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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 Pruebas de pozo para determinar el potencial productivo: •Prueba flujo tras flujo (FAF) •Prueba Isocronal

qg  C ( pr2  pwf2 )n

qg  C (P2 )n

Origen de la ecuación es empírica No proporciona una relación de la productividad del pozo en función del tiempo


Potencial productivo del pozo pr  Presión estática de reservorio pwf  Presión de fondo en pozo (en condiciones de flujo)


Potencial productivo del pozo Coeficiente “n” en la ecuación de Back-pressure

qg  C ( pr2  pwf2 )n n 1

Coeficiente “n”

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


Potencial productivo del pozo Prueba de Flujo Tras Flujo (FAF): perfil de presiones durante la prueba

Primer Flujo

Presi贸n [psi]

Segundo Flujo Tercer Flujo

Cuarto Flujo

Inicia Build-up Tiempo


Potencial productivo del pozo Prueba de flujo tras flujo (FAF): cálculos

Presión estática: 11338 psi Flow Period 1 2 3 4

Gas Rate [MM SCFD] 20.74 20.61 29.72 39.08

Flow ing Pressure [psia] 10837 10831.8 10478.7 10054.4

Pr 2 - Pw f 2 [psia2] 1.111 E+07 1.122 E+07 1.875 E+07 2.746 E+07

qg  C (P2 )n


Potencial productivo del pozo Potencial productivo (FAF): Análisis de Gráfica Log-Log 1.00 E+09

ΔP2: 3.55 E+07 psia2

AOF: 114.7 m m scfd

(P r )2 - (Pwf)2 [psia2]

1.00 E+08

39.1

20.6

20.7

29.7

1.00 E+07

Calculated Data Slope n C AOF

1.427 0.70 2.38E-04 m m SCFD/psi2n 115.0 m m SCFD

1.00 E+06 1

10

100

Gas Rate [MM SCFD]

1000


Potencial productivo del pozo Curva IPR (Inflow Performance relationship) 2500

qg  C (P2 )n

ψ: 2104.4 Static 2000

1500

2

ψ [mm psia /cp]

AOF: 102.4 MM SCFD

1000

500

0 0

20

40

60

80

Gas Rate [mm scfd]

100

120

140


Potencial productivo del pozo Problema.- Calcular AOF de la prueba de flujo tras flujo

Tiempo

Presi贸n

Gas

Duraci贸n

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

Presi贸n est谩tica:


Potencial productivo del pozo Prueba Isocronal: perfil de presiones durante la prueba 8000 7900

BU

7800

BU est谩tica: Presi贸n

BU

Presi贸n [psi]

7700

Flujo

7600

Flujo

7500 7400

Flujo

7300 7200

Flujo

7100 7000 --

10

20

30

40

50 Tiempo

60

70

80

90

100


Potencial productivo del pozo Prueba Isocronal: Obtener coeficiente “n� con datos de flujo no estabilizados


Potencial productivo del pozo Prueba Isocronal: Coeficiente “C” y AOF debe ser estimado con datos del flujo extendido que alcanza estabilización.


Potencial productivo del pozo Resumen 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 formación Vista superior de reservorio con daño en la proximidad del pozo


Esquema de los radios utilizados en el análisis de daño a la formación

Daño en la formación


Daño en la formación Esquema de daño en la formación por sólidos


Daño en la formación Que causa el daño en la formación???

qg 

k  h  P   re   141.2 Bg   Ln  0.472  S  rw    

El daño en la formación puede ser cuantificado mediante el “Skin” que puede estimarse de la siguiente ecuación: S

 rs   k   k 1 Ln  r   s   w

Unidades: S

  

Adimensional


Daño en la formación Fuentes de información

  i   k    3.23  Log  S  1.151 2     c rw   m 

Generalmente el daño se cuantifica del análisis de las pruebas de presión. Por ejemplo, build-up y drawdown.

Presión

Derivada

Log-Log plot: dm(p) and dm(p)' [psi2/cp] vs dt [hr]


Daño en la formación Fuentes de información Ejemplo de análisis de Horner en gráfica semi-logarítmica

  i   k    3.23  Log  S  1.151 2     c rw   m  Semi-Log Plot (Selected Period) 1360

Ψ(P) - Pseudo-Pressure [mm psia2/cp]

1340

1320

Time Function (@ Δt = 1 hr.); 8.10

1300

1280

1260

1240

1220

1200 1

10

100

Time Funcion - (t + Δt) / Δt

1000


Daño en la formación Efecto 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

Log-Log plot: dm(p) and dm(p)' [psi2/cp] vs dt [hr]


Daño en la formación Efectos 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 formación Clasificación: Tipos de daño a la Formación

Daño por mecanismos

Daño por mecanismos

Daño por mecanismos

Daño por mecanismos

Mecánicos

Químicos

Térmicos

Biológicos


Tipos de da帽o a la formaci贸n Clasificaci贸n


Eficiencia de flujo Definición: 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).

FE

q S  q S 0 

 re  Ln   rw   re  Ln  S  rw 


Radio de pozo aparente Otra forma de exprsar el efecto de “Skin” en la productividad del pozo es mediante un radio equivalente de pozo.

2  k h P  re  Ln  S  rw 

2  k h P  re  Ln   rwa 

Simplificando:

 re  Ln    rwa 

 re  Ln    S  rw 


Radio de pozo aparente Aplicando exponente logaritmico natural a ambos miembros de la ecuación

e

 r  Ln  e   rwa 

Simplificando:

re rwa

e

e

r  Ln  e   S  rw 

r  Ln  e   rw 

e

S

Simplificando:

re rwa

 re      rw 

e

S


Radio de pozo aparente Cancelando radio externo y despejando radio de pozo aparente, tenemos:

rwa

rw 

e

S

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.


6. Perdida de presión por daño Cancelando radio externo y despejando radio de pozo aparente, tenemos: kh qg   P    re 

qg

141.2 Bg   Ln  0.472  S  rw    

J  P

kh   re   141.2 Bg  Ln 0.472 S  rw     Porcentaje de presión perdida por efecto de Skin: J

PSkin PTotal

S  re  Ln  0.472 S rw  


Referencias 1. Amyx, Petroleum reservoir engineering 2. Milton, et al:Relative permeability mesurement 3. 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 1993 6. 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 1993 8. 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


Problema 1 Problema. 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 2 Determinar el radio aparente del pozo con la siguiente informaci贸n 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 3 Determinar 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 Determinar la permeabilidad de la zona dañada Layer 1 Radio de pozo (ft)

0.35

Skin factor (Well 1)

14.0

Área de drenaje (acres)

335.0

Radio de zona dañada (ft)

2.6

Permeabilidad original (mD)

125


Productividad y Daño en pozos de gas