Petrofísica y Registro de Pozos
Tema 8: Técnicas de interpretación de registros de presión-producción. M.G José de Jesús Ruiz Zamora
Contenido
Tema 8: Técnicas de interpretación de registros de presión-producción.
- 8.1 Método de Horner
- 8.2 Método de MDH
- 8.3 Análisis por medio de curvas tipo
- 8.4 Análisis por medio de integración
Evaluación Tema
Evaluacion
8.1 Método de Horner
DRILL STEM TEST (DST).Es un método para probar la presión y los fluidos contenidos en una formación mediante una terminación parcial al pozo, a fin de determinar la capacidad productiva de un intervalo específico de interés comercial
8.1 Método de Horner
Pruebas de incremento de presión (Buildup tests)
Básicamente una prueba de incremento se puede definir como la medición continua de presión de cierre de un pozo después de un periodo de flujo
Su objetivo es:
Estimar parámetros de yacimiento
Estimar el factor de daño del pozo
Determinar la presión media del área de drene
8.1 Método de Horner
Pruebas de incremento de presión (Buildup tests)
Para analizar las pruebas de incremento de presión se debe considerar la siguiente situación:
“Que el pozo se cierra por un tiempo ∆𝑡, después de haber producido por un tiempo 𝑡𝑝". Aplicando el principio de superposición en tiempo se tiene que calcular la caída de presión para un pozo que produce a un gasto q durante un tiempo (𝑡𝑝+ ∆𝑡), mas la caída de presión a gasto cero durante un tiempo ∆𝑡.
8.1 Método de Horner
Pruebas de incremento de presión (Buildup tests)
La ecuación de Horner (1951) en unidades de campo es:
8.1 Método de Horner
Pruebas de incremento de presión (Buildup tests)
- La grafica o método de Horner para analizar datos de pruebas de presión puede ser usado para estimar la permeabilidad y el daño en un yacimiento finito.
- Solo durante el periodo de comportamiento infinito es decir a tiempos cortos ya que los efectos de las fronteras se presentarán a tiempos largos.
8.1 Método de Horner
- Los datos del incremento de presión deben analizarse mediante el análisis del comportamiento gráfico de la presión de fondo fluyente (Pwf) contra el logaritmo del periodo de tiempo [(𝑡𝑝 + 𝛥𝑡)/𝛥𝑡]. El símbolo tp indica la duración del periodo de flujo.
- Sin embargo, si el periodo inicial de flujo es muy largo, es más acertado de usar la suma de la duración total del periodo de flujo para considerar tp, para el periodo final de incremento de presión.
8.1 Método de Horner
- Si el periodo final de cierre es lo suficientemente largo y si el efecto de almacenamiento del pozo no es dominante, el comportamiento de la gráfica de Horner de incremento de presión debe tener una sección de una línea recta con pendiente (m), el valor de m puede ser utilizado para estimar la permeabilidad de la formación mediante la siguiente ecuación:
8.1 Método de Horner
- Si el periodo final de cierre es lo suficientemente largo y si el efecto de almacenamiento del pozo no es dominante, el comportamiento de la gráfica de Horner de incremento de presión debe tener una sección de una línea recta con pendiente (m), el valor de m puede ser utilizado para estimar la permeabilidad de la formación mediante la siguiente ecuación:
8.2 Método de MDH (MILLER-DYES-HUTCHINSON).
- La presión media del yacimiento puede ser estimada para regiones circulares cerradas o cuadradas de drene de los datos de la gráfica de MDH (pws vs log ∆t).
- El método MDH para el análisis de la presión media del yacimiento se aplica directamente solo a pozos que estén operando en un estado pseudoestacionario después de haber hecho la prueba de incremento de presión.
- Para utilizar el método MDH es necesario escoger cualquier tiempo conveniente sobre la línea recta semilogarítmica (∆t) y leer la correspondiente presión (pws).
8.2 Método de MDH (MILLER-DYES-HUTCHINSON).
- Entonces se calcula el tiempo de cierre adimensional basados en el área de drene:
8.2 Método de MDH (MILLER-DYES-HUTCHINSON).
- Donde ∆t corresponde al valor de pws y estos valores son leídos de la porción de la línea recta de la gráfica de MDH y el valor pDMDH es obtenido de la siguiente figura:
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
MÉTODO DE AJUSTE DE CURVAS TIPO.(Ramey, Agarwal y Martin).
- Este tipo de curvas incluyen el efecto de daño al pozo el cual puede ser usado para analizar los datos del periodo de flujo de una prueba DST, a continuación se muestra la imagen de estas curvas.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
MÉTODO DE AJUSTE DE CURVAS TIPO.(Ramey, Agarwal y Martin).
- Este tipo de curvas incluyen el efecto de daño al pozo el cual puede ser usado para analizar los datos del periodo de flujo de una prueba DST, a continuación se muestra la imagen de estas curvas.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
En esta figura el cambio de presión adimensional es definido como: Donde p0 es la presión en el ensamble de perforación registrada inmediatamente antes de que el periodo de flujo inicie y para el periodo final de flujo (po) deberá ser la presión al final o al inicio del periodo de flujo.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
Para el análisis de esto se definen las variables adimensionales siguientes: El tiempo adimensional:
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
Los siguientes pasos son usados para analizar los datos de una prueba DST mediante el uso de las curvas tipo de Ramey et al.
- El radio de presión siempre va desde cero hasta uno y es este es independiente del gasto y la propiedades de la formación.
- La grafica debe realizarse sobre papel semilogarítmico, donde se grafica la presión contra el tiempo, estando el valor del tiempo (log t) en el eje semilogarítmico.
- Hacer coincidir con la grafica creada con las curvas tipo de Ramey y ajustar la escala. Cuando el papel se desliza para buscar la coincidencia con una curva tipo solo se usa la sección horizontal.
- Una vez que los datos han sido ajustados a una sola curva tipo, los datos de ambas curvas que han sido sobrepuestas, son leídos en un punto de conveniencia común.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
Los siguientes pasos son usados para analizar los datos de una prueba DST mediante el uso de las curvas tipo de Ramey et al.
- El radio de presión siempre va desde cero hasta uno y es este es independiente del gasto y la propiedades de la formación.
- La grafica debe realizarse sobre papel semilogarítmico, donde se grafica la presión contra el tiempo, estando el valor del tiempo (log t) en el eje semilogarítmico.
- Hacer coincidir con la grafica creada con las curvas tipo de Ramey y ajustar la escala. Cuando el papel se desliza para buscar la coincidencia con una curva tipo solo se usa la sección horizontal.
- Una vez que los datos han sido ajustados a una sola curva tipo, los datos de ambas curvas que han sido sobrepuestas, son leídos en un punto de conveniencia común.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
Calcular la presión inicial y promedio de un yacimiento utilizando los datos del incremento de presión y considerando un área de drene circular, por los siguientes métodos:a) método de MBH b) método de MDH Considerando que el pozo se está drenando desde el centro de un área circular de 167 acres.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
La tabla siguiente muestra los datos de la prueba de presión así como los cálculos hechos para el análisis de los datos de incremento de presión.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
SOLUCIÓN. a) Método de MBH. Datos: p*=4577psi tp= 13,630 hrs k=8.4 Usando la siguiente ecuación calculamos tpDA:
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
SOLUCIÓN. a) Método de MBH. El valor correspondiente para pMBH es 4.75.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
SOLUCIÓN. a) Método de MBH. El valor correspondiente para pMBH es 4.75.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
SOLUCIÓN. b) Método de MDH Se considerará la misma prueba de incremento utilizada en el ejemplo anterior, el área de drene del pozo es de 1520 ft, y se escogió un Δt igual a 20 hrs de la sección de la línea recta de la gráfica de MDH mostrado en la siguiente figura:
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
SOLUCIÓN. b)Método de MDH Calculando el periodo adimensional de cierre basado en el área de drene se tiene:
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
SOLUCIÓN. b)Método de MDH Valor de pMDH es igual a 0.94. de la gráfica de MDH, la pws a el t=20 hrs es 4379 psig y la m es igual a 70 psig/ciclo. Entonces utilizando la siguiente ecuación calculamos la presión media del yacimiento:
Petrofisica y Registro de Pozos T8
José de Jesús Ruiz Zamora
Created on January 12, 2021
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Petrofísica y Registro de Pozos
Tema 8: Técnicas de interpretación de registros de presión-producción. M.G José de Jesús Ruiz Zamora
Contenido
Tema 8: Técnicas de interpretación de registros de presión-producción.
Evaluación Tema
Evaluacion
8.1 Método de Horner
DRILL STEM TEST (DST).Es un método para probar la presión y los fluidos contenidos en una formación mediante una terminación parcial al pozo, a fin de determinar la capacidad productiva de un intervalo específico de interés comercial
8.1 Método de Horner
Pruebas de incremento de presión (Buildup tests) Básicamente una prueba de incremento se puede definir como la medición continua de presión de cierre de un pozo después de un periodo de flujo Su objetivo es: Estimar parámetros de yacimiento Estimar el factor de daño del pozo Determinar la presión media del área de drene
8.1 Método de Horner
Pruebas de incremento de presión (Buildup tests) Para analizar las pruebas de incremento de presión se debe considerar la siguiente situación: “Que el pozo se cierra por un tiempo ∆𝑡, después de haber producido por un tiempo 𝑡𝑝". Aplicando el principio de superposición en tiempo se tiene que calcular la caída de presión para un pozo que produce a un gasto q durante un tiempo (𝑡𝑝+ ∆𝑡), mas la caída de presión a gasto cero durante un tiempo ∆𝑡.
8.1 Método de Horner
Pruebas de incremento de presión (Buildup tests) La ecuación de Horner (1951) en unidades de campo es:
8.1 Método de Horner
Pruebas de incremento de presión (Buildup tests)
8.1 Método de Horner
8.1 Método de Horner
8.1 Método de Horner
8.2 Método de MDH (MILLER-DYES-HUTCHINSON).
8.2 Método de MDH (MILLER-DYES-HUTCHINSON).
8.2 Método de MDH (MILLER-DYES-HUTCHINSON).
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
MÉTODO DE AJUSTE DE CURVAS TIPO.(Ramey, Agarwal y Martin).
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
MÉTODO DE AJUSTE DE CURVAS TIPO.(Ramey, Agarwal y Martin).
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
En esta figura el cambio de presión adimensional es definido como: Donde p0 es la presión en el ensamble de perforación registrada inmediatamente antes de que el periodo de flujo inicie y para el periodo final de flujo (po) deberá ser la presión al final o al inicio del periodo de flujo.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
Para el análisis de esto se definen las variables adimensionales siguientes: El tiempo adimensional:
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
Los siguientes pasos son usados para analizar los datos de una prueba DST mediante el uso de las curvas tipo de Ramey et al.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
Los siguientes pasos son usados para analizar los datos de una prueba DST mediante el uso de las curvas tipo de Ramey et al.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
Calcular la presión inicial y promedio de un yacimiento utilizando los datos del incremento de presión y considerando un área de drene circular, por los siguientes métodos:a) método de MBH b) método de MDH Considerando que el pozo se está drenando desde el centro de un área circular de 167 acres.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
La tabla siguiente muestra los datos de la prueba de presión así como los cálculos hechos para el análisis de los datos de incremento de presión.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
SOLUCIÓN. a) Método de MBH. Datos: p*=4577psi tp= 13,630 hrs k=8.4 Usando la siguiente ecuación calculamos tpDA:
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
SOLUCIÓN. a) Método de MBH. El valor correspondiente para pMBH es 4.75.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
SOLUCIÓN. a) Método de MBH. El valor correspondiente para pMBH es 4.75.
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
SOLUCIÓN. b) Método de MDH Se considerará la misma prueba de incremento utilizada en el ejemplo anterior, el área de drene del pozo es de 1520 ft, y se escogió un Δt igual a 20 hrs de la sección de la línea recta de la gráfica de MDH mostrado en la siguiente figura:
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
SOLUCIÓN. b)Método de MDH Calculando el periodo adimensional de cierre basado en el área de drene se tiene:
8.3 Análisis por medio de curvas tipo
SOLUCIÓN. b)Método de MDH Valor de pMDH es igual a 0.94. de la gráfica de MDH, la pws a el t=20 hrs es 4379 psig y la m es igual a 70 psig/ciclo. Entonces utilizando la siguiente ecuación calculamos la presión media del yacimiento: