Pruebas de Formación - Intro (Mod 05-Sep-2010)

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1 PRUEBAS DE FORMACIÓN

Última Modificación: 05-Octubre-2010

PREPARADO POR: FRANCO SIVILA

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2 ContenidoContenido

• Tipos de pruebas de pozo

• Objetivos de pruebas de pozo

• Pruebas de presión transiente (PTA)

• PTA para un pozo

• PTA para varios pozos

• Pruebas de productividad

• Análisis de datos de producción

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3 Tipos de pruebasTipos de pruebas

• Pruebas de presión transiente (PTA*)

• Pruebas de productividad

• Análisis de datos de producción

Build-up (restitución de presión)

Drawdown (flujo extendido)

Flow After Flow (Flujo Tras Flujo)

Isocronal

Isocronal modificada

Análisis de datos de producción para obtener datos que generalmente se obtienen por PTA

*Pressure Transient Analysis

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4 Objetivos de pruebasObjetivos de pruebas

• Estimación de propiedades de reservorio

• Localizar heterogeneidades del reservorio

• Caracterización de daño en el pozo

Permeabilidad

Porosidad

Presión de reservorio

Fallas

Límites

Estimación de coeficiente de daño (Skin; S)

Evaluación de daño en etapa de Perforación, Terminación y trabajos de Estimulación (fracturamiento, acidificación, etc)

Pruebas de presión transiente (PTA)

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5 Objetivos de pruebasObjetivos de pruebas

• Productividad

• Estimación de permeabilidad, Daño (S), coeficiente de turbulencia (D)

Determinar el potencial productivo del pozo a condiciones específicas de reservorio y pozo.

La productividad del pozo cambia en función del tiempo.

Estimar AOF (Absolute Open Flow) e IPR

Pruebas de productividad

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6 Objetivos de pruebasObjetivos de pruebasAnálisis de datos de producción

• Estimación de propiedades de reservorio

• Estimación de hidrocarburos recuperables (EUR)

• Caracterización de daño en el pozo

Permeabilidad

Porosidad

Estimación de coeficiente de daño (Skin; S)

Evaluación de daño en etapa de Perforación, Terminación y trabajos de Estimulación (fracturamiento, acidificación, etc.)

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7 Pruebas de presiPruebas de presióón n transientetransiente PTAPTA

PTA consisten en el registro de cambios de presión (a diferentes caudales) en función del tiempo y la interpretación de la información.

INPUT

[Caudal]

Reservorio

RESPUESTA

[Presión]

Interacción de: presión capilar, presión estática, fluidos, matriz…

Modificado mediante cambio de Choke

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8 PTA para un pozoPTA para un pozo• La respuesta del reservorio (presión) es medida en

un solo pozo.

Prueba Build-up (restitución) - cierre de pozo posterior a un periodo de producción.

Prueba Drawdown (flujo extendido) - producción de pozo por un periodo de tiempo considerable.

Prueba de Falloff (pozo inyector) - cierre de pozo posterior a un periodo de inyección (análogo a la prueba de BU).

Prueba de inyectividad (pozo inyector) - inyección de caudales medidos mientras se monitorea el incremento de presión (análogo a la prueba DD).

Tipos de pruebas para un pozo:

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9 PTA para un pozoPTA para un pozo

• Ejemplo de prueba BU

Abre pozo para limpieza

Cierra pozo

Abre pozo para periodo de flujo

Cierra pozo para BU

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10 PTA: varios pozosPTA: varios pozos• Caudal es modificado en un pozo y la presión es

registrado en uno o mas pozos.

Caracterizar cambios direccionales en las propiedades del reservorio

Determinar comunicación entre pozos

Permeabilidad (k) & producto porosidad-compresibilidad

Objetivos:

1. Pruebas de interferencia

2. Pruebas de pulso

Tipos de pruebas:

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11 PTA: varios pozosPTA: varios pozos• Pruebas de interferencia

1 pozo productor a caudal medido y controlado. Uno o varios pozos cerrados registrando cambios de presión.

NO deben existir otros pozos produciendo para que los cambios en el perfil de presión se atribuyan al pozo productor.

• Pruebas de pulso

1 pozo productor o inyector es abierto a producción y cerrado de forma que se genera una secuencia de pulso.

Uno o varios pozos cerrados registran la secuencia

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12 Pruebas de productividadPruebas de productividad

• Pronosticar caudales de gas a diferentes presiones de cabeza, presiones de separación, etc. (análisis de sensibilidad)

• Comparar productividad con otros pozos (AOF)

• Potencial del pozo puede describirse por la curva IPR

Objetivos

Tipos de pruebas de productividad

• Flujo Tras Flujo• Isocronal• Isocronal Modificada• Single Point (prueba de un caudal)

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13 Pruebas de productividad Pruebas de productividad -- FAFFAF

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14

1880

1900

1920

1940

1960

1980

2000

2020

2040

2060

2080

2100

-- 50 100 150 200 250

Tiempo

Pres

ión

[psi

]

--

1

2

3

4

5

6

7

8

9

-- 50 100 150 200 250

Tiempo

Cau

dal d

e G

as [

MM

SCFD

]

Pruebas de productividad Pruebas de productividad -- FAFFAF

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1880

1900

1920

1940

1960

1980

2000

2020

2040

2060

2080

2100

-- 50 100 150 200 250

Tiempo

Pres

ión

[psi

]

--

1

2

3

4

5

6

7

8

9

-- 50 100 150 200 250

Tiempo

Cau

dal d

e G

as [

MM

SCFD

]

FAFBU

DD

FAF: Flow After Flow (flujo tras flujo)

BU: Build-Up (restitución)

DD: Drawdown (flujo extendido)


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16

16Tiempo

Pre

sión

[psi

]Perfil de presiones

Primer Flujo

Segundo Flujo

Tercer Flujo

Cuarto Flujo

Inicia Build-up

El número de flujos generalmente es 4 pero pueden ser mas ó inclusive 3!!!!

También, el análisis puede realizarse con dos flujos pero en caso de tener problemas en la estabilización de un flujo el análisis es menos confiable


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17

17Tiempo

Pre

sión

[psi

]

Prueba de Flujo Tras Flujo (FAF): perfil de presiones durante la prueba

Primer Flujo

Segundo Flujo

Tercer Flujo

Cuarto Flujo

Inicio de periodo de flujo

Incremento de Choke gradual tiene como consecuencia la

declinación de presión e incremento de caudal de gas.


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18

18Tiempo

Pre

sión

[psi

]

Prueba de Flujo Tras Flujo (FAF): perfil de presiones durante la prueba

Primer Flujo

Segundo Flujo

Tercer Flujo

Cuarto Flujo

Presiones de fondo fluyente estabilizadas para análisis de

potencial de pozo.


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19

19 Tiempo

Pre

sión

[psi

]

Estabilización de presión

1320

1330

1340

1350

1360

1370

1380

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Cartesian Plot

m(p

) (ps

i2/c

p (*

1E-0

6))

Elapsed Time (hours)

GASEXAMP::P

En teoría la estabilización de la presión de fondo fluyente se da cuando esta no cambia en el tiempo. Esta condición se cumple únicamente cuando se

tiene un acuífero que proporcione manutención de la presión.


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20

Estabilización de presión

En la mayoría de las pruebas se considera flujo estabilizado cuando el diferencial de presión no es considerable. En la gráfica de perfil de presión

versus tiempo, se puede considerar flujo estabilizado a las zonas donde el perfil de presión es prácticamente horizontal.

En pozos donde la producción esta en etapa de declinación; la presión declina de forma continua. Por lo tanto, se puede considerar que la presión estabiliza

cuando la tasa de declinación es constante.

Estimación del tiempo de estabilización

2

e

Estabilización

r

1000 rt

k Pg

Esta ecuación muestra que el tiempo de estabilización en el periodo de flujo es función principalmente de la permeabilidad de la formación. Por lo tanto, formaciones con baja

permeabilidad requieren mayor tiempo de flujo para presentar un flujo estable.

Durante el diseño de la prueba FAF se puede estimar el tiempo de estabilización requerido para los flujos con la siguiente ecuación:


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21 Tipos de pruebas Tipos de pruebas -- IsocronalIsocronal

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22Tipos de pruebas Tipos de pruebas –– IsocronalIsocronal modificadamodificada

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23 Tipos de pruebas Tipos de pruebas –– Single Single PointPoint

• Prueba para formaciones de baja permeabilidad

• Pozo debe fluir hasta alcanzar estabilización

• Requiere previo conocimiento del comportamiento de la productividad del pozo

• Comportamiento de la productividad puede estimarse de pruebas anteriores o pozos productores de la misma formación y características de terminación.

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24

• Método empírico

• Método teórico

• Método LIT

• Método empírico con seudo-presión

MMéétodos para antodos para anáálisis de pruebas de productividadlisis de pruebas de productividad

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25

Información requerida:Flow Period

Gas Rate[MM SCFD]

Flowing Pressure[psia]

1 10.88 68892 14.34 68023 21.08 66284 26.45 6425

Reservoir Static Pressure: 7106.9 psia


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26

Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)

Presión estática de reservoriorp

(en condiciones de flujo)

Presión de fondo en pozowfp


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27


Origen de la ecuación es empírica

No proporciona una relación de la productividad del pozo en función del tiempo

2 2

gas r wfQ = C P - P n

2

gasQ = C P n


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28


Efecto en potencial de pozo durante la vida productiva del pozo

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 5000 10000 15000 20000 25000

Caudal de Gas [MSCFD]

Pre

sión

[psi

]

3500 psi

3250 psi

3000 psi

2750 psi

2500 psi

2000 psi

A medida que el reservorio es explotado la presión declina, por lo tanto, se tiene como consecuencia la perdida de

productividad.

Curvas IPR


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2 2

gas r wfQ = C P - P

n

Análisis en gráfica Log-Log

1. Manipular ecuación exponencial de modo que se obtenga una ecuación lineal.

2 2

gas r wfLog Q = Log C P - P

n

2. Aplicar logaritmos a ambos lados de la ecuación

2 2

gas r wfLog Q = Log P - P Log C

n

3. Aplicar propiedades logarítmicas


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30


Análisis en gráfica Log-Log

2 2

gas r wfLog Q = n Log P - P Log C

4. Aplicar propiedades logarítmicas para exponente “n”

2 2

gas r wfLog Q Log C = n Log P - P -

5. Modificar de modo que caudal de gas es variable de eje x

2 2

gas r wf

1 1 Log Q Log C = Log P - P

n n -


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Análisis en gráfica Log-Log4. Aplicar propiedades logarítmicas para exponente “n”

Graficando el caudal (eje x) versus (eje y) se obtiene una recta.

El coeficiente “n” puede estimarse de la pendiente de la recta.

2 2

r wf gas

1 1Log P - P = Log Q Log C

n n -

m -x a=y

2P


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32


Calculo de 2P

Flow Period

Gas Rate[MM SCFD]


Pr2 - Pwf2

[psia2]1 10.88 6889 3.049 E+062 14.34 6802 4.240 E+063 21.08 6628 6.577 E+064 26.45 6425 9.227 E+06

Utilizar presión de reservorio medida (o estimada) durante el periodo de la prueba. El análisis del potencial

NO proporciona una relación de la productividad del pozo en función del tiempo

2 2 2 2res.P 7106.9 psi 5.0508 E+07 psi

Reservoir Static Pressure: 7106.9 psia


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33

33

Flow Period

Gas Rate[MM SCFD]


Pr2 - Pwf2

[psia2]1 10.88 6889 3.049 E+062 14.34 6802 4.240 E+063 21.08 6628 6.577 E+064 26.45 6425 9.227 E+06

Graficar datos en gráfica Log-Log

Caudal: eje x

: eje y

2 2 2 2res.P 7106.9 psi 5.0508 E+07 psi

2P

1.0 E+06

1.0 E+07

1.0 E+08

1.0 E+09

1 10 100 1000

Gas Rate [MM SCFD]

(Pr)2 -

(Pw

f)2 [psi

a2 ]



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2 2


Coeficiente “n” en la ecuación de Back-pressure

Coeficiente “n”

1n Flujo Laminar

5.0n Flujo Turbulento

Coeficiente “n” puede ser estimado de la inversa de la pendiente de la gráfica Log-Log

1.0 E+06

1.0 E+07

1.0 E+08

1.0 E+09

1 10 100 1000

Gas Rate [MM SCFD]

(Pr)2 -

(Pw

f)2 [psi

a2 ]

nm 1



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35

C : 3.854 E-05 mm SCFD/psi2n

10.9

14.3

26.5

21.1

ΔP2: 3.55 E+07 psia2

AOF: 113.0 mm scfd

n : 0.84

1.0 E+06

1.0 E+07

1.0 E+08

1.0 10.0 100.0 1000.0

Gas Rate [MM SCFD]

(Pr)2 -

(Pw

f)2 [psi

a2 ]

Potencial productivo (FAF): Análisis de Gráfica Log-Log



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Una ves determinados el valor de los coeficiente “n” y “C”se tiene la ecuación para determinar el caudal de gas para una determinada presión de flujo

2 2


0.72 2

gas r wfQ = 2.38 E-4 P - P



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Curva IPR (Inflow Performance relationship)

Static Pressure: 7106.8 [psi]

AOF 113 m m SCFD

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 20 40 60 80 100 120Gas Rate [mm scfd]

Pres

sure

[psi

a]



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38

Método Teórico

La ecuación para potencial productivo es:2 2 2r wfP - P = a Q + b Q

Donde:2rP : presión de reservorio (estática)2wfP : presión de fondo fluyente

a: constante

Q: caudal de gas

b: constante


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39

La ecuación para potencial productivo es:

2 2 2r wfP - P = a Q + b Q

2 2r wfP - P = a + b Q

Q

y = a + m x


Método Teórico

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40

La ecuación para potencial productivo es:

Flow Period

Gas Rate[MM SCFD]


Pr2 - Pwf2

[psia2]Pr2 - Pwf2/qsc

[psia2/mm scfd]1 10.877 6889 3.049 E+06 2.803 E+052 14.338 6802 4.240 E+06 2.957 E+053 21.083 6628 6.577 E+06 3.120 E+054 26.451 6425 9.227 E+06 3.488 E+05

2 2r wfP - P = a + b Q

Q


Método Teórico

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41

A

B

AOF: 83.539 [mm scfd]

Coefficient a: 62134.336 psia2/mmscfd

Coefficient b: 23224.920 psia2/mmscfd2

0.0 E+00

1.0 E+05

2.0 E+05

3.0 E+05

4.0 E+05

5.0 E+05

6.0 E+05

7.0 E+05

0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0

Gas Rate [MM SCFD]

(Pr)2 -

(Pw

f)2 /q

sc

[ps

ia2 /m

m s

cfd]

Gráfica cartesiana para determinar coeficientes y AOF:

2 2r wfP - P = a + b Q

Q


Método Teórico

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42

Método LIT

Para el método LIT se utiliza la seudo-presión en sustitución de la presión:

2 2 2r wfP - P = a Q + b Q

2 2 2r wfP - P = A Q + B Q

Donde:

rP : seudo-presión de reservorio

wfP : seudo-presión de fondo fluyente

Q: caudal de gas


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44

Cálculo de la seudo-presión: ref

P

Pg

PP = 2 dP z

Requiere evaluar factor-z y compresibilidad del gas a diferentes presiones

= f Presión, Temperatura, Composición z

Factor-z puede ser evaluado mediante la gráfica de Standing y Katz o correlaciones tales como:

• Hall Yarborough

• Dranchuk y Abou Kassem


Método LIT

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45

Datos requeridos para evaluar viscosidad y factor-z

Evaluar viscosidad y factor-z para generar gráfica que relaciona presión con seudo-presión

Reservoir Static Pressure : 7106.8473 [psia]Reservoir Temperature : 150 [ºF]Gas Tpc : 360.5 [ºR]Gas Ppc : 668.3 [psia]Gas MW : 23


Método LIT

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46

46

0

500

1000

1500

2000

2500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Pressure [psia]

Ψ(P

) -

Pseu

do-P

ress

ure

[mm

psi

a2/c

p]

Tpr: 1.69

0.0000

0.2000

0.4000

0.6000

0.8000

1.0000

1.2000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Pseudo-reduced Pressure

Fact

or -

z

ref

P

Pg

PP = 2 dP z

0.0000

0.0100

0.0200

0.0300

0.0400

0.0500

0.0600

0.0700

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Pressure [psia]

Visc

osity

[cp]

Relación entre

presión y seudo-presión


Método LIT

Viscosidad

Factor-z

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47

Determinar valores de seudo-presión para presiones de fondo fluyente y presión de reservorio de la gráfica de seudo-presión versus presión

Flow PeriodGas Rate

[MM SCFD]Flowing Pressure

[psia]ψ

[mm psia2/cp]Δψ/qsc

[(mm psia2/cp)/ mm SCFD]1 10.88 6889.00 1841.13 4.852 14.34 6802.00 1819.65 5.183 21.08 6628.00 1776.00 5.594 26.45 6425.00 1723.91 6.43


Método LIT

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48

Determinar coeficientes A, B y AOF

2 6.5

2 1.1

10.9

14 .3

B - Δψ /qsc; 3.7

AOF: 116.6 MM SCFD0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0

Gas Rate [mm scfd]

Δψ

/qsc

[(m

m p

sia2 /c

p) /

mm

scf

d]


Método LIT

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49

Curva IPRψ: 1893.9 Static

AOF: 125.6 MM SCFD

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Gas Rate [mm scfd]

ψ [m

m p

sia2 /c

p]


Método LIT

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51 BibliografBibliografííaa• Bourdet, D., Ayoub, J.A., and Pirard, Y.M., “Use of Pressure Derivative in Well-Test Interpretation”, SPE

Formation Evaluation, 1989, p. 293-302

• Earlougher, R.C., Advances in Well Test Analysis, SPE Monograph, 1977.

• Horne, R.N., Modern Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Petroway Inc,Palo Alto, CA, 1990.

• Al-Hussainy R, Ramey HJ Jr and Crawford PB: “The Flow of Real Gases Through Porous Media,” Journal ofPetroleum Technology 18 (May 1966): 624–636.

• Ehlig-Economides CA, Hegeman P and Vik S: “Guidelines Simplify Well Test Interpretation,” Oil and Gas Journal (July 18, 1994).

• Al-Hussainy, R., Ramey, H. J., Jr., and Crawford, P. B., "The Flow of Real Gases through Porous Media," J. Petroleum Technol. (May 1966) 624-636; Trans. AIME 237.

• Cullender, M. H., "The Isochronal Performance Method of Determining the Flow Characteristics of Gas Wells," Trans. AIME (1955) 204,137-142.

• Jones, L. G., Blount, E. M., and Glaze, O. H., "Use of Short Term Multiple Rate Flow Tests to Predict Performance of Wells Having Turbulence,“ paper SPE 6133 presented at the SPE 51st Annual Meeting, New Orleans, Oct. 3-6, 1976.

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