ob tivvos son on:: Ha Hallllaar k, s WBS, ϕ , forma y tamaño del yacimiento. Idealmente, el pozo se cierra hasta alcanzar la presión está es táti tica ca de dell yac acim imie iennto an ante tess de la pr prue ueba ba.. Es Este te re requ quis isit itoo se connsi co sigu guee en yacim imie iennto toss nuev evos os,, pe perro a menudo es di diffíc ícilil o imprá imp ráct ctic icoo de lo logr grar ar en ya yaci cimi mien ento toss vi viej ejos os/de /desa sarr rrol olla lado dos, s, po porr lo qu quee se re requ quie iere re un unaa pru prueb ebaa mu multi ltita tasa sa.. 07/04/2015 08:23 a.m.
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ALMACENAMIENTO, WBS Es el flujo continuado de la formación hacia el pozo después de que éste ha sido cerrado para para estabiliz estabilizació ación. n.
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ALMACENAMIENTO, WBS Las pruebas tradicionales de presión tuvieron que ser lo suficientemente largas para sobrellevar tanto los efectos de C y s de modo que se pudiera obtener una línea recta indicando el comportamiento del flujo radial.
Incluso esta aproximación presenta desventajas ya que más de una línea aparente puede aparecer y los analistas tienen problemas decidiendo cual línea usar.
Aunado a ello, la escala del gráfico podría evidenciar ciertas respuestas de presión como rectas cuando en realidad son curvas.
Para sobrellevar este problema los analistas desarrollaron el método de las curvas tipo.
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ALMACENAMIENTO, WBS En un pozo sin empaque, cuando éste se abre al flujo durante un DD, la reducción de presión hace que el líquido en el anular caiga.
El postflujo se induce después del cierre del pozo porque el flujo proveniente del yacimiento no se detiene sino que continúa a una rata que disminuye continuamente hasta que la presión del pozo se estabiliza.
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Una complicación adicional es el mecanismo del pozo que conduce los fluidos a la segregación lo que hace el almacenamiento variable con el tiempo.
Los efectos de almacenamiento se deben a la compresibilidad de los fluidos en el pozo.
El líquido extraído del anular se une al del yacimiento y forman una proporción del flujo total del pozo.
El nivel de fluido que decrece es capaz de suministrar mucho más fluido que el que es posible simplemente de la expansión del solo fluido, luego el efecto de WBS es más prominente en este tipo de completamientos.
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ALMACENAMIENTO, WBS
DD
• Unloading (descarga): Flujo ocurre por expansión de fluidos en el wellbore.
PBU
• Afterflow (Postflujo): Flujo en la cara de la arena después del cierre en superficie.
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ALMACENAMIENTO, WBS
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ALMACENAMIENTO, WBS El almacenamiento afecta el comportamiento del transiente de presión a tiempos tempranos. Normalmente, q se controla en superficie a no ser que haya cierre en fondo. 07/04/2015 08:23 a.m.
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ALMACENAMIENTO, WBS Los fluidos en el pozo no permiten una inmediata transmisión de la perturbación subsuelo – superficie desigualdad de caudales en superficie y en la cara de la formación.
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ALMACENAMIENTO, WBS Matemáticamente, el coeficiente de almacenamiento es el cambio en el volumen total de los fluidos del pozo por unidad de cambio de presión de fondo. También, se define como la habilidad del pozo para almacenar o descargar fluidos por unidad de cambio de presión de fondo:
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ALMACENAMIENTO, WBS Esta expresión considera tanto la expansión de fluido (compresibilidad) como el cambio en el nivel del fluido.
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ALMACENAMIENTO, WBS La expansión del fluido se define por:
Cwb =Compresibilidad del fluido en el pozo. Vwb = Volumen total del wellbore.
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ALMACENAMIENTO, WBS El cambio en el nivel del fluido (FL) se define por:
Awb =Area anular, ft2. ρ = Densidad del fluido, Lbm/ft3. 07/04/2015 08:23 a.m.
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ALMACENAMIENTO, WBS El efecto de CFL es esencialmente pequeño y si se empaqueta cerca a la zona productora. El efecto total de C es la suma de los dos Note que en una prueba de presión de crudo la FE es normalmente insignificante debido a la pequeña compresibilidad liquida. En pozos de gas, el efecto primario del almacenamiento es la expansión de gas. 07/04/2015 08:23 a.m.
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ALMACENAMIENTO, WBS A > C > será la transición. El WBS causa que q sf cambie más despacio que la rata de flujo en superficie. A medida que WBS disminuye, la formación empieza a influenciar cada vez más la P w hasta que se desarrolla el comportamiento infinito 07/04/2015 08:23 a.m.
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ALMACENAMIENTO, WBS
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ALMACENAMIENTO, WBS
Nota 1
• Los datos de presión que se encuentran influenciados por el almacenamiento pueden usarse para estimar las propiedades del yacimiento, sin embargo este análisis es tedioso.
Nota 2
• El almacenamiento puede cambiar durante una prueba en pozos productores (redistribución de fases) e inyectores (aumento o disminución de volumen.
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ALMACENAMIENTO, WBS
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ALMACENAMIENTO VARIABLE
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AUMENTA C INYECTORES
Nota 1
• Cerrado el pozo, la Psup es alta, pero podría decrecer a la Patm e ir al vacío si la presión estática es inferior a la Phidr.
Nota 2
• Esto incrementa el C (100 veces) de un sistema incompresible a uno de un sistema donde el nivel de líquido cae.
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DISMINUCIÓN ALMACENAMIENTO Ocurre en un pozo inyector con un alto nivel de aumento del nivel de almacenamiento en el líquido o en productores con alto GOR o por redisolución del gas libre.
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DISMINUCIÓN ALMACENAMIENTO
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DISMINUYE ALMACENAMIENTO
Mientras se bombea el nivel del pozo se mantiene por debajo del empaque, pero
se incrementa cuando se cierra el pozo debido a que el gas en el pozo se redisuelve o se comprime.
Cuando el nivel de líquido alcanza el empaque el C caerá de un valor relativamente alto para
aquel de un nivel de líquido incremental a un valor relativamente pequeño para el caso de compresión controlada.
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Para aumento o decremento del C , el segundo C determina el comienzo de la línea recta semilogarítmica.
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SEGREGACIÓN DE FASES 1 ft3 de aire @ 14.7 Psi y 75°F = (1 SCF)
2910 ft Si Geo = 0.5 Psi/ft. La P w = 1470. Cuál es la P si la burbuja asciende?
2910 ft
1470 Psia
1470 Psia?
A = ft2 07/04/2015 08:23 a.m.
A = ft2 Curso Análisis de Presiones 2015
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SEGREGACIÓN DE FASES Un caso típico de "Humping" es causado por segregación de fases.
Se ha observado en recipientes a presión que estas anomalías resultan de redistribución de fases causada por la subsecuente elevación de burbujas después de cerrado el pozo.
Nuestra intuición falla porque la mayoría de los ingenieros concluyen que si el contenido del recipiente permanece, la presión en el fondo del recipiente permanece constante sin importar la distribución de fases en este. Conclusión errónea 07/04/2015 08:23 a.m.
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SEGREGACIÓN DE FASES Aire 1 ft3 @ 14.7 Psi y 75°F = (1 SCF) Si GEo = 0.5 Psi/ft 2910 ft La presión en el fondo es:
Si hay 1 ft 3 de aire en el pozo A = ft2 07/04/2015 08:23 a.m.
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SEGREGACIÓN DE FASES Aire 1 ft3 @ 14.7 Psi y 75°F = (1 SCF) Para efectos prácticos considerando ahora que la temperatura es uniforme a lo largo del pozo
2910 ft
Si hay 1 ft 3 de aire en el pozo
La cantidad total de gas es 101 ft3
Lo que indica que 1 ft3 en el yacimiento representa 100 ft3 en superficie. A = ft2
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SEGREGACIÓN DE FASES Aire 2 ft3 @ 742 Psi y 75°F = (101 SCF) Si la burbuja de gas asciende (voltear el pozo) 2910 ft
Si hay 1 ft 3 de aire en el pozo
La cantidad total de gas es 101 ft3
Lo que indica que 1 ft3 en el yacimiento representa 100 ft3 en superficie. A = ft2
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SEGREGACIÓN DE FASES Aire 2 ft3 @ 742 Psi y 75°F = (101 SCF)
2910 ft
Lo que indica que la presión en el fondo se incrementa en 727 psi.
Si hay 1 ft 3 de aire en el pozo A = ft2 07/04/2015 08:23 a.m.
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SEGREGACIÓN DE FASES El problema de redistribución de fases ocurre solo con cierre en superficie y no se ve en DST o en pozos de desarrollo cuando se usa cierre en fondo
El uso de herramientas de cierre en fondo elimina casi todo el problema y es la mejor solución
Condiciones para redistribución: Cierre en superficie, Pozos profundos, bajo GOR, Alto daño, moderado kh, fenómeno solo en PBU
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Gas "Hump"
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ELEVACIÓN DEL NIVEL DE LÍQUIDO Una gran de no idealidad ocurre en pozos de crudo con corte de agua en pozos de condensados
Caída de líquido
(Fig.) En vez de tener burbujas de gas, hay gotas de agua dispersas (agua o condensado)
Al cerrar el pozo las fases se segregan
Si la presión al MPP se denota PD y la presión en el registrador es PG:
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ELEVACIÓN DEL NIVEL DE LÍQUIDO Si la TVD entre el registrador y el datum se denota Zc.
Profundidad registrador
Zo
PG ρo
Crudo ρw
Si no hay agua….
Zc
Zw DATUM
PD Agua
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Registrador
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Base de la formación 48
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ELEVACIÓN DEL NIVEL DE LÍQUIDO La presión en el registrador se Profundidad registrador reduce progresivamente a medida Zo que sube el nivel de agua. En el caso de un gradiente de crudo la diferencia es ρogZc Mientras que si la columna de agua sube por encima del Registrador es ρwgZc Luego el cambio en la corrección hidrostática es ΔρgZc presumiendo que f w es bajo y esencialmente hay un gradiente de crudo al momento del cierre. 07/04/2015 08:23 a.m.
PG
Registrador
ρo
Crudo ρw
Zc
Zw DATUM
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PD Agua
Base de la formación 49
ELEVACIÓN DEL NIVEL DE LÍQUIDO Si el datum experimenta un PBU, la presión registrada por el registrador difiere de este por una cantidad variante durante el periodo cuando el nivel de líquido entre el datum y el regist. Se eleva. Una vez se cubre el regist. La corrección es cte = ρwgZc . Obviamente, esto se vuelve mas severo a medida que la distancia entre regist. y datum esta separación debería minimizarse en pozos con fw, así sea mínimo. Sartas con soportes largos del registrador presentan problemas de interpretación debido a la interferencia debida al cambio de nivel de agua. 07/04/2015 08:23 a.m.
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ELEVACIÓN DEL NIVEL DE LÍQUIDO
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ELEVACIÓN DEL NIVEL DE LÍQUIDO Se detectó el problema de elevación líquida de la combinación de PLTs y WT el gradiomanómetro mostró un punto donde el gradiente local en la herramienta cambiaba de aceite a agua o de gas a condensado .
Los registr. de cuarzo permiten el uso en serie de dos de ellos separados cierta distancia de modo que se sobrepone la presión de los dos registr. El Δ P entre los dos registr. se debe a la densidad del fluido en el medio (3 ft 1 a 1.5 psi) 07/04/2015 08:23 a.m.
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ALMACENMIENTO, WBS Para nivel de fluido variable:
Vu Volumen del wellbore/unidad de longitud, bbl/ft ρ Densidad del fluido en el wellbore Lbm/ft3 C Coeficiente de almacenamiento, bbl/psi 07/04/2015 08:23 a.m.
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Vu
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ALMACENAMIENTO, WBS Para pozos inyectores:
Cwb =Compresibilidad del fluido en el pozo. Vwb = Volumen total del wellbore.
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ALMACENAMIENTO, WBS Al abrir el pozo, la producción viene del pozo, qsf =0. A medida que transcurre el tiempo, qsf q y WBS se desprecia y la cantidad de líquido en el wellbore será constante. La rata de acumulación líquida (asumiendo B constante) es:
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ALMACENAMIENTO, WBS qsf y q en STB/D. P w – P t = ρ Z /144 (asumiendo g/gc = 1). ρ = densidad, lbm/pie3 y Pt =presión en superficie. Derivando: Combinando:
Defina:
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ALMACENAMIENTO, WBS Asumiendo Pt constante, reemplazando C y despejando q sf :
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ALMACENAMIENTO, WBS Derivando t con respecto a tD y derivando Pw con respecto a t:
Reemplazando dt….
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ALMACENAMIENTO, WBS
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ALMACENAMIENTO, WBS Si CD = 0 entonces, q = qsf PROPIEDADES DE LAS CURVAS TIPO RAMEY Inicialmente qsf =0
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qsf /q =0, luego:
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ALMACENAMIENTO, WBS
Si se grafica PD vs. tD y al inicio da una recta de m=1, es una buena indicación que existe WBS. Sustituyendo CD, tD y PWD 07/04/2015 08:23 a.m.
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ALMACENAMIENTO, WBS
Las principales ventajas de usar cierre en fondo de pozo es la minimización de los efectos de almacenamiento y duración del postflujo. 07/04/2015 08:23 a.m.
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ALMACENAMIENTO, WBS
Las principales ventajas de usar cierre en fondo de pozo es la minimización de los efectos de almacenamiento y duración del postflujo. Cuando la válvula de cierre en fondo es accionada, el flujo hacia arriba dentro del pozo se interrumpe. Entretanto el flujo continua entrando a la cámara a una rata que declina 07/04/2015 08:23 exponencialmente. a.m. Curso Análisis de Presiones 2015 68
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Cierre en fondo
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ALMACENAMIENTO, WBS De una prueba de presión: C tiene que coincidir con: Del almacenamiento se puede despejar Vu y se compara con los valores tabulados!! Si C o Vu no coinciden, podría haber una indicación de que el líquido está cayéndose o elevándose!! 07/04/2015 08:23 a.m.
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ALMACENAMIENTO, WBS Las razones más comúnmente atribuidas son alta relación gas-petróleo en el pozo, pozos altamente estimulados, empaques con escapes o espacios en las conexiones con el pozo (causados por colapso de la formación o mala cementación) y pozos usados para inyección de fluidos viscosos.
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ALMACENAMIENTO, WBS Si qwb representa la rata al cual el pozo descarga fluidos: El caudal en superficie es la suma de la rata en el pozo y la rata en la cara de la formación: De la definición de CD: 07/04/2015 08:23 a.m.
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ALMACENAMIENTO Y DAÑO
La condición de frontera que incorpora la región de daño está dada por:
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ALMACENAMIENTO Y DAÑO
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ALMACENAMIENTO Y DAÑO
Primera clase y orden 0 y 1
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Segunda clase y orden 0 y 1
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ALMACENAMIENTO Y DAÑO En algunas pruebas de presión donde hay almacenamiento variable, éste puede estimarse midiendo el caudal en la cara de la formación, qsf , con un spinner. De modo que:
Para pruebas de restauración, puesto que el caudal en superficie se hace cero, q = 0:
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MÉTODOS DE INTERPRETACIÓN 1. CURVAS TIPO
a)Semilog de Presión b)Log-log de Presión c)Log-log de presión y derivada de presión 2. CONVENCIONAL a)Gráficos semilog (P vs. log t), P vs. log (tp+t)/t b)Gráficos cartesianos de P vs. t, c) P vs. t 0.5 d)P vs. t 0.25 e)P vs. t0.36 f) P vs. 1/t0.5 g)P vs. h)P vs. 07/04/2015 08:23 a.m.
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MÉTODOS DE INTERPRETACIÓN 3.SIMULACION (REGRESION NO LINEAL) 4.METODOS MODERNOS
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MÉTODOS DE INTERPRETACIÓN
SIMULACIÓN TERMINADA 07/04/2015 08:23 a.m.
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MÉTODOS DE INTERPRETACIÓN
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ANÁLISI DE REGRESIÓN NO LINEAL
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INTERVALOS DE CONFIANZA Parámetro % Intervalo k 10 C 10 s Pi re 10 xf 10 20 20
Intervalo absoluto
1 3
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PROPIEDADES C.T. DE RAMEY Fin del WB WBSS Pendiente Pend iente unitar unitaria ia
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PROPIEDADES C.T. DE RAMEY 1.55 Ci 1. Cicl clos os
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C.T. DE RAMEY Cada curva se desvía de la pendiente unitaria y forma un periodo de transición que dura ~1.5 ciclos. Si cada ½ ciclo = 101/2 = 3.1622, quiere decir que tres medios ciclos (3.16223=31.62) son aprox. 30. Osea que una línea que se desvía a los 2 min requiere de una hora para formar el estado transitorio. En otras palabras la prueba está contaminada durante 1 hr por almacenamiento. 07/04/2015 08:23 a.m.
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C.T. DE RAMEY Se observa además que un grupo de curvas que presentan daño se mezclan aproximadamente a un tiempo adimensional, tD 60 CD + 3.5s , tiempo después del cual la prueba está libre de efectos de almacenamiento. -50 >s ≥ 50 07/04/2015 08:23 a.m.
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C.T. DE RAMEY
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C.T. DE RAMEY El ajuste por curvas tipo es el único procedimiento que pude aplicarse en pruebas cortas donde no se ha desarrollado el flujo radial (línea semilog). Sin embargo, el ajuste por curvas tipo es riesgoso por ser en ensayo y error, pero pueden proporcionar resultados aproximados incluso cuando fallan los métodos convencionales (TDST). Un error en un milímetro puede causar diferencias de presión de hasta 200 psi.
Para yacimientos desarrollados o depletados existen las curvas tipo de superposición. 07/04/2015 08:23 a.m.
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C.T. DE RAMEY Grafique Δ P vs t (field data plot, fdp) en papel logarítmico usando el mismo tamaño de la curva maestra.
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Coloque el fdp sobre la curva maestra (paralelismo).
Obtenga el mejor ajusta con una de las curvas de la curva tipo.
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Escoja un punto de ajuste conveniente y lea Δ PM, tM, PDM, tDM, y CDM.
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C.T. DE RAMEY
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C.T. DE RAMEY
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C.T. DE RAMEY Punto de Ajuste
Δ P
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Δ t Curso Análisis de Presiones 2015
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C.T. DE EARLOUGHER
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C.T. DE EARLOUGHER Grafique Δ P/t vs. t y ajuste con la gráfica anterior:
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C.T. DE EARLOUGHER
Earloughe Earlougherr sirve sirve para verifica verificarr Ramey 07/04/2015 08:23 a.m.
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MÉTODO SEMILOG Poz Pozo únic único o en un yacim acimie ient nto o in inffin init ito o
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MÉTODO SEMILOG Poz Pozo únic único o en un yacim acimie ient nto o in inffin init ito o
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MÉTODO SEMILOG Poz Pozo únic único o en un yacim acimie ient nto o in inffin init ito o
En el pozo rD = 1 07/04/2015 08:23 a.m.
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MÉTODO SEMILOG
El papel semilog no está en escala ln
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MÉTODO SEMILOG
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MÉTODO SEMILOG
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MÉTODO SEMILOG Rad Radio efectivo o aparente del pozo
Skin?
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MÉTODO SEMILOG
Con base en el tssL es que se diseña la prueba. t =10tssL. 07/04/2015 08:23 a.m.
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MÉTODO SEMILOG Tanto en DD como en PBU existen tres técnicas para determinar la verdadera línea recta semilog: 1. Usando el tSSL.
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k, s & C (log-log) P1hr y m Determine tSSL.
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MÉTODO SEMILOG Tanto en DD como en PBU existen tres técnicas para determinar la verdadera línea recta semilog: 1. Usando el tSSL. 2. Contando 1 ½ ciclo después de desviarse la pendiente unitaria (no muy cierto para PBU)
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Aquí empezaría la línea recta
Ciclo y medio
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MÉTODO SEMILOG Tanto en DD como en PBU existen tres técnicas para determinar la verdadera línea recta semilog: 1. Usando el tSSL. 2. Contando 1 ½ ciclo después de desviarse la pendiente unitaria (no muy cierto para PBU) 3. La derivada (Cuando sea plana)
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VALIDACIÓN
Ya sea que los datos sean registrados en superficie con tiempo real o en fondo los datos deben validarse en el sitio del pozo . La validación asegura que los datos adquiridos son adecuados para satisfacer los objetivos de la prueba. Cuando se leen datos en superficie en tiempo real, la validación en el sitio del pozo revela el momento en que se han registrados suficientes puntos para la prueba de modo que ésta deba terminarse y se optimice el tiempo del equipo.
Examinar el tSSL y los datos de presión adquiridos de presión y su derivada vs. tiempo en un gráfico log-log es el enfoque de la validación en el sitio del pozo. Sin embargo, la estimación del tSSL puede requerir ensayo y error por lo que se prefiere usar la derivada para determinar con mejor exactitud y practicidad dicho tiempo. Este valor puede identificarse con el comienzo del flujo radial en el gráfico de la derivada.
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MÉTODO SEMILOG Tiempo de estabilización (alcance de fronteras). Pozo en el centro de varios sistemas simétricos (tDA = 0.1):
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MÉTODO SEMILOG Tiempo de estabilización (alcance de fronteras). Pozo en el centro de varios sistemas simétricos (tDA = 0.1):
Tiempo mínimo de cierre:
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MÉTODO SEMILOG
A cualquier tiempo de producción: Sistemas circulares: 07/04/2015 08:23 a.m.
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MÉTODO SEMILOG Se tienen dos pozos (inyector y observador). El objetivo es determinar el tiempo de llegada del impulso en el observador para hallar la velocidad de onda (superposición):
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MÉTODO SEMILOG La suma da:
Un impulso es: Defina:
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MÉTODO SEMILOG Reemplazando lo anterior
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MÉTODO SEMILOG
Tomando el límite cuando Δ t 0, se tiene
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MÉTODO SEMILOG Sin el requerimiento:
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MÉTODO SEMILOG
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MÉTODO SEMILOG r= 10 ft ct = 15.55x10-6 /psi ϕ= 20%
= 0.8 cp h = 20 ft k = 50 md
μ
Simule el comportamiento de Δ P para un rango de tiempo entre 5.83E-4 y 2.69E-2 hrs. 07/04/2015 08:23 a.m.
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MÉTODO SEMILOG t, hr 5.83E‐04 7.33E‐04 8.83E‐04 1.03E‐03 1.18E‐03 1.33E‐03 1.48E‐03 1.63E‐03 1.78E‐03 1.93E‐03 2.08E‐03 2.23E‐03 2.38E‐03 2.53E‐03 2.68E‐03 2.83E‐03 2.98E‐03
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dP, Psi 7.12E‐01 2.97E+00 7.35E+00 1.36E+01 2.13E+01 2.95E+01 3.80E+01 4.62E+01 5.39E+01 6.11E+01 6.76E+01 7.34E+01 7.86E+01 8.31E+01 8.71E+01 9.05E+01 9.35E+01
Exp(‐x) 0.000306 0.001604 0.004786 0.010395 0.018548 0.02905 0.041552 0.055652 0.070961 0.087132 0.103871 0.120937 0.138137 0.155316 0.172359 0.189174 0.205695
Curso Análisis de Presiones 2015
‐x ‐8.09E+00 ‐6.44E+00 ‐5.34E+00 ‐4.57E+00 ‐3.99E+00 ‐3.54E+00 ‐3.18E+00 ‐2.89E+00 ‐2.65E+00 ‐2.44E+00 ‐2.26E+00 ‐2.11E+00 ‐1.98E+00 ‐1.86E+00 ‐1.76E+00 ‐1.67E+00 ‐1.58E+00 146
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MÉTODO SEMILOG t, hr 3.13E‐03 3.28E‐03 3.43E‐03 3.58E‐03 3.73E‐03 3.88E‐03 4.03E‐03
dP, Psi 9.60E+01 9.81E+01 9.99E+01 1.01E+02 1.03E+02 1.04E+02 1.04E+02
Exp(‐x) 0.221873 0.237674 0.253074 0.268058 0.282621 0.296759 0.310475
4.18E‐03 4.33E‐03 4.48E‐03 4.63E‐03 4.78E‐03
1.05E+02 1.05E+02 1.06E+02 1.06E+02 1.06E+02
0.323774 0.336664 0.349153 0.361253 0.372974
4.93E‐03 5.08E‐03 5.23E‐03 5.38E‐03
1.06E+02 1.05E+02 1.05E+02 1.05E+02
0.384329 0.395329 0.405986 0.416313
1.08E‐02
8.13E+01
0.645144
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‐x ‐1.51E+00 ‐1.44E+00 ‐1.37E+00 ‐1.32E+00 ‐1.26E+00 ‐1.21E+00 ‐1.17E+00 ‐1.13E+00 ‐1.09E+00 ‐1.05E+00 ‐1.02E+00 ‐9.86E‐01 ‐9.56E‐01 ‐9.28E‐01 ‐9.01E‐01 ‐8.76E‐01 ‐4.38E‐01
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MÉTODO SEMILOG Δ Pmax
tmax 07/04/2015 08:23 a.m.
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MÉTODO SEMILOG
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MÉTODO SEMILOG
De donde:
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MÉTODO SEMILOG La contribución a la caída de presión por daño se debe al término 0.8686s multiplicado por En PBU, el signo es positivo. 07/04/2015 08:23 a.m.
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MÉTODO SEMILOG Para mayor simplificación, sea DD o PBU, la caída de presión debida al daño se estima como:
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MÉTODO SEMILOG Eficiencia de flujo, FE FE<1 indica daño
Presión promedia del área de drene o presión inicial en yacimientos nuevos. 07/04/2015 08:23 a.m.
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MÉTODO SEMILOG Incrementar la permeabilidad en la zona aledaña al pozo – Fracturamiento.
Reducir el factor volumétrico de formación – Escogiendo separadores correctos en superficie.
Para maximizar el índice de productividad
Incrementar la penetración del pozo.
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Reducir la viscosidad – Inyección de vapor.
Remoción del daño – Acidificación.
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MÉTODO SEMILOG Relación de productividad, PR
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MÉTODO SEMILOG Relación de productividad, PR
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MÉTODO SEMILOG Pérdida anual de ingresos/año, US$ Cuál será la pérdida anual de un pozo que produce 500 BFD, el cual tiene un skin de 8, drena un área de 120 acres y con rw = 6” ? Asuma un precio del petróleo de US$40/barril. 07/04/2015 08:23 a.m.
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PRUEBA LÍMITE (RLT)
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PRUEBA LÍMITE (RLT)
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PRUEBA LÍMITE (RLT) Región I: Flujo inestable. Se usa log-log para determinar C. teus fin del flujo inestable:
Inicio del estado pseudoestable: 07/04/2015 08:23 a.m.
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PRUEBA LÍMITE (RLT) El estado pseudoestable es gobernado por:
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PRUEBA LÍMITE (RLT) Región II: Flujo transitorio – radial. La ecuación gobernante es:
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PRUEBA LÍMITE (RLT) Región III – Flujo pseudoestable: Combinando con (tDA y PD), se tiene:
-----m*----07/04/2015 08:23 a.m.
------------------------b---------------------Curso Análisis de Presiones 2015
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PRUEBA LÍMITE (RLT) De la pendiente m*, se obtiene el volumen poroso:
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PRUEBA LÍMITE (RLT)
Con C A vaya a la siguiente tabla para determinar la geometría del yacimiento. 07/04/2015 08:23 a.m.
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PRUEBA LÍMITE (RLT) Halle C A más cercano al obtenido con la ecuación. tD al arranque del estado pseudoestable es:
Compare (tDA)PSS con la columna “exacto para tDA >” si (tDA)PSS es menor que el valor obtenido de esa columna entonces esa debe ser la forma más óptima. 07/04/2015 08:23 a.m.
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AREA Área de Yacimiento O
?
Área de Drene
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Área de drenaje del pozo Curso Análisis de Presiones 2015
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AREA Durante el periodo de producción es perfectamente correcto trabajar como si el área de drenaje fuese el límite de un yacimiento pequeño con un solo pozo. Sin embargo, el límite no es hidráulico. 07/04/2015 08:23 a.m.
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AREA Golan & Whitson (1986) presentaron un método para estimar el área de drenaje de pozos que producen de un yacimiento común. Ellos asumen que el volumen drenado por un pozo es proporcional a su tasa de flujo. Si las propiedades del yacimiento son constantes y uniformes:
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AREA Área de drenaje del pozo
Tasa de Flujo del pozo
Área de drenaje total del campo
Tasa total del campo
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CONTROL DE CALIDAD
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CONTROL DE CALIDAD
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REGIMENES DE FLUJO
PENDIENTES DE LA DERIVADA ALMACENAMIENTO ESTADO ESTABLE ESTADO PSEUDOESTABLE
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FLUJO RADIAL
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FLUJO RADIAL
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