Pozos horizontales

4,117 views

Published on

Published in: Business
0 Comments
1 Like
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

No Downloads
Views
Total views
4,117
On SlideShare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
3
Actions
Shares
0
Downloads
85
Comments
0
Likes
1
Embeds 0
No embeds

No notes for slide

Pozos horizontales

  1. 1. Ensayos de pozos horizontales 1 Marcelo Gustavo Carrión
  2. 2. Ensayos de pozos horizontalesProcedimiento de análisisEs mucho más difícil interpretar ensayos de pozos horizontales, que su contrapartida enpozos verticales, debido a que la geometría de flujo es tridimensional. Además se debeconsiderar varios regímenes de flujo, un efecto de wellbore storage más significante ygeneralmente un efecto de penetración parcial.En los casos de pozos horizontales, no solo es importante el espesor vertical de la capaen estudio, sino también la dimensión horizontal del reservorio y la posición relativacon el wellbore horizontal.Para evaluar datos de transientes de presión, se sugiere tres pasos necesarios:El primer paso requiere identificar correctamente a qué tipo de flujo pertenece el dato encuestión. Básicamente se dan cuatro regímenes de flujo, los cuales para un casoparticular, pueden o no existir, o pueden aparecer enmascarados por efecto de wellborestorage, efectos de límites o de transición.El segundo paso es aplicar el correcto procedimiento analítico y gráfico al datoevaluado, ya que cada flujo, tiene sus propias ecuaciones que lo describen.El tercer paso, es evaluar la singularidad y sensibilidad de las soluciones, debido a querara vez caemos en una única respuesta, necesitando la ayuda de un computador pararesolver numéricamente.Modelo de pozo a analizarEl modelo físico consiste de un pozo horizontal, de radio rw, de conductividad infinita,y de longitud horizontal L. Los espesores definidos como uniformes en las diferentesdirecciones son hx, hy y hz respectivamente. Las propiedades de los fluidos seconsideran independiente de la presión y el efecto de la gravedad es despreciado. Seasume a su vez que L es mucho mayor que el espesor de la formación hz. La presión delreservorio previo a la producción es de pi y el pozo produce a caudal constante.Regímenes de flujoHay cuatro regímenes de flujo primario que son teóricamente posible con un buildup ocon un drawdown. En muchos casos estos modelos o patterns de flujo serán 2 Marcelo Gustavo Carrión
  3. 3. distorsionados por efectos de heterogeneidad del reservorio, wellbore storage o delímites.Mientras el pozo horizontal produce, el transiente de presión se moverá perpendicular alwellbore, como lo muestra la figura, estabilizándose un flujo radial. Se puede ver queeste comportamiento es muy similar a un pozo vertical ubicado en un ambiente deacción infinita. La duración de este régimen es muy corta a menos que el espesor delreservorio sea largo o la permeabilidad vertical sea muy baja.El periodo de este flujo llamado flujo radial early time, termina aproximadamente: − 190 hs .095 rw 0.095φµc t 2 terfl = kzUna vez que el limite más cercano es contactado por el transiente de presión, el patternde flujo que se estabiliza es el hemicilíndrico. Este tipo de flujo solo es significantecuando el pozo está cerca de un límite impermeable. 3 Marcelo Gustavo Carrión
  4. 4. En la mayoría de los casos el largo horizontal del pozo es mucho mayor que el espesordel reservorio. Cuando este es el caso, se estabilizará un régimen de flujo lineal una vezque el transiente ha alcanzado tanto el límite superior como el inferior de la capa.Este es el segundo régimen de flujo primario, cuya duración efectiva está directamenterelacionada con el ataque de los efecto de límite.Se estima su duración: 20.8φµct L2 t elfl = kx wSi el largo horizontal del pozo no es mucho mayor que el espesor de la formación, esterégimen de flujo no se desarrollará. Y esto se refleja en las ecuaciones de la manerasiguiente: 4 Marcelo Gustavo Carrión
  5. 5. Si telfl < terfl , estaría significando que el largo del pozo horizontal, no se compara con elespesor de la formación.Si no hay presente una fuente de presión constante, como una acuífera activa, o unefecto de gas – cap, y los límites para el flujo horizontal están a un distancia razonable,el flujo hacia el wellbore se comporta en forma radial, después de un tiemposuficientemente largo.Este flujo radial late time, comienza aproximadamente al tiempo tbrf 2 1.230 L2 φµc t t brf 2 = kx wy si el reservorio es de extensión finita: ( Lxl + Lxd ) 2.095 L−0.095φµct tbrf 2 b = kx wSi el tiempo estimado tbrf 2b < tbrf 2 , esto puede implicar que el reservorio es más pequeñoque lo anticipado, y el periodo de flujo radial no se desarrollaráEn un reservorio semi-infinito, una vez que los límites paralelos han sido contactados,se desarrollará un régimen de flujo lineal. 5 Marcelo Gustavo Carrión
  6. 6. El régimen de estado estacionario debería estabilizarse luego, si el pozo continúa con eldrawdown, pero esto no es considerado común, porque este solo se desarrollará cuandoexista una fuente de presión constante (acuífera activa o gas – cap)A modo de resumen se puede citar que hay cuatro tipos de regímenes de flujo, queteóricamente pueden desarrollarse cuando el pozo horizontal se los somete a undrawdown o un builtup.En orden cronológico son:Early time ----------------- flujo radialIntermediate time --------- flujo linealLate time ------------------- flujo radialLate time ------------------- flujo lineal en estado pseudo estacionarioEl siguiente gráfico muestra el caso que se desarrolle un flujo hemicilindrico o tambien llamado hemiradial.En este caso el gráfico muestra un ejemplo de campo, donde aparecen los cuatro flujosteóricos explicados anteriormente. 6 Marcelo Gustavo Carrión
  7. 7. Funciones de la respuesta de la presiónEs importante estimar el tiempo relacionado con cada tipo de flujo, debido a que cadatipo de flujo corresponde a un comportamiento particular del pozo horizontal, y sidescripción analítica es particular para cada régimen de flujo. El problema se estableceque en algunos reservorios, ciertos parámetros puedes solo estimarse para solo algunosde estos régimen de flujo. Goode y Thambynayagam desarrollaron respuestasmatemáticas generales de funciones de presión para drawdown y buildup para lospozos horizontales.En el caso de que el ensayo sea un drawdown, las funciones toman las siguientesformas:Solución general:  ∞ ∞  282.4 qµBo rw πt D + π 2v ∑ n ⋅ erf (vxπn t D )Ξ n + L v π ∑ m ⋅ ! 2pi − pwf = hx hz k y  hx 1 2 hx hx 1  x n=1 w z m=1  ky hz hxerf (vzπm t D )Ξ m ⋅ cos(mπze ) + 2 rw Lw kz Smdonde:Ξn = 1 nLw [sen( nπL xl hx ) − sen( nπL xd hx ) ]Ξm = 1 4 mrw {sen[ mπ hz (hs + 2rw ) − sen ] [ mπ hz (hs − 2rw ) ]}ze = 1 hz (hs + 1.47 rw tD = 0.000264 k y t φµct rw2 7 Marcelo Gustavo Carrión
  8. 8. vz = rw kzvx = rw kx hx ky hz kyL w = ( L xl − L xd )rw = rw ( k zy ) 1 / 4 kPara el flujo radial early time es: Log  φµcy rz2  − 3.227 + 0.868Sm 162.6 qµBo k k tp i − p wf = k z k y Lw  t w     Para el flujo lineal de intermediate time: µt 141.2 qµBo p i − p wf = + (s z + s m ) 8.128 qBo Lw h z k y φc t Lw k y k zPara el flujo radial de late time: p i − p wf = 162 .6 qB o k x k y hz [Log ( k xt φµ c t L2 w ) − 2 .023 + ] 141 .2 q µ B o Lw kykz (s z + sm )Para flujo pseudo estacionario (late time) µt 141.2 qµBop i − p wf = + (s x + s z + s m ) 8.128 qBo hx hz k yφct Lw k y k zPara el caso de un ensayo de buildup, las ecuaciones son:Flujo radial de early time: pi − p wf = 162k.6kqµBo log( to ∆t∆t ) + λ1 L + z y w [ ] donde λ1 = Lw hz k zz kx [log( k xt φµ c t L 2 w ) − 2 . 023 − log t ]Flujo lineal intermediate time: µ∆t p i − p wf = + λ3 8.128 qBo h z Lw k y φctdonde λ3 = 162.6 qBo hz k x k y [log( k xt φµct L2 w ) − 2.023 ]Flujo radial late time: 8 Marcelo Gustavo Carrión
  9. 9. [ pi − p wf = 162k.6kqµhBo log( to ∆t∆t ) x y z + ]Para el caso de un ensayo de buildup, existen dos modelos de reservorios diferentes. Elprimer modelo es para un reservorio de acción infinita durante el curso de todo elensayo, que son las ecuaciones descriptas anteriormente, el segundo modelocorresponde a un transiente que ha alcanzado los límites del reservorio; en este modelose le suma el estado pseudo estacionario que se llegaría si el ensayo fuera losuficientemente largo. (dichas funciones no aparecen en este texto)Características del transiente de presiónLa experiencia de los ensayos realizados, sugiere que las mejores interpretaciones sebasan en el uso de representaciones de datos de presión en gráficos log-log en conjuntocon la curva derivativa. Estas representaciones proveen la mejor distinción entre losdistintos tipos de flujo.La figura muestra el carácter de un gráfico log-log en relación con los flujos radialesearly times y late time (pseudo radial) respectivamente, bajo condiciones ideales.En el siguiente gráfico, se observan los efectos de almacenaje (storage effect) y de dañode la zona del wellbore, los cuales están asociados con pendiente cero en la derivativa,es decir una flexión de máximo o mínimo. El periodo de flujo lineal de intermediatetime, teóricamente está representado por una línea recta de pendiente constante entre lasflexiones que aparecen en los flujos radiales. 9 Marcelo Gustavo Carrión
  10. 10. Se puede ver que en forma teórica, cada uno de los flujos aparecen bien detallados en ungráfico log-log, ofreciendo la oportunidad de estimar parámetros particulares delreservorio.Efecto de almacenaje (wellbore storage effect)Generalmente hay un volumen de almacenaje substancial asociado con el wellborehorizontal el cual puede llevar a serias consecuencias en la efectividad del análisis delensayo. Hay que tener en cuenta que el efecto de wellbore storage en un pozo horizontales más grande que en un pozo vertical que produce en la misma formación.En el paper publicado por Daviau et al. (1985), mostró que la primera línea asociadacon el flujo radial de early time, en un gráfico semi-log, desaparece debido a los efectosde wellbore storage.Daño (skin effect)Matemáticamente, hay tres componentes del skin, inherentes a las soluciones de Goodey Thambynayagam.Hay una componente mecánica del skin, S m , que resulta de la perforación y terminacióndel pozo.La segunda componente, S z , se refiere a un pseudo daño, que se relaciona con losefectos de perforación parcial en la dirección vertical. La magnitud de este daño esfunción directa del espesor del reservorio y de la localización geométrica del pozohorizontal en el plano vertical.Por lo general este pseudo daño no aparece durante el flujo radial de early times.La tercera componente, S x , es también un pseudo daño, causado por efectos depenetración parcial, pero en este caso en la dirección x, es decir en la dirección paralelaal wellbore. Solo se presenta durante el periodo de flujo lineal de late time. 10 Marcelo Gustavo Carrión
  11. 11. BibliografíaAguilera R., Cordell G.M., Nicholl G.W. “Horizontal Wells”Joshi S.D. “Horizontal web technology”Dogru, A.H., and Seinfeld, J.H.: "Design of Well Tests to Determine the Properties of StratifiedReservoirs", paper SPE 7694 presented at the 1979 SPE Symposium on Reservoir Simulation, Denver,CO, Feb. 1-2 (1979).Domzalski, S., and Yver, J.: "Horizontal Well Testing in the Gulf of Guinea", Oil Field Review, (April1992), 42-48.Kuchuk, F.J.: "Well Testing and Interpretation for Horizontal Wells", J. Pet. Tech., (Jan. 1995), 36-41.Kuchuk, F.J., Goode, P.A., Brice, B.W., Sherrard, D.W., and Thambynayagam, M.: "Pressure TransientAnalysis for Horizontal Wells", J. Pet. Tech., (Aug. 1990), 974-984; Trans., AIME, 289.Kuchuk, F.J., Karakas, M., and Ayestaran, L.: "Well Testing and Analysis Techniques for LayeredReservoirs", SPE Formation Evaluation, (Aug. 1986), 342-354.Prijambodo, R., Raghavan, R., and Reynolds, A.C.: "Well Test Analysis for Wells Producing LayeredReservoirs with Crossflow", Soc. Pet. Eng. J., (June 1985), 380-396.Roland N. Horne "Modern Well Test Analysis” 1995, Petroway, Inc. 11 Marcelo Gustavo Carrión

×