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Métodos para el cálculo del potencial productivo de pozos de gas. Pruebas de flujo tras flujo (FAF)
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ContenidoContenido
• Potencial de pozos de gas (AOF)
• Prueba de flujo tras flujo
• Métodos para análisis del potencial
Potencial de pozos de gas (AOF)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
1880
1900
1920
1940
1960
1980
2000
2020
2040
2060
2080
2100
-- 50 100 150 200 250
Tiempo
Pres
ión
[psi
]
--
1
2
3
4
5
6
7
8
9
-- 50 100 150 200 250
Tiempo
Cau
dal d
e G
as [
MM
SCFD
]Perfiles de presión y caudal en pruebas de pozo
Métodos para análisis del potencial
• Método empírico
• Método teórico
• Método LIT
Información requerida:Flow Period
Gas Rate[MM SCFD]
Flowing Pressure[psia]
1 10.88 68892 14.34 68023 21.08 66284 26.45 6425
Reservoir Static Pressure : 7106.8473 [psia]
Métodos para análisis del potencial
2 2 ( )r wfnQ C p p
Origen de la ecuación es empírica
No proporciona una relación de la productividad del pozo en función del tiempo
2 ( P )nQ C
Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)
Presión estática de reservoriorp
(en condiciones de flujo)
Presión de fondo en pozowfp
Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)
2 2Q ( )r wfnC p p
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
Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)
Tiempo
Pres
ión
[psi
]
Prueba de Flujo Tras Flujo (FAF): perfil de presiones durante la prueba
Primer Flujo
Segundo Flujo
Tercer Flujo
Cuarto Flujo
Inicia Build-up
Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)
Calculo de 2PFlow Period
Gas Rate[MM SCFD]
Flowing Pressure[psia]
Pr2 - Pwf2
[psia2]1 10.88 6889 3.049 E+062 14.34 6802 4.240 E+063 21.08 6628 6.577 E+064 26.45 6425 9.227 E+06
Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)
Potencial productivo (FAF): Análisis de
Gráfica Log-LogC : 3.854 E-05 mm SCFD/psi2n
10.9
14.3
26.5
21.1
ΔP2: 3.55 E+07 psia2
AOF: 113.0 mm scfd
n : 0.84
1.0 E+04
1.0 E+05
1.0 E+06
1.0 E+07
1.0 E+08
1.0 10.0 100.0 1000.0
Gas Rate [MM SCFD]
(Pr)2 -
(Pw
f)2 [psi
a2 ]
Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)
2 2 ( )g r wfnQ C p p
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
4 2 2 0.7 2.38 ( )g r wfQ E p p
Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)
Curva IPR (Inflow
Performance relationship)
Static Pressure: 7106.8 [psi]
AOF 113 mm SCFD
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 20 40 60 80 100 120Gas Rate [mm scfd]
Pres
sure
[psi
a]
Método empírico (Rawlins and Schellhardt, 1936)
La ecuación para potencial productivo es:
2 2 2r wfP - P = a Q + b Q
Donde:2rP : presión de reservorio (estática)2wfP : presión de fondo fluyente
a: constante
Q: caudal de gas
b: constante
Método Teórico
La ecuación para potencial productivo es:
2 2 2r wfP - P = a Q + b Q
2 2r wfP - P = a + b Q
Q
y = a + m x
Método Teórico
La ecuación para potencial productivo es:
Flow Period
Gas Rate[MM SCFD]
Flowing Pressure[psia]
Pr2 - Pwf2
[psia2]Pr2 - Pwf2/qsc
[psia2/mm scfd]1 10.877 6889 3.049 E+06 2.803 E+052 14.338 6802 4.240 E+06 2.957 E+053 21.083 6628 6.577 E+06 3.120 E+054 26.451 6425 9.227 E+06 3.488 E+05
2 2r wfP - P = a + b Q
Q
Método Teórico
A
B
AOF: 83.539 [mm scfd]
Coefficient a: 62134.336 psia2/mmscfd
Coefficient b: 23224.920 psia2/mmscfd2
0.0 E+00
1.0 E+05
2.0 E+05
3.0 E+05
4.0 E+05
5.0 E+05
6.0 E+05
7.0 E+05
0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0
Gas Rate [MM SCFD]
(Pr)2 -
(Pw
f)2 /q
sc
[ps
ia2 /m
m s
cfd]
Gráfica cartesiana para determinar coeficientes y AOF:
2 2r wfP - P = a + b Q
Q
Método Teórico
Para el método LIT se utiliza la seudo-presión en sustitución de la presión:
2 2 2r wfP - P = a Q + b Q
2 2 2r wfP - P = A Q + B Q
Donde:
rP : seudo-presión de reservorio
wfP : seudo-presión de fondo fluyente
Q: caudal de gas
Método LIT
Modificar ecuación:
2 2
r wfP - P= A + B Q
Q
y = a + m x
Método LIT
Cálculo de la seudo-presión: ref
P
Pg
PP = 2 dP z
Requiere evaluar factor-z y compresibilidad del gas a diferentes presiones
= f Presión, Temperatura, Composición z
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
Evaluar viscosidad y factor-z para generar gráfica que relaciona presión con seudo-presión
Reservoir Static Pressure : 7106.8473 [psia]Reservoir Temperature : 150 [ºF]Gas Tpc : 360.5 [ºR]Gas Ppc : 668.3 [psia]Gas MW : 23
Método LIT
0
500
1000
1500
2000
2500
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Pressure [psia]
Ψ(P
) -
Pseu
do-P
ress
ure
[mm
psi
a2/c
p]
Tpr: 1.69
0.0000
0.2000
0.4000
0.6000
0.8000
1.0000
1.2000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Pseudo-reduced Pressure
Fact
or -
z
ref
P
Pg
PP = 2 dP z
0.0000
0.0100
0.0200
0.0300
0.0400
0.0500
0.0600
0.0700
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Pressure [psia]
Visc
osity
[cp]
Relación entre
presión y seudo-presión
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 PeriodGas Rate
[MM SCFD]Flowing Pressure
[psia]ψ
[mm psia2/cp]Δψ/qsc
[(mm psia2/cp)/ mm SCFD]1 10.88 6889.00 1841.13 4.852 14.34 6802.00 1819.65 5.183 21.08 6628.00 1776.00 5.594 26.45 6425.00 1723.91 6.43
Método LIT
Determinar coeficientes A, B y AOF
26.5
21.1
10.9
14.3
B - Δψ /qsc; 3.7
AOF: 116.6 MM SCFD0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0
Gas Rate [mm scfd]
Δψ
/qsc
[(m
m p
sia2 /c
p) /
mm
scf
d]
Método LIT – Gráfica cartesiana
Curva IPR
ψ: 1893.9 Static
AOF: 125.6 MM SCFD
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Gas Rate [mm scfd]
ψ [m
m p
sia2 /c
p]
Método LIT
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