MXPA04011190A

MXPA04011190A - Metodo y aparato para evaluacion efectiva de pozo y deposito sin la necesidad de historia de presion de pozo.

Info

Publication number: MXPA04011190A
Application number: MXPA04011190A
Authority: MX
Inventors: Poe Bobby
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2002-05-31
Filing date: 2003-05-28
Publication date: 2005-07-14
Also published as: US6842700B2; CA2486857A1; AU2003234669A8; EA200401593A1; WO2003102371A1; AU2003234669A1; CA2486857C; US20030225522A1; EA006215B1

Abstract

Un metodo para evaluar funcionamiento de pozo incluye derivar un calculo de permeabilidad efectiva de deposito de puntos de datos en una historia de produccion, en donde los puntos de datos incluyen regimenes de flujo dimensional y produccion acumulativa dimensional, cuando menos uno de los puntos de datos no tiene informacion de presion de flujo de cara de arena; y derivar cuando menos una propiedad de depositos del calculo de permeabilidad efectiva de deposito y los puntos de datos de conformidad con un tipo de pozo y una condicion de limite par un pozo que produjo los datos de produccion.

Description

MÉTODO Y APARATO PARA EVALUACIÓN EFECTIVA DE POZO Y DEPÓSITO SIN LA NECESIDAD DE HISTORIA DE PRESIÓN DE POZO Antecedentes de la Invención Campo de la Invención La invención se relaciona con métodos y aparatos para analizar propiedades de depósito y funcionamiento de producción utilizando datos de producción que no tienen historia de presión Técnica Anterior Para evaluar las propiedades de un pozo o frecuentemente es necesario analizar la historia de producción del pozo o Uno de los problemas más comunes encontrados en análisis de historia de producción de pozo petrolero o de gas es la falta de un registro de datos El registro incompleto dificulta emplear un análisis de convolución Mientras que los regímenes de flujo de las fases de hidrocarburo y de un pozo se conocen generalmente con precisión la presión de flujo de pozo comúnmente no se registra o el registro de la presión de flujo frecuentemente es la presión de flujo se requiere para el análisis de convolución convencional Debido a la falta de historia de presión los métodos del ramo anterior análisis de convolución para la evaluación de propiedades de pozo o depósito frecuentemente Por lo es deseable y aparatos realizar evaluación de pozo o depósito utilizando puntos de dato que pueden no tener todos la información de presión de cara de Compendio Un aspecto de la invención se relaciona con métodos pars para evaluar el funcionamiento de pozo de conformidad con la invención incluye derivar un cálculo de permeabilidad efectivo de puntos de datos una historia de en donde los puntos de datos incluyen regímenes de flujo dimensional y producción acumulativa cuando de presión de flujo de cara de y derivar cuando menos una propiedad de depósito del cálculo de permeabilidad efectiva depósito y los puntos datos con un tipo de pozo y una condición de límite para un pozo que produjo el dato de Otro aspecto la se relaciona con métodos para evaluar funcionamiento de Un método para evaluar funcionamiento de pozo de conformidad con la incluye derivar flujo y producción acumulativa sin dimensión de regímenes de flujo dimensionales y datos de producción acumulativa dimensional en una historia de en donde cuando menos un punto dato en historia incluye presión y la derivación se basa en un tipo de pozo y condición de ajustando una curva que representa los dimensión la producción acumulativa sin dimensión a un trazo de los regímenes de flujo dimensionales contra la producción obtener calculo de permeabilidad efectiva de formación del Otro aspecto de la invención se relaciona con métodos evaluar de Un método para evaluar funcionamiento de pozo de conformidad con la invención incluye derivar un cálculo de permeabilidad efectiva deposito puntos en una historia de los puntos de dato incluyen regímenes de flujo dimensionales y producción acumulativa en donde punto de dato la de tiene información de presión de flujo de cara de y la derivación se basa en un modelo de un pozo vertical no f tiene un deposito acción y derivar cuando menos una propiedad de depósito del cálculo de permeabilidad efectiva de depósito y el dato de producción de conformidad con un de pozo condición de para un pozo que produjo el dato de Otro aspecto de la invención se relaciona con sistemas para evaluar funcionamiento de Un sistema para evaluar funcionamiento de pozo con la invención incluye una computadora que tiene una memoria para almacenar un en donde el programa incluye instrucciones un cálculo de permeabilidad efectiva de depósito de puntos de datos en una historia de en donde los puntos de datos incluyen dimensional y acumulativa cuando menos uno de los puntos de datos no tiene información de presión de flujo de cara de y derivar cuando menos una propiedad de depósito del cálculo de permeabilidad efectiva de depósito y los puntos de datos de conformidad con un tipo de pozo y una condición limite para un los Otros aspectos y ventajas de la invención serán evidentes a partir de la siguiente descripción y las reivindicaciones BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 muestra un sistema de análisis de producción del ramo anterior para evaluar propiedades de pozo o La Figura 2 muestra una gráfica de análisis de usando un La Figura 3 muestra una variación de una gráfica de análisis de formación usando un método de convolución convencional La Figura 4 gráfica un método de conformidad con una modalidad de la La Figura 5 muestra una gráfica de flujo de un e de la La Figura muestra una gráfica de análisis de pozo de conformidad con una modalidad de la La 7 muestra una pozo de conformidad con una modalidad de la La Figura 8 muestra una gráfica de análisis de pozo conformidad con una modalidad la invención Descripción Detallada Las de la invención se relacionan con métodos y propiedades pozo o depósito basadas en el dato de historia de Los métodos de conformidad con la invención se pueden utilizar en casos en donde la historia de presión está incompleta o falta completamente Los símbolos utilizados en esta descripción tienen los Nomenclatura A Área de drenaje de m2 Ao Área bf Anchura de Factor de volumen de formación de CfD Conductividad de fractura sin kXf ct Compresibilidad de sistema total de d3Í Función de tiempo de superposición de flujo bilineal de producción Función de tiempo de superposición de flujo bilineal de régimen de flujo Función de tiempo de superposición flujo lineal de formación de producción acumulativa Función de tiempo de superposición de flujo lineal fFS Función de tiempo de superposición de flujo lineal de almacenamiento de fractura de producción Función de tiempo de superposición de flujo lineal de almacenamiento de fractura de régimen de flujo Producción h Espesor de pago neto de cm Permeabilidad de md Permeabilidad efectiva de depósito a md Longitud característica de cm LD Longitud de pozo horizontal sin dimensión en zona de 2ñ Longitud de pozo horizontal efectiva en zona de cm m índice de suma n índice de corriente o último punto de dato Producción de petróleo STB Solución de presión sin dimensión Presión sin dimensión en el nivel de tiempo i Pi Presión de depósito psia Potencial de pseudop de gas Presión de condición psia Presión de perforación de pozo sin dimensión Presión de flujo de cara de psía Régimen de flujo sin dimensión Régimen de flujo de Régimen de flujo de Régimen de flujo de pozo sin dimensión r3 Radio de drenaje de pozo cm Radio de drenaje de pozo sin Radio de perforación de cm Radio de drenaje de pozo sin T R Transformación integral de Función de superposición de pseudotiempo u de de depósito de Hr tD tiempo sin dimensión x Función de superposición de tiempo hr Nivel de tiempo i en historia de hr de de de depósito de hr Nivel de tiempo último o actual en historia de h TSc Temperatura de condición gr R XD Posición espacial de dirección sin dimensión X Posición espacial Extensión areal de drenaje de dirección X sin dimensión Xf Media longitud de fractura Posición espacial de pozo de dirección sin dimensión X Posición espacial dirección sin dimensión Y Extensión areal de drenaje de sin dimensión Y Posición espacial de pozo de dirección sin dimensión Y Posición espacial vertical de pozo sin dimensión Griego ß Parámetro sin dimensión ? Parámetro sin dimensión Porosidad efectiva de BV Porosidad efectiva de fracción BV s Pseudopiel debida a conductividad de fractura sin dimensión d Pseudopiel debida a naturaleza ligada de depósito sividad hidráulica de fractura sin dimensión Viscosidad de gas valor de sistema v0 Viscosidad de cp Funciones erfc Función de error complementario exp Función exponencial Función logarítmica natural La Figura 1 proporciona una vista general de sistema 13 de análisis de producción que tiene una tubería 14 de producción dentro de un alojamiento El pozo de sondeo se extiende hacia arriba a la superficie 16 de y presión de cabeza de pozo fluyendo se mide por el calibrador 17 de presión de cabeza de La tubería 18 de producción lleva y gas a un separador jue separa y El gas se mueve a lo largo de la línea 20 de para entregarse hacia una linea de mientras que el 3 dé 13 21 de 3 tanque 22 de El dato que representa cantidades de petróleo gas producidas se proporciona a una computadora pueden incluir regímenes de presiones de cara de presión de cabeza de o presión de fondo de e producción acumulativa del El efecto de un régimen de flujo que varía y presión de flujo de cara de arena de un pozo en las presiones de pozo de sondeo dimensión en punto en tiempo de interés se ha establecido con el Teorema de Ver van y Application of the Laplace to AIME La forma general de la relación de convolución bien conocida que cuenta para los efectos de superposición en tiempo de una presión de cara de arena variable y régimen de flujo en el comportamiento transiente de presión de pozo de sondeo sin dimensión de un pozo se proporciona por la Para descripción detallada de las ecuaciones representadas en la presente ver el Apéndice anexo El comportamiento de transiente de presión de un pozo con un régimen de flujo variable y presión se puede e usando la 1 para termina especificado transientes de condición de limite interno como régimen de flujo constante trazado o transientes o secuencias de cerrado como acumulación de presión o transientes de La condición de limite interno más apropiada para el análisis pozo es de una condición de límite interno de presión terminal especificada El transiente de régimen sin dimensión correspondiente a una condición de límite interno de presión terminal especificado de un pozo con un de flujo variable y presión de cara de arena se proporciona en la Ver y Fractured fox Data SPE 56750 presentado en la 1999 Annual Technical Conference and tD o Con una substitución de este integral de transiente en régimen se puede convertir a una forma más llevadera presentada en la pE De la convolución de transiente de presión o transiente de régimen integral para el régimen de flujo y presión de cara de arena de un una aproximación de tiempo discreta del integral de convolución se puede derivar para permitir el análisis de un régimen de flujo variable e historia de producción de presión de Cara de Por la aproximación integral de convolución de transiente de régimen correspondiente del régimen de flujo de pozo dimensión se proporciona la rol De manera la producción acumulativa sin dimensión de solución de transiente de régimen e un pozo con de e historia de producción de presión de cara de arena también se puede evaluar utilizando aproximación de tiempo discreta como se la Ver y Fractured Diagnostics for Production Data SPE en la Conference and Ex Los parámetros sin dimensión régimen de producción y en las ecuaciones anteriores se pueden definir en términos de unidades de campo petrolero convencionales como Las presiones sin dimensión que aparecen en las relaciones de superposición en tiempo de las 4 y 5 para depósitos de petróleo y gas se pueden definir en las 6 y respectivamente V Los dimensión de pozo sondeo para depósitos de petróleo y gas se pueden definir en unidades de campo petrolero convencionales como en las 8 y Q La producción acumulativa sin dimensión de depósitos de petróleo y gas también se puede definir en unidades petrolero convencionales COEVO las 10 y El tiempo sin dimensión correspondiente a un valor dado de tiempo dimensional para análisis de depósito de petróleo y gas se define en las 12 y respectivamente 10 a 13 depende del sistema en En un pozo vertical no la longitud característica de Si pOZO dS del diámetro de pozo de Sin la longitud característica de sistema puede no ser necesariamente igual ai tamaño Un radio de de sondeo aparente también se utiliza comúnmente con la longitud característica de sistema en análisis de declinación de pozo vertical no casos un efecto del estado constante En este el radio de pozo de sondeo aparente la longitud característica de ss el radio de pozo sondeo multiplicado o una función exponencial del valor negativo del efecto de piel de estado En un análisis de pozo la longitud característica de sistema es la longitud media de fractura mitad de la longitud de fractura efectiva en de pozo la longitud característica de sistema es igual a la de la longitud de de sondeo efectiva total en la zona de LOS 13 integral de pseudo tiempo se conocen en el Sin se debe tener cuidado al analizar depósito de gas de 6StS se evalúe precisa y Ver y of the RelationshiSp and Performance Solutions in Gas documento SPE 77467 presentado en la 2002 SPE Technical Conference San 29 Con estas relaciones fundamentales de análisis 6S i 3 puede desarrollar para calcular valores de sobreposición en tiempo de puntos de datos de historia de 1 GS disponibles la presión de cara de arena que fluye cabeza de Para un punto de dato de historia de producción t CÍS pOZO regímenes de flujo de pozo las presiones de flujo de pozo de sondeo de agujero de fondo y cara de arena presión de pozo de sondeo transversal y pérdida de presión de terminación aceptados por la Ver The Technology of Artificial 4 Cuando la presión de flujo de cabeza de pozo no está disponible en un punto de dato de y las un análisis de convolución convencional del tipo prescrito por las 4 y 5 no es posible sin adivinar de de cara de arena faltante debe haber en ese punto en tiempo en la historia de Palacio y una solución alternativa a este problema basada en la función de tiempo de de de Ver y Analysis of Gas Well Production documento SPE 25909 presentado en la 1993 SPE Mountain Regional La función de tiempo equivalente de de es similar a la aproximación de Horner que se usa comúnmente ? de régimen de flujo suavemente variable en análisis de acumulación de De la teoria de transiente de régimen de flujo de estado pseudo constante dominado por límite completamente en un sistema la función de tiempo de de es igual a la relación rigurosa para la de transiente de presión de una historia de régimen de flujo variable análisis transiente aproximación de tiempo de de se puede definir para análisis de depósito de como se Esta de tiempo de para análisis de transiente de régimen es idéntica en forma a la función de tiempo de reportada por Palacio y En el caso de transiente de la relación exacta entre el régimen de flujo y las funciones de producción de flujo una función de De una función de tiempo de de a aquella descrita por Palacio y Blasingame para análisis de transiente de presión lugar de aquella desarrollada para análisis de transiente de del comportamiento de producción de depósitos de una función de tiempo de de se puede definir para análisis de depósito de como se Mientras que la función de tiempo de de se ha mostrado que tiene una base teórica para el de transiente de presión de un pozo el régimen de flujo de estado pseudo no se debe usar para analizar ningún otro régimen de flujo de transiente de ni ningún régimen de flujo de transiente de Sin muchas referencias del ramo anterior han carecido de este punto importante y han usado la función de tiempo de de en el análisis del funcionamiento de producción de regímenes de flujo distintos al régimen de flujo de esto pseudo constante Por Agarwal y reportaron erróneamente que las soluciones de transiente de régimen y transiente de presión son Ver y Fussell Well Production Data üsing Type Curve and 2f Muestran varios resultados de simulación para comparaciones entre la función de tiempo de de y la función de sobreposición en tiempo una de las cuales se muestra en la Figura 2 para un pozo La Figura 2 muestra que los tiempos de de se correlacionan linealmente con tiempos de sobreposición equivalentes para diversas conductividades de formación de 01 a La correlación aparentemente lineal parece sustentar la proposición de que la transiente de régimen y el transiente de presión son Sin cuando los datos se trazan nuevamente como una relación de tiempo de de al tiempo de sobreposición equivalente contira tiempo de equivalencia entre las soluciones de transiente de régimen y transiente de presión se hace se muestra en la Figura La aplicación inapropiada de la función de tiempo de de ha conducido a inconsistencia el La inconsistencia se presenta del uso de la función de tiempo de de que se deriva de la teoría de de presión el de de estado pseudo constante en el análisis del funcionamiento de transiente de régimen de pozos que no pertenecen al régimen de estado pseudo Estos reportes típicamente usan las soluciones de curva de declinación de régimen de flujo convencional de en alguna evaluar el de de pozos de petróleo y Sin se sabe que la función de tiempo de de no corregida no es apropiada para ningún régimen de flujo de solución de e completamente por En los métodos de conformidad con la función de tiempo de de derivada directamente de la teoria de transiente de régimen y usan las soluciones de transiente apropiadas todos los las modalidades de la invención proporcionan una metodología consistente para el análisis de dato de producción pozos de petróleo y gas Los resultados presentados en las Figuras 2 y 3 se construido dominio de Laplace transiente de solución analítica de una fractura vertical de conductividad en depósito de S y Transient Behavior of a Fractured Well Spatially Varying Fracture Fropertiesf 24707 presentado en is 1992 SPE Annual Technical Conference and Las soluciones de depósito se estudio verificar estos resultados y Estos resultados también se han duplicado con un simulador de depósito de diferencia finita comercial tal como el General comercial de por Holditch Los de contorno paira cada de los regímenes de flujo se identifican fácilmente de la Figura Es evidente de la Figura 3 que la relación de de a a tiene un valor constante de durante el régimen de flujo Durante el régimen de flujo lineal de la relación del tiempo de al tiempo de alcanza un valor constante de 2 es un máximo en la No solamente estas dos funciones de tiempo son no la estire las funciones también varía continuamente durante la historia transiente del régimen de anterior de lineal de almacenamiento de fractura o también existe en el comportamiento transiente de un pozo se ilustra en las Figuras 2 y 3 debido a que este régimen de flujo 1 termina muy rápidamente mucho menos tiempo del que generalmente se registra el de en datos de y está comúnmente o distorsionado por almacenamiento de pozo de sondeo aplicable para soluciones de transiente de aún la relación del de al tiempo de sobreposición equivalente también tiene un valor constante Un régimen de flujo de tiempo tardía también puede existir para todos los tipos de pozos no en sistemas cerrados condición de limite externo de El régimen de flujo de tiempo tardía tampoco se ilustra las Figuras 2 y En análisis ds transiente de este régimen de flujo simplemente se llama como el régimen de flujo dominado totalmente en Ocurre de estado pseudo constante de soluciones de transiente de pero las distribuciones de presión en el depósito durante el por soluciones de transiente de régimen son completamente diferentes a aquellas exhibidas en soluciones de transiente descripción del de transiente de régimen de pozos de petróleo y gas durante el régimen de flujo dominado por límite se pueden encontrar en and i Need for Well Pressure SPE presentado en la Annual Tec nical Conferencia and Ex ibition celebrada en San 22 de septiembre 2 de octubre de Aún durante flujo de pozos verticales no fracturados al régimen de flujo pseudo radial de pozos la I a la función de tiempo de sobreposicion equivalente tiene un valor de aproximadamente como se muestra en la Figura t pseudo radial un error en la de tiempo es que puede ser Sin los errores la función de pueden ser de tanto como durante el régimen de flujo lineal pseudo de formación de pozos verticalmente transiente de régimen de flujo o producción acumulativa contra se han usado ampliamente en de se apropiados para la mayoría de los y colaboradores han expandido grandemente el uso y de de a la caracterización de formación y propiedades de pozo para dato de de producción de pozos de petróleo y gas Ver Curve üsíng JPT Y curve Analysis Using Type Curves Case SPEFE y colaboradores el producción usando curvas de declinación que también incorporan el uso de la función de tiempo de de Ver Using Type Water aterflood documento SPE 30774 presentado en la 1995 SPE Annual Technical and TX Si se hacen las correcciones apropiadas discusión posterior relacionada con la a la función tieinpo de una función tieinpo de de se puede construir y usar para obtener un valor de función de tiempo que sobreposición Este tipo de función de tiempo equivalente permitiría el análisis de puntos de dato de de IOS C IiO S6 presiones de Por lo un análisis de convolución de toda la historia de producción se usando los puntos dato n conocidos en existen en un análisis de convolución y usando la función de tiempo de de modificado para evaluar los de equivalentes que corresponden a los puntos de datos a los que no se conocen las Este acercamiento se usa para construir el modelo descrito en la siguiente sección Descripción de Modelo Las modalidades de la invención se relacionan con un modelo de análisis de producción que combina los análisis de s e e es para los puntos de dato de producción con presiones con el concepto de tiempo de de modificado es para los puntos datos presión en un sistema de análisis de producción robusto y Un sistema de análisis de producción de con la invención se menciona como sistema de análisis de producción de evaluación Efectiva Opcional de Presión de Pozo y Depósito Un sistema de análisis de de con modalidades de la invención se puede construir generando y almacenando las soluciones de curva de declinación familia tipos condiciones de limite y para una gama de valores de parámetro que se relacionan con el modelo en Las variables dependientes que requieren solución son el régimen de flujo de pozo sin dimensión y producción acumulativa como una función de Las curvas de declinación transiente de este se almacenan para una escala práctica de valores variables independientes Para curvas de tipo de transiente de régimen de dependientes de la condición de limite externo En un depósito limitado el radio de Si pozo de sondeo es la variable independiente para generar una familia de curvas de tipo de declinación de el efecto de piel de estado constante de flujo radial es la variable independiente para construir la familia de El es de particular para todos los tipos de pozo y en donde ningunas presiones de están el de Los detalles de este procedimiento se discutirán en la siguiente pozos de acción la variable independiente de interés es la conductividad de fractura sin dimensión En fracturado también se construyen con el área de drenaje de pozo sin dimensión como una variable Para curvas de declinación pozo f número mayor de valores de parámetro independientes se debe En sistemas de acción la longitud de pozo de sondeo sin ubicación vertical en la de F y sondeo se consideran El efecto de la ubicación de pozo de sondeo se ha demostrado por Ozkan que tiene un impacto menor longitud de pozo de sondeo sin dimensión y radio de pozo de sondeo y se puede fijar a un valor promedio constante a la si se encuentran almacenamiento de disposición e Ver Performance of Horizontal P ds En un depósito cerrado el área de drenaje de pozo sin dimensión también se debe incluir en las variables independientes se esa Mientas que los modelos de análisis de producción arriba descritos solamente consideran los tipos de pozo y limite la de análisis es generalmente Uno de experiencia ordinaria en el ramo apreciará que un modelo de simulación de de ia se puede aplicar a cualquier pozo y configuración de y las curvas de declinación de transiente de régimen usarse requisito de una metodología de análisis de producción de conformidad con modalidades de la invención es que el régimen de flujo sin dimensión y comportamiento de transiente de y depósito en consideración se generen de manera precisa y se almacenen para uso en el análisis de curva de La evaluación la del a función de tiempo de de a la función de sobreposición en tiempo equivalente como una función del tiempo sobreposición equivalentef se define en su forma más fundamental para análisis de transiente de régimen en la corrección necesaria para la función de tiempo de de Por lo el tiempo sin dimensiónf régimen e y producción acumulati a obtenidos para cualquier tipo de pozo y configuración de depósito se puede usar para computar la corrección para la función de tiempo de de sobre la historia transiente completa del La función de tiempo equivalente de de modificada que se usa para realizar la convolución para puntos dato de producción para la que son desconocidas las presiones de cara de se obtiene simplemente dividiendo el valor de función de tiempo de de no corregido apropiado por las 14 o por la corrección definida con Por lo el valor de t efectivamente consistentemente de manera utilizando la función de tiempo de de curva de declinación coincidido de comportamiento de transiente de régimen sin dimensión de modelo de pozo y La aplicación real de esta nueva tecnología en el modelo se discute en la siguiente y Aplicación Los análisis producción conformidad con modalidades de la invención se pueden separar en dos categorías Cada una de estas categorías se considera procedimiento de solución Los métodos en la primera categoría son aplicables a casos los cuando un punto dato de producción cualquier punto en tiempo durante la historia de producción completa del tiene una presión de cara de conocida el dato de régimen de flujo Si no hay disponible presión de cara de la presión de flujo de cabeza de pozo de pozo de de flujo de fondo de agujero de calibradores de fondo de pozo se pueden usar en su si hay pérdida de presión de terminación omisible en el Debido dé iñ permeabilidad efectiva de formación efecto de piel en algunos la solución simultánea de la presión de y efecto de piel generalmente requieren un procedimiento De esta el primer caso la presión flujo para cuando menos un punto en tiempo en la historia de producción sea conocida que las pérdidas de terminación se puedan ignorar y las de flujo de de se puedan la presión de cabeza de pozo o de flujo de pozo de sondeo de fondo de Con este un sistema completamente se de niveles de tiempo de dato de producción con presiones de flujo de cara de arena Si el juego de datos de las de pozo estos entonces se deben usar métodos en la segunda categoría Los n procedimiento de evaluación de dos pasos o iterativos para calcular las propiedades de pozo y El acercamiento de dos o iterativo es necesario no disponible presión de cara de arena para cualquier punto de datos para realizar la coincidencia de curva de declinación y cálculo de permeabilidad efectiva de formación como se describe El paso análisis curva de declinación basado en un pozo vertical no fracturado y modelo de depósito de acción El pozo vertical no fio generalmente aplicables a puntos de dato tempranos para la mayoría de tipos de pozo y condiciones de De esta paso es al análisis de pozos en esta Por otra el segundo paso involucra un análisis de curva de declinación especifico paxa la real de pozo y depósito del Los métodos en la segunda categoría son aplicables situaciones las no disponible flujo de cara de arena para ningunos puntos de régimen de flujo de datos de situaciones en las que las presiones cara de arena se calcular directamente del agujero de fondo o presiones de flujo de cabeza de pozo debido a pérdidas de presión de F o s un pozo vertical no fracturado en un depósito de acción Bajo cualquiera de estas tres un inicial dato de depósito de acción o un juego de curva de declinación de depósito de acción infinita de pozo vertical no fracturado se Este análisis inicial se realiza independientemente del tipo de pozo Con las primeras dos situaciones arriba este paso inicial es necesario a fin de reducir el número de desconocidos en problema por es un típicamente la permeabilidad efectiva de se calcula en el análisis Para la primera condición en la segunda ninguna de las presiones de flujo de cara de arena necesarias están disponibles para un análisis de De con una modalidad la le permeabilidad efectiva de formación se puede obtener comparando una primera curva que describe el régimen de flujo de pozo como de su producción acumulativa con una segunda curva que describe un régimen de flujo sin dimensión como una función de la producción acumulativa sin estas dos funciones difieren por constante que corresponde a la permeabilidad efectiva de formación estas dos curvas difieren en sus escalas de ordenada cuando se trazan en la misma gráfic La efectiva de formación se pueden entonces por ajusfando las escalas de ordenada de la función de régimen de sin dimensión de manera que coincide con aquella de la contraparte En este tipo de solamente transiente temprano de depósito de acción se usa al determinar la coincidencia apropiada de Es importante observar que para cualquier punto en la curva de declinación la caída de presión GS aparece en el denominador del régimen de flujo sin dimensión y producción acumulativa los valores de ordenada y paxa punto en la curva de los valores de escala de abscisa y ordenada se pueden utilizar resolver los desconocidos restantes el que están relacionados con las escalas de las dos funciones de debido a que el término de caída de presión se cancela en la principio se ai va declinación inicial de depósito de acción infinita de pozo vertical no fracturado para todas las tres condiciones 6S observar que la abscisa variable producción acumulativa sin en este análisis particular se menciona no el radio de pozo de sondeo aparente o efectivo que se El efecto de piel de estado constante de flujo la del tallo de curva de declinación coincidido en la gráfica en este Para la primera condición en la segunda la permeabilidad efectiva de formación es generalmente el único cálculo de parámetro que se usa en computaciones En el efecto de piel de estado constante generalmente es una buena forma de caracterizar que el comportamiento a menos que el pozo sea realmente un pozo vertical no El comportamiento de transiente de fracturados horizontales se caracteriza mejor usando los parámetros sin dimensión específicos asociados con aquellos tipos de pozo La segunda condición en la segunda categoría también requiere un análisis inicial del dato de producción con un juego de curvas de declinación de pozo vertical no fracturado de depósito de acción infinita para obtener un cálculo inicial de la permeabilidad efectiva de depósito de manera que las pérdidas de presión de terminación y presiones de flujo de cara de arena correspondientes se pueden la permeabilidad efectiva de depósito generalmente único parámetro de este paso de análisis que se usa en los cálculos Para la última condición del segundo caso vertical no fracturado en un depósito de acción todos los resultados de análisis permeabilidad efectiva de depósito y el efecto de piel de estado constante de flujo radial obtenidos en la coincidencia de curra de primer se permeabilidad efectiva de depósito y los valores de efecto de piel de estado constante de flujo radial coincididos que resultan del análisis representa resultadas finales para esos Una vez que se completa este paso de análisis el análisis de dato de producción también se para el pozo vertical no fracturado y de depósito de acción Categoría El de análisis de producción que se utiliza para el primer caso se logra de una manera muy Como se muestra en la Figura de conformidad con un método 40 la los de flujo dimensional del pozo contra la producción acumulativa dimensional primero se trazan en una gráfica de es trazando regímenes de flujo dimensional del pozo contra la producción acumulativa dimensional en cada uno de los niveles de tipo de datos de producción en una gráfica de las funciones apropiadas para el régimen de flujo sin dimensión y la producción acumulativa sin dimensión se seleccionan basados en de depósito condiciones de límite y el tipo de pozo de interés Una curva que representa el régimen de flujo sin dimensión como una función de la producción acumulativa sin S6 la escala de ordenada de la curva sin dimensión se ajusta de manera que la la gráfica La coincidencia de curva se puede lograr con cualquier método conocido en el por medíante ajuste de experiencia ordinaria en ramo apreciaría que la descripción anterior es para ilustración solamente y otras variaciones son posibles sin el alcance la Por es posible trazar estas curvas en una gráfica de registro o los procedimientos se podrían computación numérica y no se necesita generar Para cada uno de los puntos de datos de producción tienen cíe de cara de arena la permeabilidad efectiva de depósito se puede determinar directamente de ios valores de curva de los de y la relación entre los regímenes de flujo de pozo dimensionales y sin dimensión de característica de sistema también se puede computar directamente de la relación entre la producción acumulativa dimensional y sin dimensión de Por cálculos independientes de estos parámetros se pueden determinar para cada y todos los puntos de datos de producción para los que se conoce la presión de flujo de cara de Mientras que podría parecer posible evaluar cómo cada uno de estos parámetros cambia con el este no es el caso debido a dos razones la n integral como se emplea en este análisis no permite el uso de una función no lineal de que se implicaría si cualquiera estos parámetros cambiara con el y las soluciones de curva de declinación transiente de régimen utilizadas en el análisis se han generado de propiedades de sistema Por permeabilidad efectiva de formación y la longitud característica de sistema derivada de una pluralidad de puntos de dato que tienen presión de de cara de arena en la historia de producción son justamente cálculos independientes de estos dos parámetros y se pueden promediar para producir valores representativos para estos técnicas de análisis estadísticos se pueden incluir en el proceso de promediación para reducir al mínimo los efectos de salidas en los resultados computados para estos Con la permeabilidad efectiva de depósito y longitud característica de sistema conocidos del análisis arriba descritof las otras propiedades de pozo y depósito se pueden determinar luego de los parámetros sin dimensión asociados con el tallo de curva de declinación de solución sin dimensión coincidido los procedimientos la determinación estas otras propiedades de pozo y depósito dependerían de los tipos de pozo y las condiciones de Por un pozo no fracturado en un depósito cerrado cilindricamente limitado tiene tallos de curva de declinación que están asociados con el radio de drenaje de sin dime con referencia a la longitud característica del Por lo el radio de drenaje efectivo del pozo y área de drenaje se pueden computar fácilmente del resultado de El efecto de piel de estado constante de flujo radial también se puede obtener directamente de la longitud característica de sistema coincidida y el radío de pozo de sondeo usando el concepto de radio de pozo de sondeo Se debe observar que para los análisis de curva de declinación de depósito finito juegos de curva de declinación presentados en las gráficas que se utilizan para los propósitos de coincidencia se pueden modificar usando la relación de de estado constante apropiada para el modelo de pozo de análogo al método propuesto por Doublet y Ver y of Injection Performance Decline es documento SPE 35205 presentado en la 1995 SPE Permain Basin Oil and Gas Recovery marzo Con esta todo el dato de declinación de de dominado por limite de las curvas de declinación en el abatimiento de juego a un solo tallo de declinación en la gráfica mostrada y coincidencia gráfica se simplifican De manera para pozos fracturados en depósitos cerrados los curva corresponden a valores específicos de conductividad de fractura sin dimensión y el área de drenaje sin dimensión del La conductividad de fractura dimensional se puede computar de la conductividad de fractura sin dimensión los cálculos promedio de la permeabilidad efectiva de y longitud media de fractura es a longitud característica de sistema El área de drenaje de pozo puede computarse directamente del área de drenaje de pozo sin coincidida y longitud caract de Existe un escenario similar para el análisis de producción de un pozo horizontal en un depósito finito En este ios tallos de corresponden a valores de la longitud de pozo de sondeo sin dimensión en la zona de pago referencia al espesor de pago el área de drena efectiva de pozo sin la vertical de pozo sin disensión en ia zona de pago este parámetro se considera como variable en el y el radio de pozo de sondeo sin La longitud efectiva total del pozo de sondeo en ia zona de pago se puede computar como un promedio de dos veces la longitud característica de sistema y el valor de la longitud de pozo de sondeo efectiva derivada de la longitud de pozo de sondeo sin dimensión coincidida y el espesor de pago El radio de pozo de sondeo efectivo se computa del radio de pozo ds sondeo sin dimensión coincidido y el espesor de pago El área de drenaje efectivo de pozo se obtiene fácilmente del área de drenaje sin dimensión coincidida y la longitud característica de Categoría 2 Como se muestra en la Figura el análisis 50 para pozos pertenecen a ia segunda categoría de conformidad con modalidades de la invención requiere un procedimiento de dos pasos o El paso de análisis inicial involucra hacer coincidir el dato de transiente temprano de depósito de acción del pozo real en un juego de curva de declinación de pozo vertical no fracturado de depósito de acción infinita se anota usando solamente el dato de transiente este paso es generalmente aplicable a diversos tipos de pozo y condiciones de Este paso se usa para determinar un cálculo inicial de la permeabilidad de Una vez que la efectiva de formación se luego se usa en el segundo paso o los pasos subsecuentes en un procedimiento iterativo para determinar otras propiedades de pozo o depósito basado en los tipos de pozo específicos y condiciones de Come se anota métodos en la segunda categoría son apropiados para tres Para la primera en donde ninguna de las presiones de flujo se la historia 50 mostrado en la Figura 5 puede ser la única manera práctica de calcular de manera confiable la permeabilidad efectiva de depósito independientemente de de todos otros parámetros que regulan la reapuesta de transiente de régimen en Si esta situación es aplicable en el análisis de solamente los cálculos de propiedades de pozo y depósito se pueden obtener del análisis como paso debido a que todas las computaciones subsecuentes para los otros cálculos de parámetro dependen de precisión del cálculo de permeabilidad efectiva de depósito obtenido en el primer paso Este punto puede parecer de significado Sin en un pozo fracturado que exhibe flujo bilineal o pseudo lineal todo el comportamiento transiente antes del principio de flujo pseudo en el registro dato de el efecto de piel de flujo radial aparente exhibido por el sistema es es cambia continuamente con el La distribución en la fractura no se estabiliza sino hasta que el régimen de flujo pseudo radial aparece en el comportamiento transiente del Hasta que la distribución de en la fractura se el comportamiento transiente del pozo fracturado no se puede caracterizar efecto de piel aparente de flujo radial de estado constante y Antes de ese punto en la declinación de régimen de presión en la gráfica puede no seguir un solo tallo de declinación transiente que se caracteriza por un efecto de piel de flujo radial Sin a pesar de esta se ha haciendo coincidir numerosos de resultados de producción transiente de simulación numérica de pozos que el análisis de datos de producción de conformidad con el procedimiento anterior generalmente cálculos de permeabilidad efectiva de típicamente con menos de de Debido a que el comportamiento transiente temprano de baja conductividad sin dimensión de fracturas verticales puede no seguir un solo tallo de declinación de efecto de piel constante en la gráfica de análisis de declinación para el pozo vertical no fracturado y depósito de acción el efecto derivado del análisis puede no ser apropiado para caracterizar el comportamiento transiente del Para fracturas de conductividad sin dimensión superiores datos declinación producción transiente temprana tienden a seguir un solo tallo de Sin en general el cálculo de efectiva dé depósito se usa en los análisis subsecuentes del dato de producción y los parámetros específicos restantes de pozo y depósito de interés se obtienen usando un análisis de curva de declinación que corresponde a esas condiciones particulares de pozo y depósito Un análisis similar se aplica al comportamiento transiente temprano de con sus regímenes de flujo transiente temprano específicos de En este la permeabilidad efectiva también es el único cálculo de parámetro obtenido del pozo vertical no fracturado inicial y análisis de curva de declinación de depósito de acción Una vez que la efectiva de depósito se ha calculado del paso de análisis inicial arriba descrito 51 la Figura los datos de producción se trazan luego en un juego de curva de declinación para condiciones reales de pozo y depósito de Con el cálculo de permeabilidad efectiva de depósito previamente el desconocido restante sin resolver entre las escalas de parámetro sin dimensión del juego de curva de declinación de referencia y los datos de producción es la característica de sistema que está asociada con la escala de abscisa de cada uno de los puntos de datos de producción coincididos Como se en cada punto de dato de producción en el tallo de curva de declinación coincidido de la ios términos de calda de presión pseudo están presentes las definiciones de ambos el régimen de flujo sin dimensión y variables de producción acumulativa ordenada y y se cancelan resuelven los puntos de coincidencia de ordenada y abscisa de las escalas sin dimensión y dimensionales para cada uno de los puntos coincididos Por lo cálculos independientes longitud caracterís de sistema se pueden evaluar directamente para cada uno de los puntos de régimen de flujo de datos de producción como se anota un análisis estadístico de los cálculos independientes de la longitud característica de sistema también se pueden incluir para obtener un valor promedio para este Con cálculos de la permeabilidad efectiva de depósito y longitud característica de sistema obtenidos de la manera arriba los desconocidos restantes del análisis producción tíe declinación se de la misma manera que la previamente descrita para situaciones en la primera categoría en el paso en la Figura Para la tercera situación en la segunda cuando el pozo es vertical no fracturado y el depósito es de acción infinita ai final del registro de datos de producción el análisis se puede repetir utilizando el juego de curva de declinación de pozo fracturado de depósito de acción infinita para mejorar los cálculos de la permeabilidad efectiva de depósito y efecto de piel de estado Para segunda situaciones en segunda se puede usar un procedimiento iterativo para actualizar ios cálculos de parámetro usados en la pérdida de terminación y cálculos de de cara de ya sea que estos valores medidos o valores computados 1 y se detalla en la siguiente proceso de coincidencia para este caso estas condiciones utiliza un juego de curva de declinación sin dimensión de referencia que corresponde tipo real de pozo y El proceso de coincidencia análisis iterativo se continúa hasta que se logran la convergencia y una coincidencia de análisis de declinación satisfactorios Con la coincidencia análisis la historia de presión de flujo de cara de arena del pozo se puede computar en una manera punto por punto sistemática con punto dato producción mediante resolución de la solución de tallo de curva de declinación sin dimensión coincidida la escala de tiempo sin díraenslén correspondiente asociada con y las relaciones de sobreposición dadas en las 4 y Las definiciones de las variables sin dimensión usadas en estas se proporcionaron previamente en las 6 a Nótese que el procedimiento para calcular las presiones de flujo de cara de arena en cada uno de los puntos de régimen de de datos de producción a todos ios tipos de pozo y depósito y se puede realizar independientemente de si cualesquiera presiones de flujo de pozo medidas y Sí algunas de las presiones de cara de arena se conocen como en el primer caso una comparación directa de los valores de presión de flujo de cara de arena reales y computados se puede usar para verificar la calidad de la coincidencia de curva de declinación obtenida para el juego de dato de Las presiones de flujo de de pozo de sondeo también se pueden calcular de la historia de de flujo de cara de arena computada inclu endo las pérdidas de terminación del Los cálcala se en Technology of Artificial Lift Publishing de Discusión Las modalidades de la invención se ha probado y validado con numerosos ejemplos sintéticos Sin la utilidad y fortaleza de modelos de análisis de producción de con modalidades de la invención se muestra mejor con ejemplos de Los ejemplos de campo proporcionan adicional el análisis debido al hecho de que el dato de funcionamiento de producción de los pozos frecuentemente no se registra bajo sigue describe dos ejemplos de para los que cálculos independientes de las propiedades de pozo y depósito están para demostrar algunas de las ventajas y capacidades de las técnicas de análisis de producción de conformidad con la Los cálculos independientes de estas propiedades se derivan de análisis de producción convencionales o mediciones geofísicas tales como análisis de El primer ejemplo seleccionado es un pozo de gas fracturado e en el Sur de para que está disponible un registro completo de presión de tubería de que permite un análisis de convencional del funcionamiento de producción del pozo para las propiedades pozo El segundo ejemplo es un vertical no fracturado completado en un deposito de petróleo pesado en América del Sur con una sumergible eléctrica para la no están registradas presiones de admisión de que tiene un juego regularmente completo de análisis de núcleo de laboratorio núcleos Figura 6 muestra una coincidencia de de declinación del primer como se analiza con un modelo de coincidencia de historia de análisis de producción del ramo Este análisis produjo cálculos de la permeabilidad efectiva de longitud media de y conductividad de 80 ? También se muestra una curva que es de un análisis utilizando un modelo de análisis de producción de conformidad con modalidades de la i Este análisis proporciona esencialmente los mismos resultados 83 f que aquellos del análisis de producción usando de de transiente de régimen El segundo ejemplo de campo pozo de petróleo sin presiones de de poso el análisis de producción requirió el análisis de declinación de dos pasos del dato de de conformidad con el método mostrado en la Figura La Figura 7 es el análisis de de de transiente temprano de acción del poso usado para determinar el cálculo de la permeabilidad efectiva de 51 es El análisis producción resultó en un cálculo de la efectiva de deposito promedio de que está en excelente acuerda Xa promedio de md análisis de De esta la metodología de análisis de datos de producción de conformidad con la invención de calcular de manera confiable la permeabilidad efectiva de depósito in situ del comportamiento de de pozo con absolutamente ningunas presiones de de un de convolución convencional del funcionamiento de producción de este pozo no sería segundo paso 52 en Figura análisis de curva de declinación para el segundo ejemplo de campo se ilustra en la Figura Esta ilustra una coincidencia análisis declinación efecto de piel de estado constante de flujo radial y un cálculo del área de drenaje de pozo No nay cálculo independíente del efecto piel de estado constante disponible para Sin el cálculo efecto de piel es consistente con el tipo de de pozo y El cálculo de área análisis con modalidades de la invención es que también está en el espaciamiento de pozo de 200 los s han cuando la descripción ? análisis anteriores la de experiencia ordinaria en el ramo apreciará que estos procedimientos se pueden como computación Algunas modalidades de la invención se pueden implementar un dispositivo de almacenamiento de programa óir iiñ 23 mostrada en la Figura El dispositivo de almacenamiento de programa puede incluir un programa que codifica instrucciones de almacenamiento de que puede la por uno o más discos un u otro disco cinta pastilla efe lectura solamente u otras formas de la clase que serán apreciadas por uno de experiencia ordinaria en el El se que requiere compilación o interpretación antes de ejecución o en alguna tal código parcialmente compilado las Las técnicas análisis de producción de conformidad con ia por primera una medio y práctico para convolución de estos tipos de problemas de dfi el d propiedades de y depósito Las técnicas de análisis de producción de conformidad con la invención no requieren que las cara a cada uno de los puntos datos de producción trazados en la Esto elimina la mayoría de ios problemas relacionados con producción parcial de día o parcial de mes en el registra datos de Si el pozo solament si utilizan datos producción frecuentemente no es fácilmente aparente como seleccionar una presión de a ese y valor tiempo en el análisis de convolución las técnicas de análisis de producción ia no se necesitan adivinar o calcular por los valores de presión faltantes para completar el análisis de convolución del dato de También es fácilmente evidente de la teoría proporcionada en el Apéndice y del ejemplo de ESP de pozo de petróleo arriba que la técnica de análisis de producción de conformidad con una modalidad de la invención resulta en un análisis de convolución efectivamente riguroso de los datos de aún sin presiones de flujo de cara de arena para el análisis de datos de Aún cuando la invención se ha descrito con respecto a un número limitado de aquellos experimentados en el que tengan el beneficio de esta apreciarán que se pueden diseñar otras modalidades que no abandonan el alcance de la comp se describe en la él se mediante insufficientOCRQuality

Claims

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REIVINDICACIONES 1. - Un método para evaluar el funcionamiento de pozo, que comprende: derivar regímenes de flujo sin dimensión y producción acumulativa sin dimensión de regímenes de flujo dimensionales y datos de producción acumulativa dimensional en una historia de producción, en donde cuando menos un punto de datos en la historia de producción incluye información de presión y la derivación se basa en un tipo de pozo y una condición de límite; ajustar una curva que representa los regímenes de flujo sin dimensión como una función de la producción acumulativa sin dimensión a un trazo de los regímenes de flujo dimensionales contra la producción acumulativa dimensional; y obtener un cálculo de permeabilidad efectiva de formación del ajuste. 2. - El método de conformidad con la reivindicación 1, que comprende además derivar una longitud característica de sistema del ajuste.
3. - El método de conformidad con la reivindicación 2, que comprende además deriva un efecto de piel del ajuste.
4. - El método de conformidad con la reivindicación 2, que comprende además derivar cuando menos una propiedad de pozo adicional basada en el cálculo de permeabilidad efectiva 54 de formación .
5. - El método de conformidad con la reivindicación 4, en donde la cuando menos una propiedad de pozo adicional comprende una seleccionada del grupo que consiste de un radio de drenaje de pozo, una longitud de fractura efectiva, una área de drenaje de pozo, un efecto de piel de estado constante de flujo radial, conductividad de fractura, radio de pozo de sondeo aparente, longitud de pozo de sondeo efectiva en la zona de pago, y todos los otros parámetros de pozo y depósito que son pertinentes al modelo que se está considerando .
6. - El método de conformidad con la reivindicación 2, en donde el tipo de pozo comprende uno seleccionado del grupo que consiste en un pozo no fracturado, un pozo verticalmente fracturado, y un pozo horizontal, u otros tipos de terminación de pozo prácticos concebibles que se usen ahora o se puedan usar para completar un pozo en la formación productiva para extracción de fluidos de depósito.
7. - El método de conformidad con la reivindicación 2, en donde la condición de limite y formas de área de drenaje comprende una seleccionada del grupo que consiste en limite cilindrico, rectangular con condiciones de limite externo que pueden incluir acción infinita, sin flujo (cerrado) , o condiciones de limite externo de presión constante. 55
8. - El método de conformidad con la reivindicación 2, en donde el ajuste se realiza por un método estadístico.
9. - El método de conformidad con la reivindicación 2, en donde la información de presión es una seleccionada del grupo que consiste en presión de flujo de cara de arena, una presión de flujo de cabeza de pozo y una presión de flujo de agujero de fondo.
10. - El método de conformidad con la reivindicación 4, en donde el tipo de pozo es un pozo no fracturado y la condición de limite es un limite cilindrico cerrado, y en donde la cuando menos una propiedad de pozo adicional comprende un radio de drenaje de pozo sin dimensión.
11. - El método de conformidad con la reivindicación 4, en donde el tipo de pozo es pozo verticalmente fracturado y la condición de limite es un limite rectangular cerrado, y en donde la cuando menos una propiedad de pozo adicional comprende una seleccionada del grupo que consiste en una conductividad de fractura sin dimensión y una área de drenaje sin dimensión.
12. - El método de conformidad con la reivindicación 4, en donde el tipo de pozo es un pozo horizontal y la condición de limite es un limite finito cerrado, y en donde la cuando menos una propiedad de pozo adicional comprende una seleccionada del grupo que consiste 56 en una longitud de pozo de perforación efectiva sin dimensión en la zona de pago, una área de drenaje efectiva de pozo sin dimensión, una ubicación vertical de pozo sin dimensión en la zona de pago, y un radio de pozo de sondeo sin dimensión.