WellFlo Basico III

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Curso Básico WellFloModelaje de Inflow Complejas


• Pozos Horizontales o Verticales.

• Múltiples Lentes (Tope de 36) cada uno con su corte de agua y RGP.

Modelos de Modelos de InflowInflow WellFlo:WellFlo:

InflowInflow ComplejasComplejas


• Diferentes modelos de IPR incluyendo PseudoPresión normalizada, así como también los modelos de la línea recta, Vogel y Fetkovitch




•• LLíínea Rectanea Recta–– Utiliza un Utiliza un ííndice de productividad constante ( J ), ndice de productividad constante ( J ),

asumiendo que la asumiendo que la InflowInflow es directamente proporcional a es directamente proporcional a la cala caíída de presida de presióón a todas las presiones.n a todas las presiones.

•• VogelVogel–– El trabajo de El trabajo de VogelVogel resulto en la construcciresulto en la construccióón de una n de una

curva de referencia, el cual es todo lo que se necesita curva de referencia, el cual es todo lo que se necesita para construir una IPR a partir de una prueba fluyente en para construir una IPR a partir de una prueba fluyente en un pozo. un pozo.

–– Esta curva puede ser considerada como una soluciEsta curva puede ser considerada como una solucióón n general de la ecuacigeneral de la ecuacióón de flujo para un yacimiento con n de flujo para un yacimiento con empuje por gas en soluciempuje por gas en solucióón y presin y presióón de yacimiento por n de yacimiento por debajo del punto de burbujeo.debajo del punto de burbujeo.



– La ecuación de la curva de referencia es:

Donde:

2

max

8.02.01

−

−=

y

wf

y

wfo

PP

PP

qq

ldiferenciadealFlujodeMaximaTasaqoYacimientodeesionP

FluyenteFondodeesionPPaFlujodeTasaq

y

wf

wfo

%100PrPr

max =

=

=

=




• Fetkovich– Representa la IPR no lineal resultante del flujo de gas y el flujo

de dos fases. El exponente n varia entre 0.5 y 1.0. Esta ecuación referida usualmente como ecuación de (“backpressure”), generalmente ha sido aceptada para pozos de gas. La misma no ha sido utilizada ampliamente para pozos de petróleo, a pesar de que Fetkovich (1973) confirmó su aplicación general para pozos de petróleo.

Donde:( )nwfPPyCq 22 −=

FluyenteFondodeesionPwfYacimientodeesionPyesCoeficientnC

FlujodeTasaq

PrPr

,

===

=


• Pseudo Presión Normalizadas.• Modelo de Inflow de masa constante correctamente

determinado:– Variación de las propiedades de los fluidos con presión.– Representa con exactitud el comportamiento de las

permeabilidades relativas.


w

wrw

o

ororeff

p

p g

grg

w

wrw

o

oro

reff

KKC

dpKKK

C)p(

µρ

+µρ

=

µ

ρ+

µρ

+

µρ

=ψ ∫0

1


• Pseudo Presión Normalizadas– Pequeña diferencia en la Inflow arriba del Pb debido a

una mayor movilidad de los fluidos.– Por debajo de Pb tomara en cuenta las curvas de

permeabilidades relativas ya sea con los coeficientes de Corey o Tablas – Permite que las curvas de simuladores de yacimientos sean usadas directamente en el modelaje de pozos.

– Aplicación importante en pozos de condensado donde el Liquid Dropout es modelado.

– Este puede ser usado para modelar con mayor exactitud la Inflow con tres fases – Este modelo ha sido calibrado contra simulación numérica composicional, concordando en los resultados.



Permeabilidades RelativasPermeabilidades Relativas

La Permeabilidad absoluta es una propiedad del medio poroso y es la medida de capacidad que tiene el medio poroso de permitir el flujo de un fluido.

Cuando dos o más fase fluyen simultáneamente, la Permeabilidad relativa de cada una de las fases a una determinada saturación es la relación entre la Permeabilidad efectiva de la fase y la Permeabilidad Absoluta



Por ejemplo, si la permeabilidad absoluta de una roca es de 200 md y la permeabilidad efectiva de la roca Ko a una saturación de petróleo So= 80% es de 60 md, su permeabilidad relativa sería Kro = 0.3 a So = 80%


1.)1.) Sobre la curva de permeabilidad relativa de la fase humectante, muestra que a pequeñas saturaciones de la fase no-Humectante, reducirádrásticamente la Kr de la fase humectante. La razón es que la fase no-humectante ocupa los poros de mayor tamaño y en estos existe mayor facilidad para fluir.

La fase Humectante Ocupa los poros de menor tamaño abiertos a pequeñas Saturaciones, estos poros no contribuyen materialmente a fluir.

La fase Humectante Agua




2.)2.) Sobre la curva de permeabilidad relativa de la fase no-humectante muestra que la fase no-humectante comienza fluir a una relativa baja Saturación de fase no-humectante, esta saturación de petróleo es Saturación de petróleo critica Soc



3.)3.) A bajas saturaciones de la fase humectante, cambios en la Saturación de fase humectante genera un pequeña efecto sobre la permeabilidad de la fase no-humectante. Esto debido a que a bajas saturaciones del fluido humectante, dicho fluido ocupa los poros de menor tamaño lo cual no contribuye materialmente a fluir, en consecuencia cambiar la saturación en estos pequeños poros genera un pequeño efecto sobre la permeabilidad de la fase no-humectante.




• Cargar Ejemplo 3a• Doble click sobre Reservoir y Edit Layer para el

yacimiento LN-3 sobre Layer Parameters• Seleccionar Relative Perm, Table y revisar la pantalla de

entrada de datos tabulados. • Cancelar, Seleccionar Relative Perm otra vez y entrada

parametrica.

( ) ( )[ ]( ) ( )[ ]norwiwiw

orwrw

morwiorw

ororo

SS/SSKK

SS/SSKK

−−−=

−−−−=

111



• Click OK, escoger IPR..., Normalised Pseudo Pressure y Graficar.

• Minimizar la pantalla de la grafica, Seleccionar Vogel, graficar y doble click sobre el icono de la grafica.

• Note la diferencia entre las curvas encima del punto de Burbuja así como también debajo del punto de Burbuja.



• Minimizar la grafica otra vez, regresar a la sección de permeabilidades relativas y cambiar los parámetros m y n para Gas-Petróleo a 1.


Permeabilidades Relativas Gas/Oil for m=1.7, n=2.4 Permeabilidades Relativas Gas/Oil for m=1, n=1


• Regresar a Seleccionar IPR... Y seleccionar PseudoPresión Normalizadas y graficar - note la tercera curva sobre la grafica de Inflow.



• Modelaje de Múltiples-Capas• Cargar Ejemplo 3a – Hacer doble click sobre el

yacimiento y colocar todas las arenas activas.• Seleccionar Display Composite IPR, para ver la IPR

Total de todas las arenas (seleccionar corte de agua como curva adicional)



• Note la opción de graficar componentes de fases (IPR).• Regresar a parámetros de fluidos y cambiar el corte de

agua de la arena LN-4 a 90%• Graficar la IPR compuesta



• Efecto de Daño de Formación, por Invasión, perforaciones, desviación, penetración parcial, empaque con grava y pozos fracturados.

Empaque con Grava

Penetración Parcial

Invasión

Cañoneo

Desviación

AnAnáálisis de Dalisis de Daññoo




1

2

3

4



A

B


Invadida o Dañada

Transición

Virgen


Ejemplo 3a Ejemplo 3a -- AnAnáálisis de Dalisis de Daññoo

• Un pozo Productor con una arena de alta permeabilidad, evaluar el efecto de incrementar el intervalo perforado.

• Doble Click sobre el nodo Yacimiento.• Solamente una de las cinco arenas esta activa.


• La arena tiene 27ft de espesor.• Seleccionar Edit Layer - Skin Analysis - Model.• Se examinara la opción de Daño por penetración

parcial.



• Daño total esta cerca de 4 con solamente 7ft perforados en el pozo.

• Seleccionar OK hasta regresar al icono de display.• Seleccionar Analysis - Operating Point.• Seleccionar Calculate y luego Results y Plot para ver

las curvas de Inflow-Outflow.



• Regresar a Análisis Nodal y seleccionar sensibilidades.• Seleccionar Open Interval como Sensibilidad 1

– Editar usando los valores 5ft , 7ft , 10ft y 20 ft.



• Regresar a la pantalla de Análisis Nodal y activar la sensibilidad 1.

• Seleccionar Calculate y ver las curvas de Inflow/OutFlow con todos los valores colocados en la sensibilidad 1.

• Ver la grafica de Performance Analysis.• Cual es el espesor optimo perforado ( De los valores dados)?



• Se realizó una prueba de restauración de presión obteniéndose los siguientes resultados:

Pyac = 3800 LPCTyac=187 FKefec= 5mdh= 100 ftS= 10

• Utilizar la ecuación de Pseudo Presión Normalizadas para determinar la IPR y la correlación de H&B (mod) para el calculo de las caídas de presión en tuberías.

Ejemplo 3b Ejemplo 3b -- AnAnáálisis de Dalisis de Daññoo


• Analizar la posibilidad de realizar un fracturamiento hidráulico al yacimiento con las siguientes características:

K propante= 200,000 mdhf= 100 ftwf= 0.396 inxf= 200 ft




• El pozo actualmente produce 143 bnpd, para el daño de formación de S=10.



• Cargar la información del diseño de fractura.



x

y

z

Fractured Interval (hf)

Fracture Half-Length (xf)

Fracture Width (wf)


ConclusiConclusióónn

• Modelos de Inflow en WellFlo permite detallar el análisis de los efectos de daño en sistemas de una sola arena y multi-capas.

• Diferentes completaciones en diferentes arenas y análisis sofisticado de modelos de Inflow permite la representación detallada de Inflow Multifasicas.

• Lo dicho arriba puede ser modelado con BES, Gas Lift o con pozos de Flujo Natural.



• Graficar las Curvas de Inflow–Outflow. Según el diseño de fractura el pozo va a producir 2920 bnpd, con un daño de formación negativo de S=-5.441.


• Regresar a el Icono display y seleccionar Analysis -Operating Point Calculate- Sensibilidad...

• Seleccionar Fracture Half Length como Sensibilidad 1– Editar Sensibilidad 1 con los valores 100ft, 200ft,

300ft, 400ft, 500ft y 600ft• Seleccionar Fracture Width como Sensibilidad 2

– Editar Sensibilidad 2 con los valores 0.1 in, 0.2 in, 0.3 in y 0.42 in



• Seleccionar Results and Plot.• Examinar las graficas de Inflow / Outflow y de

Performance Analysis.



• Regresar a Nodal Analysis y activar tanto Sensibilidad 2y Sensibilidad 1 y correr Calculate

• Examinar las graficas de Inflow / Outflow y de Performance Analysis.

• Note los efectos de la longitud media y espesor de la fractura.




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