Orientador: Antonio Claudio de França Correa

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

Resumo: Este trabalho apresenta um método para interpretação de teste de pressão em poços não surgentes (ou DST). O método faz um ajuste dos dados de campo com os dados gerados por modelo teórico de reservatório, usando uma técnica de regressão irrestrita, não linear sob o critério dos quadrados...

Resumo: Este trabalho apresenta um método para interpretação de teste de pressão em poços não surgentes (ou DST). O método faz um ajuste dos dados de campo com os dados gerados por modelo teórico de reservatório, usando uma técnica de regressão irrestrita, não linear sob o critério dos quadrados mínimos, acoplado a um algoritmo de inversão numérica de transformada de Laplace para os dados de pressão de fluxo e estática. Obteve-se a solução da pressão no poço por técnica de transformadas de Laplace, modelando o teste de formação como sendo um "slug test" com uma mudança brusca de estocagem. Os gradientes de pressão necessários para implementar a técnica de regressão foram determinados analiticamente e depois invertidos numericamente para o espaço real usando o algoritmo de Stehfest. Analisou-se o período de fluxo, o período de estática e ambos os períodos simultaneamente (um ciclo completo) do teste de formação para o caso de um reservatório homogêneo, infinito com fluxo radial para o poço e incluindo os efeitos de estocagem e "skin" (positivo ou negativo). Esta analise fornece a pressão estática inicial do reservatório. a permeabilidade da formação e o dano no poço. Atribuiu-se pesos individuais aos dados de pressão vs tempo para compensar os efeitos de flutuação devido instabilidade dos registradores de pressão. Analisou-se testes com dados reais e simulados para ilustrar a aplicação do método e verifico u-se os resultados com um algoritmo de diferenças finitas. Embora não seja necessária a determinação da vazão de fluxo para esta analise. é de vital importância a estimativa da densidade média dos fluidos produzidos. Este método reduz o tempo gasto para analise do teste e elimina a subjetividade da interpretação

Abstract: This papel presents a method for automatic interpretation of drillstem tests when produced fluids do not fill the drillstrinq. The method matches the field data with theoretical reservoir models using an unconstrained, nonlinear, least-squares regression technique coupled with numerical...

Abstract: This papel presents a method for automatic interpretation of drillstem tests when produced fluids do not fill the drillstrinq. The method matches the field data with theoretical reservoir models using an unconstrained, nonlinear, least-squares regression technique coupled with numerical Laplace inversion of both flowing and shut in pressures. The solution for the pressure at the wellbore has been obtained by Laplace transformation. by modeling a drillstem test as a slug test with a step change in wellbore storage. The parameter gradients needed to implement the regression technique were determined analytically and then numerically inverted to real space using the Stehfest algorithm. Analysis of the flow period. of the shut in period and of both periods (one complete cycle) of a drillstem test were done for a single, homogeneous and infinite system with wellbore storage and skin effect (both positive and negative). This analysis may provide the initial reservoir pressure, the formation permeability and the skin effect factor. The pressure vs time data points have been property weighted in order to eliminate the effects of fluctuations or instability on data aquisition device. Simulated pressure tests and actual field data are analyzed to illustrate the application of the method. The results are checked by a finite difference algorithm. Although applications flow rate measurements are not required for the of the proposed method, it is very important to estimate correctly the average density of the produced fluids for a good interpretation of the test. The method reduces the time to perform drillstem test analysis and minimizes the subjectivity of interpretation