Orientador : Antonio Claudio de França Correia

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas

Resumo: O estudo do comportamento transiente da pressão em reservatórios homogêneos de hidrocarbonetos com geometria de fluxo radial cilíndrica, muitas vezes não explica anomalias encontradas em alguns testes de campo. O conhecimento prévio da infIuência das heterogeneidades do reservatório no...

Resumo: O estudo do comportamento transiente da pressão em reservatórios homogêneos de hidrocarbonetos com geometria de fluxo radial cilíndrica, muitas vezes não explica anomalias encontradas em alguns testes de campo. O conhecimento prévio da infIuência das heterogeneidades do reservatório no comportamento da pressão é importante na análise de testes, e consequentemente na determinação dos parâmetros do reservatório. Por outro lado, geometrias de fluxo que não a radial cilíndrica, algumas vezes representam melhor o modelo físico do reservatório em estudo. O "DST" (Drill Stem Test), ou teste de formação, é uma importante ferramenta na obtenção de dados transientes de pressão, e a análise destes dados nos fornece informações como: pressão inicial do reservatório, permeabilidade da formação e dano do poço. Neste trabalho a solução do problema do "DST" apresentada por Correa e Ramey (1987), é aplicada para os seguintes casos:
1- fluxo esférico,
2- fluxo radial com falha plana selante,
3- fluxo radial em reservatório composto,
4- fluxo linear.
A interpretação dos dados de pressão do período de estática para os quatro casos acima mencionados é apresentada. O método é baseado na aproximação de longo tempo da solução da pressão do "DST", a qual é equivalente à derivada em relação ao tempo da solução da pressão para o caso da vazão constante, considerando-se "skin" e estocagem. Este conceito pode ser aplicado a qual quer modelo de reservatório, do qual se conheça a solução da pressão para o caso de vazão constante. São apresentadas novas curvas par a interpretação
da pressão do período da estática. A solução da pressão do "DST" é obtida através da transformada, de Laplace. A solução numérica é obtida através da transformada inversa da pressão no poço, usando-se o algorítimo de Crump para os casos de fluxo esférico e linear. Um modelo de diferenças-finitas foi desenvolvido para obtenção da solução do modelo radial, devido ao comportamento errático da pressão quando se usou o algoritmo de Stehfest

Abstract: Analysis of pressure transient data with the assumptions of isotropic and homogeneous porous medium and radial cilindrical flow, not always represent the anomalous pressure behaviour found in field test data, due to reservoir heterogeneities or due flow geometry other than radial flow. A...

Abstract: Analysis of pressure transient data with the assumptions of isotropic and homogeneous porous medium and radial cilindrical flow, not always represent the anomalous pressure behaviour found in field test data, due to reservoir heterogeneities or due flow geometry other than radial flow. A well is often subjected to physical conditions such that the flow geometry may be best represented by spherical flow (as in a partially penetrating wells) , or by linear flow (short time pressure in artificially fractured wells). Large-scale heterogeneities such as physical barries (composite reservoir) or faults, affect transient
pressure testing. A drillstem test (DST) is usually a short-term pressure transient test, and analysis of DST pressure data may provide an estimate of formation properties and wellbore damage. In this work, the solution of DST problem is characterized as a changing ellbore storage problem following an instantaneous pressure drop at the well. This approach was presented originally by Corrêa and Ramey (1987), and is applied in this work for the following cases:
1 - spherical flow,
2 - radial flow with a sealing fault,
3 - radial flow in a composite reservoir,
4 - linear flow.
Interpretation of DST pressure buildup data for the four cases mentioned above, is presented.
The method is based upon long-time approximations of the wellbore pressure solutions for drillstem tests, wich are equivalent to the derivative with respect to time of the constant-rate skin effect and wellbore storage solutions. This concept may be applied to any reservoir model with known analytical solutions for the constant-rate case- Hew specialized plots have been developed for interpretation of DST pressure buldup data. The DST wellbore pressure solution is obtained by Laplace transformation. A numerical solution is found by inverting wellbore pressure from the Laplace space using Crump's algorithm for spherical and linear flow cases. A finite-difference treatment was used for the radial flow case, because Stehfest algorithm has shown erratic behavior for this case