Page 1


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  

Métodos para el cálculo del potencial productivo de pozos de gas. Pruebas de flujo tras flujo (FAF)

Read more
Read more
Similar to
Popular now
Just for you