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Contenido • Potencial de pozos de gas (AOF) • Prueba de flujo tras flujo • Métodos para análisis del potencial

Potencial de pozos de gas (AOF)

• Predecir los caudales de gas a diferentes presiones de cabeza • Comparar productividad con otros pozos (AOF) • Potencial del pozo puede describirse por la curva IPR

Prueba de flujo tras flujo Perfiles de presi贸n y caudal en pruebas de pozo 2100 2080 2060 2040

Presi贸n [psi]

2020 2000 1980 1960 1940 1920 1900 1880 --

50

100

Caudal de Gas [ MMSCFD]

9

150

200

250

150

200

250

Tiem po

8 7 6 5 4 3 2 1 ---

50

100 Tiem po

Métodos para análisis del potencial • Método empírico • Método teórico • Método LIT

Métodos para análisis del potencial Información requerida: Flow Period 1 2 3 4

Reservoir Static Pressure

Gas Rate [MM SCFD] 10.88 14.34 21.08 26.45

:

Flow ing Pressure [psia] 6889 6802 6628 6425

7106.8473 [psia]

Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)

Q  C (pr2  pwf2 )n

Q  C (P2 )n Origen de la ecuación es empírica No proporciona una relación de la productividad del pozo en función del tiempo

Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)

pr  Presión estática de reservorio

pwf  Presión de fondo en pozo (en condiciones de flujo)

Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936) Coeficiente “n” en la ecuación de Back-pressure

Q  C (p  p )n 2 r

n 1

Coeficiente “n”

2 wf

Flujo Laminar

n  0.5

Flujo Turbulento

1.0 E+09

m

1 n

2

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

2

2

(Pr ) - (Pwf ) [psia ]

1.0 E+08

1.0 E+07

1.0 E+06

1

10

100 Gas Rate [MM SCFD]

1000

Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936) Prueba de Flujo Tras Flujo (FAF): perfil de presiones durante la prueba

Primer Flujo

Presión [psi]

Segundo Flujo Tercer Flujo

Cuarto Flujo

Inicia Build-up Tiempo

Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)

Calculo de Flow Period 1 2 3 4

P2 Gas Rate [MM SCFD] 10.88 14.34 21.08 26.45

Flow ing Pressure [psia] 6889 6802 6628 6425

Pr 2 - Pw f2 [psia2] 3.049 E+06 4.240 E+06 6.577 E+06 9.227 E+06

Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936) Potencial productivo (FAF): Análisis de Gráfica Log-Log 1.0 E+08

C : 3.854 E-05 m m SCFD/psi2n

ΔP2: 3.55 E+07 psia2

n : 0.84

1.0 E+07 26.5

(Pr )2 - (P wf)2 [psia2]

21.1 14.3 10.9

1.0 E+06

AOF: 113.0 m m scfd 1.0 E+05

1.0 E+04 1.0

10.0

100.0

Gas Rate [MM SCFD]

1000.0

Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)

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

Q  C (pr2  pwf2 )n g

Qg  2.38 E 4 (pr2  pwf2 )0.7

Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936) Curva IPR (Inflow Performance relationship) 8000 Static Pressure: 7106.8 [psi] AOF 113 m m SCFD

7000

6000

Pressure [psia]

5000

4000

3000

2000

1000

0 0

20

40

60

Gas Rate [mm scfd]

80

100

120

Método Teórico La ecuación para potencial productivo es:

Pr2 - Pwf2 = a Q + b Q2 Donde:

Pr2 : presión de reservorio (estática) Pwf2 : presión de fondo fluyente Q: caudal de gas a: constante b: constante

M茅todo Te贸rico La ecuaci贸n para potencial productivo es:

Pr2 - Pwf2 = a Q + b Q2

Pr2 - Pwf2 Q y

=

=

a +

b

Q

a + m x

M茅todo Te贸rico La ecuaci贸n para potencial productivo es:

Pr2 - Pwf2 Q Flow Period 1 2 3 4

=

a +

Gas Rate [MM SCFD]

Flowing Pressure [psia]

10.877 14.338 21.083 26.451

6889 6802 6628 6425

b

Q Pr2 - Pwf2 [psia 2] 3.049 4.240 6.577 9.227

E+06 E+06 E+06 E+06

Pr2 - Pwf2/qsc [psia 2/mm scfd] 2.803 2.957 3.120 3.488

E+05 E+05 E+05 E+05

Método Teórico Gráfica cartesiana para determinar coeficientes y AOF: 7.0 E+05

Coefficient b: 23224.920 psia2/m m scfd2

Coefficient a: 62134.336 psia2/m m scfd

5.0 E+05

2

[psia /mm scfd]

6.0 E+05

4.0 E+05

3.0 E+05

2

2

(Pr ) - (P wf ) /qsc

A

B

2.0 E+05

Pr2 - Pwf2 Q

=

a +

b

Q

1.0 E+05

AOF: 83.539 [m m scfd] 0.0 E+00 0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

Gas Rate [MM SCFD]

60.0

70.0

80.0

90.0

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

Pr2 - Pwf2 = a Q + b Q2

 

 Pr

2

 

-  Pwf

2

= A Q + B Q2

Donde:

   P  : seudo-presión de fondo fluyente  Pr : seudo-presión de reservorio wf

Q: caudal de gas

Método LIT Modificar ecuación:

 

 Pr

2

 

-  Pwf

2

= A + B Q

Q

y

=

a + m x

Método LIT Cálculo de la seudo-presión:

 P  = 2

P

P

Pref

g z

dP

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

z = f Presión, Temperatura, Composición  Factor-z puede ser evaluado mediante la gráfica de Standing y Katz o ecuaciones tales como: • Hall Yarborough • Dranchuk y Abou Kassem

Método LIT Datos requeridos para evaluar viscosidad y factor-z

Reservoir Static Pressure Reservoir Temperature Gas Tpc Gas Ppc Gas MW

: : : : :

7106.8473 150 360.5 668.3 23

[psia] [ºF] [ºR] [psia]

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

Método LIT  P  = 2

P

P

Pref

g z

dP

2500

Relación entre presión y seudo-presión 2000

1.2000

1.0000

Ψ(P) - Pseudo-Pressure [mm psia2/cp]

Tpr: 1.69

Factor - z

0.8000

0.6000

0.4000

0.0700

0.2000

0.0600

1500

1000

0.0000 0

Viscosity [cp]

0.0500

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Pseudo-reduced Pressure

500

0.0400

0.0300

0.0200

0

0.0100

0 0.0000 0

1000

2000

3000

4000

5000

Pressure [psia]

6000

7000

8000

1000

2000

3000

4000

Pressure [psia]

5000

6000

7000

8000

Método LIT

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

Flow Period 1 2 3 4

Gas Rate [MM SCFD] 10.88 14.34 21.08 26.45

Flow ing Pressure [psia] 6889.00 6802.00 6628.00 6425.00

ψ Δψ/qsc [m m psia2/cp] [(m m psia2/cp)/ m m SCFD] 1841.13 4.85 1819.65 5.18 1776.00 5.59 1723.91 6.43

Método LIT – Gráfica cartesiana Determinar coeficientes A, B y AOF 18

16

12

10

2

Δψ /qsc [(mm psia /cp) / mm scfd]

14

8 2 6 .5

6

14 .3 2 1.1 10 .9

4

B - Δψ /qsc; 3.7 2 AOF: 116.6 MM SCFD 0 0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

Gas Rate [m m scfd]

100.0

120.0

140.0

Método LIT Curva IPR 2000

ψ: 1893.9 Static AOF: 125.6 MM SCFD

1800

1600

1200

2

ψ [mm psia /cp]

1400

1000

800

600

400

200

0 0

20

40

60

80 Gas Rate [m m scfd]

100

120

140

160


Productividad de pozos gasíferos