productividad y daño en pozos de gas
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productividad de pozos de gasTRANSCRIPT
Contenido
1.
Potencial productivo de un pozo
2.
Daño en la formación
3.
Tipos de daño a la formación
4.
Eficiencia de flujo
5.
Radio de pozo aparente
6.
Perdida de presión por daño a la formación
Potencial productivo del pozo
nwfr ppCgq )( 22
Pruebas de pozo para determinar el potencial productivo:
•Prueba flujo tras flujo (FAF)
•Prueba Isocronal
Origen de la ecuación es empírica
No proporciona una relación de la productividad del pozo en función del tiempo
nCgq )P( 2
Potencial productivo del pozo Presión estática de reservoriorp
(en condiciones de flujo) Presión de fondo en pozowfp
Potencial productivo del pozo
nwfr ppCgq )( 22
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
Tiempo
Pres
ión
[psi
]
Potencial productivo del pozoPrueba de Flujo Tras Flujo (FAF): perfil de presiones durante la prueba
Primer Flujo
Segundo Flujo
Tercer Flujo
Cuarto Flujo
Inicia Build-up
Potencial productivo del pozoPrueba de flujo tras flujo (FAF): cálculos
Flow Period
Gas Rate[MM SCFD]
Flowing Pressure[psia]
Pr2 - Pwf2
[psia2]1 20.74 10837 1.111 E+072 20.61 10831.8 1.122 E+073 29.72 10478.7 1.875 E+074 39.08 10054.4 2.746 E+07
Presión estática: 11338 psi
nCgq )P( 2
Potencial productivo del pozoPotencial productivo (FAF): Análisis de
Gráfica Log-Log
20.720.6
39.1
29.7
ΔP2: 3.55 E+07 psia2 AOF: 114.7 mm scfd
1.00 E+06
1.00 E+07
1.00 E+08
1.00 E+09
1 10 100 1000
Gas Rate [MM SCFD]
(Pr)2 -
(Pw
f)2 [psi
a2 ]
Calculated DataSlope 1.427
n 0.70 C 2.38E-04 mm SCFD/psi2n
AOF 115.0 mm SCFD
ψ: 2104.4 Static
AOF: 102.4 MM SCFD
0
500
1000
1500
2000
2500
0 20 40 60 80 100 120 140
Gas Rate [mm scfd]
ψ [m
m p
sia2 /c
p]
Potencial productivo del pozoCurva IPR (Inflow
Performance relationship)
nCgq )P( 2
Potencial productivo del pozoProblema.-
Calcular AOF de la prueba de flujo tras flujo
Tiempo Presión GasDuración Acumulado (psi) (MMSCFD)
0 0 2400 0
6 6 2250 2.320
6 12 2016 4.375
29 41 1919 6.675
6 47 1910 7.983
Presión estática:
Potencial productivo del pozo
Presión estática:
7000
7100
7200
7300
7400
7500
7600
7700
7800
7900
8000
-- 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Tiempo
Pres
ión
[psi
]Prueba Isocronal: perfil de presiones durante la prueba
BUBU
BUFlujo
Flujo
Flujo
Flujo
Potencial productivo del pozoPrueba Isocronal: Obtener coeficiente “n”
con datos de flujo no estabilizados
Potencial productivo del pozoPrueba Isocronal: Coeficiente “C”
y
AOF debe ser estimado con datos del flujo extendido que alcanza estabilización.
Potencial productivo del pozoResumen de pruebas para potencial de pozo
Prueba flujo tras flujo
(FAF)
Prueba Isocronal
Daño en la formación•
Cambios en la permeabilidad original de la formación
•
Ocurre en diversas etapas de la vida del pozo.
Perforación, Producción,
Operaciones de Workover, etc.
Daño en la formaciónVista superior de reservorio con daño en la proximidad del pozo
Daño en la formaciónEsquema de los radios utilizados en el análisis de daño a la formación
Daño en la formaciónEsquema de daño en la formación por sólidos
Daño en la formaciónQue causa el daño en la formación???
eg
w
k h Pr141.2 B Ln 0.472 r
S
qg
El daño en la formación puede ser cuantificado mediante el “Skin”
que puede estimarse de la siguiente ecuación:
s
s w
rk 1 Lnk r
S
Unidades:Adimensional S
Log-Log plot: dm(p) and dm(p)' [psi2/cp] vs dt [hr]
Daño en la formaciónFuentes de información
Generalmente el daño se cuantifica del análisis de las pruebas de presión. Por ejemplo, build-up y drawdown.
Presión
Derivada
23.3
151.1 2
w
i
rckLog
mS
Daño en la formaciónFuentes de informaciónEjemplo de análisis de Horner en gráfica semi-logarítmica
23.3
151.1 2
w
i
rckLog
mS
Semi-Log Plot (Selected Period)
Time Function (@ Δt = 1 hr.); 8.10
1200
1220
1240
1260
1280
1300
1320
1340
1360
1 10 100 1000
Time Funcion - (t + Δt) / Δt
Ψ(P
) -
Pseu
do-P
ress
ure
[mm
psi
a2 /cp]
Log-Log plot: dm(p) and dm(p)' [psi2/cp] vs dt [hr]
Daño en la formaciónEfecto de Skin “S”
El valor de “S”
determinado mediante las pruebas de presión se refiere al daño total en la formación debido a diferentes causas. Por ejemplo:
•
Completación
parcial
•
Perforaciones
•
Cambios de fase
•
Turbulencia
•
Cambios en la permeabilidad original de la formación
Daño en la formaciónEfectos de “S”
en la producción de hidrocarburos
Dependiendo del efecto de Skin que se tiene en el pozo la productividad del pozo es afectada en forma positiva o negativa.
El efecto de Skin incrementa o reduce la caída de presión en las cercanías del pozo.
El incremento de la caída de presión en el pozo se debe a un Skin positivo.
Por el contrario, una disminución en la caída de presión se da por un Skin negativo.
Tipos de daño a la formaciónClasificación:
Tipos de daño a la Formación
Daño por mecanismos
Mecánicos
Daño por mecanismosQuímicos
Daño por mecanismosTérmicos
Daño por mecanismos
Biológicos
Tipos de daño a la formaciónClasificación
Eficiencia de flujoDefinición: comparación entre la capacidad de flujo del
pozo con las características de la formación originales (sin alterar) y la capacidad de flujo del pozo actual (con daño).
0
E
e
wF
e
w
rLnrq S
q S rLn Sr
Radio de pozo aparenteOtra forma de exprsar
el efecto de “Skin”
en la
productividad del pozo es mediante un radio equivalente de pozo.
2 2 e e
w wa
k h P k h Pr rLn S Lnr r
Simplificando:
e e
wa w
r rLn Ln Sr r
Radio de pozo aparenteAplicando exponente logaritmico
natural a ambos miembros de la
ecuación
Simplificando:
e e
wa w
r rLn Ln Sr re e
Simplificando:
e
w
rLn Se r
wa
rr e e
Se e
wa w
r rr r e
Radio de pozo aparenteCancelando radio externo y despejando radio de pozo aparente,
tenemos:
Valores positivos del Skin tiene como efecto similar a la reducción del radio de pozo. Por el contrario, valores negativos del Skin tienen como efecto analogo
a
incrementar el radio del pozo.
Swa wr r e
6. Perdida de presión por dañoCancelando radio externo y despejando radio de pozo aparente,
tenemos:
gq J P P
eg
w
k h r141.2 B Ln 0.472 r
S
qg
e
w
rLn 0.472 r
Skin
Total
P SP
S
eg
w
k hr141.2 B Ln 0.472 r
J
S
Porcentaje de presión perdida por efecto de Skin:
1.
Amyx, Petroleum
reservoir
engineering2.
Milton, et al:Relative
permeability
mesurement3.
Data Part
I -
Drawdown
Analysis
and
Stabilized
Inflow
Performance Relations,”
TUPREP Researrh
Report
9; Voltime
(May 1993) 13-80.4.
Feitosa, G., Chu, L., Thompson, L. and
Reynolds, A.: “Determination
of
Permeability
DwAributions
From
Well-Test Data: Part
11-
Buildup
Analysis,”
TUPREP Research
Report
Volume
J (May 1993) 81-105.5.
Feitosa, G., Chu, L., Thompson, L. and
Reynolds, A.: “Determination
of
Permeability
Ihstriiiuhons
From
Well
Test Pressure
Data? paper
SPE 26047, presented
at the
19936.
SPE Western Regional Meeting, Anchorage
May 26-28.7.
Feitosa, G., Chu, L., Thompsor, L. and
Reynolds, A.: “Determination
of
Permeability
Distributions
From
Pressure
Buildup
Data,”
paper
SPE 26457, presented
at the
19938.
SPE Annual
Tec
nical
Conference
and
Exhibition, Houston,9.
Warren, J. E. and
Price, H.S.: “Flow
in Heterogeneous
Porous
Media: SPEJ (Sept. 1961) 153-169.
10.
Hawkins, M.F. Jr.: “A Note on
the
Skin Effect: Trans. AIME (1956) 356-357.11.
Chu, L. and
Reynolds, A.: “Wellbore
Storage
and
Skin”12.
www.pete.org
Referencias
Problema 1Problema.
Determinar el daño en la formación donde se
determino que la permeabilidad original era de 34 mD
y la permeabilidad de la zona dañada es de 5.6 mD. El daño en el pozo alcanzo un radio promedio de 2.4 ft. El pozo se termino en casing
de 7 1/2”.
Problema 2Determinar el radio aparente del pozo con la
siguiente información
Layer
1
Permeabilidad (md) 52.9
Skin factor (Well
1) 11.0
Skin dependiente del tipo de flujo (D) (1/(Mscf/day))
0.0
Problema 3Determinar la eficiencia de flujo con la siguiente
información
Layer
1
Radio de pozo (ft) 0.35
Skin factor (Well
1) 14.0
Área de drenaje (acres) 335.0
Problema 4
Layer
1
Radio de pozo (ft) 0.35
Skin factor (Well
1) 14.0
Área de drenaje (acres) 335.0
Determinar la permeabilidad de la zona dañada
Radio de zona dañada (ft) 2.6
Permeabilidad original (mD) 125