Novel, Integrated and Revolutionary Well Test Interpretation and Analysis

Well test interpretation is an important tool for reservoir characterization. There exist four methods to achieve this goal, which are as follows: type‐curve matching, conventional straight‐line method, non‐linear regression analysis, and TDS technique. The first method is basically a trial‐and‐error procedure; a deviation of a millimeter involves differences up to 200 psi and the difficulty of having so many matching charts. The second one, although very important, requires a plot for every flow regime, and there is no way for verification of the calculated parameters, and the third one has a problem of diversity of solutions but is the most used by engineers since it is automatically made by a computer program. This book focuses on the fourth method that uses a single plot of the pressure and pressure derivative plot for identifying different lines and feature for parameter estimation. It can be used alone and is applied practically to all the existing flow regime cases. In several cases, the same parameter can be estimated from different sources making a good way for verification. Combination of this method along with the second and third is recommended and widely used by the author

Interference test interpretation in naturally fractured reservoirs•

The naturally fractured reservoir characterization is crucial because it can help to predict the flow pattern of fluids, and the storativity ratio of the fractures and to understand whether two or more wells have communication, among others. This paper presents a practical methodology for interpreting interference tests in naturally fractured reservoirs using characteristic points found on the pressure derivative curve. These kinds of tests describe a system that consists of a producing well and an observation well separated by a distance (r). Using characteristic points and features found on the pressure and pressure derivative log-log plot, Analytical expressions were developed from the characteristic points of the pressure and pressure derivative log-log plot to determine the interporosity flow parameter (λ) and the storativity ratio of the fractures (ω). Finally, examples are used to successfully verify the expressions developed so that the naturallyfractured parameters were reproduced with good accuracy.La caracterización de un yacimiento naturalmente fracturado es muy importante debido a que puede ayudar a predecir patrón de flujo de los fluidos, la capacidad de almacenamiento de las fracturas y saber si dos o más pozos de un mismo yacimiento se encuentran comunicados, entre otros. Este estudio presenta una metodología práctica para interpretar pruebas de interferencia en yacimientos naturalmente fracturados usando puntos característicos en la curva de la derivada de presión. Este tipo de prueba describe un sistema compuesto por un pozo productor y un pozo de observación ubicados a una distancia (r). Utilizando puntos y características únicas del gráfico log-log de presión y derivada de presión, y Se desarrollaron expresiones analíticas a partir de los puntos característicos del gráfico log-log de presión y derivada de la presión con el fin de poder determinar el parámetro de flujo interporoso (λ) y la capacidad de almacenamiento de las fracturas (ω). Finalmente, se presentan ejemplos para verificar satisfactoriamente las expresiones desarrolladas de modo que los parámetros de los yacimientos naturalmente fracturados fueron reproducidos con buena exactitu

Vertical well pressure and pressure derivative analysis for bingham fluids in homogeneous reservoirs

This paper presents a technique for interpreting the behavior of pressure and pressure derivative for a Bingham-type fluid in a homogeneous reservoir drained by a vertical well using the TDS technique, by observing the influence of the minimum pressure gradient which characterizes this behavior, and characteristic points which are used for estimating formation permeability, drainage area, and skin factor. The pressure derivative for Bingham Non-Newtonian fluids is presented in the literature for the first time. The higher the minimum pressure gradient, the more asymmetrically concave the pressure derivative becomes. Also, it was observed in closed systems that the late unit-slope pressure derivative coincides with the same one for Newtonian fluids

Análisis teórico del efecto de la producción de pozos vecinos en pruebas de interferencia

Normalmente, un pozo productor de hidrocarburos emplea el 99% de su vida productiva operando bajo el régimen de estado pseudoestable y continúa su operación mientras se ejecutan pruebas de interferencia en otros pozos dentro del mismo campo. Esto ocasiona que la estimación de parámetros utilizando datos recogidos durante una prueba de interferencia, en la cual los pozos involucrados se asumen únicos dentro de un yacimiento infinito, puede no ser muy precisa, en virtud a que la producción de pozos vecinos dentro del mismo yacimiento puede ocasionar una caída de presión adicional, que afectará la presión inicial y la medida durante la prueba, haciendo que su interpretación no sea adecuada.En este artículo se presenta un método para corregir o extrapolar la presión aplicando el principio de superposición, incluyendo la declinación de la presión causada por pozos vecinos en producción, al modelamiento tradicional para pruebas de interferencia. El análisis e interpretación de los datos obtenidos son realizados con la novedosa técnica Síntesis Directa de Tiab, que analiza el comportamiento de los datos de presión y su derivada, sin el uso de curvas tipo. Si la derivada de la presión se calcula de manera apropiada y ésta se define satisfactoriamente, la técnica permite estimar directamente los parámetros del yacimiento con bastante precisión mediante puntos característicos, ya que usa soluciones analíticas.Al hallar la derivada a partir de los datos tomados directamente de la prueba, la curva resultante no se definirá apropiadamente y los parámetros estimados pueden presentar errores. El contraste entre los resultados determinados en la interpretación de los datos tomados de la prueba y los corregidos mediante el principio de superposición, se ilustra con dos ejemplos sintéticos.AbstractNormally, a hydrocarbon well spends 99% of its productive life under pseudosteady state flow regime and continues operating while conducting interference test on other wells inside the same field. This probably causes inaccuracy in the estimation of parameters using recorded raw data during the interference test, in which the involved wells are considered unique inside an infinite reservoir. The production of neighboring wells inside the same reservoir can cause additional pressure drops, which affect the initial and measure pressure during the test, leading to a possible misinterpretation of the pressure test.In this article a method is presented to either correct or extrapolate the pressure by applying the superposition principle, including the pressure decline caused by production of neighboring wells on the traditional modeling for interference testing. The analysis and interpretation of the data recorded is carried out by means of Tiab Direct Synthesis Technique, TDS technique, which analyzes the behavior of the pressure and pressure derivative data, without using type-curve matching. If the pressure derivative is properly calculated and successfully defined, the technique allows us to estimate the reservoir parameters directly with enough precision through characteristic points, using analytic solutions.If pressure derivative is calculated employing directly the raw recorded data, the resulting curve will not be properly defined and the estimation of parameters may be inaccurate. A comparison of the results from the interpretation of the raw data and the corrected/extrapolated by the application of the superposition principle is illustrated with two synthetic examples

Análisis de presión y derivada de presión vs. Pseudotiempo para un pozo horizontal en un yacimiento de gas naturalmente fracturado incluyendo los efectos de pseudotiempo mediante la técnica TDS

Using the pseudopressure function, the TDS technique was formerly applied for pressure data interpretation in horizontal wells for homogeneous and heterogeneous formations. In this work, the TDS technique is further extended to account for gas viscosity and gas compressibility changes included in the pseudotime function. New expressions to estimate the naturally fractured reservoir parameters are presented and applied to actual and synthetic well data. The results were compared to those using the rigorous time. It was found more accuracy when using the pseudotime function.Anteriormente, se aplicó la metodología TDS para interpretar pruebas de presión en pozos horizontales que drenan formaciones homogéneas y heterogéneas usando el concepto de pseudopresión. Este trabajo extiende aún más la técnica TDS para considerar los efectos de cambios de compresibilidad y viscosidad de los gases incorporados en la función de pseudotiempo. Se presentan nuevas expresiones para determinar los parámetros de los yacimientos naturalmente fracturados que se aplicaron y verificaron con pruebas reales y sintéticas

Straight-line conventional transient rate analysis for long homogeneous and heterogeneous reservoirs

A linear flow regime is a very important flow regime presented in fractured wells, horizontal wells and long reservoirs. Either pressure-transient analysis or rate-transient analysis may be affected by a linear flow regime. In the case the case of production rate most of the analysis is conducted by decline-curve fitting and little attention has been given to rate-transient analysis. This paper presents the governing equations used for rate-transient analysis in elongated systems and provides examples using the conventional analysis. The methodology allows for the estimation of reservoir permeability, reservoir width and geometrical skin factors. If the test is long enough, reservoir drainage area and well position inside the reservoir can also be determined. The methodology was successfully verified by its application to synthetic cases

Methodology for a formulation of chemical recovery projects through analogies

En las últimas décadas la recuperación terciaria, especialmente en la que intervienen productos químicos, ha sido materia de investigación por la academia y la industria, su capacidad para reducir la saturación de petróleo residual (Sor) e incrementar el factor de recobro de un yacimiento, le hacen ser un método altamente atractivo y objeto de inversión. La identificación de campos análogos es un paso importante en la planificación de un proyecto CEOR por sus siglas en inglés (Chemical Enhanced Oil Recovery), especialmente cuando existe a nivel mundial poca información de campos costa afuera que hayan implementado este tipo de métodos. Este artículo propone y evalúa una metodología con la finalidad de establecer si un campo costa afuera ubicado en la cuenca de Santos, Brasil; es un buen candidato o no para ser sometido a inyección de polímeros. La metodología propuesta se define de cuatro pasos: procesamiento de datos recopilados de la búsqueda de información a nivel mundial, selección de campos análogos con base en el screening propuesto por Paris de Ferrer (2001), uso de un modelo estadístico y clasificación de similitud. En primera instancia se realiza un análisis y procesamiento de la base de datos disponible de los campos costa afuera que han implementado la técnica, seguidamente se identifican las principales propiedades de roca y fluido que describen cada campo. Posteriormente, las propiedades del campo objetivo y los encontrados en la base de datos son comparados por medio de un modelo estadístico y finalmente se procede a la clasificación, a través de una ponderación según su analogía respecto al campo objeto de estudio.In recent decades, tertiary recovery, especially involving chemical products, has been area of research by the academy and industry. Its ability to reduce the saturation of residual oil (Sor) and increase the recovery factor of a reservoir, make it a highly attractive and worth investing method and. The identification of analogous fields is an important step for planning a CEOR project by its acronym in English (Chemical Enhanced Oil Recovery), especially when there is few information on offshore fields worldwide that have implemented this type of method. This article proposes and evaluates a methodology with the purpose of establishing if an offshore field located in the Santos basin Brazil is a good candidate or not to be subjected to polymer injection. The proposed methodology is defined by four steps: processing of data collected from the search for information worldwide, selection of analogous fields based on the screening proposed by Paris de Ferrer (2001), use of a statistical model and classification of similarity. In the first instance, an analysis and processing of the available database of the offshore fields that have implemented the technique is carried out, then the main properties of rock and fluid that describe each field are identified. Subsequently, the properties of the objective field and those found in the database are compared by means of a statistical model and finally the classification is carried out, using a weighting according to its analogy with respect to the field under study

Selección de campos para la implementación de solar EOR como proceso térmico de recobro mejorado en Colombia

Solar EOR technology currently plays an important role in the combination of EOR technologies for thermal recovery processes with continuous steam injection; since, instead of burning natural gas to produce steam, Solar EOR involves the use of solar energy concentration technology (CSP) to produce steam. The mechanism of operation consists in installing parabolic mirrors protected by a greenhouse, which reflect and concentrate the sunlight in the receivers that collect solar energy and then turn it into heat. The heat is used to produce steam from the water; Solar EOR can generate the same quality and temperature of steam as natural gas. In Colombia there are areas of interest where oil fields meet the criteria of the petrophysical properties of fluids and the deposit, as well as the direct normal irradiation (DNI) necessary for the installation of this technology, therefore, the use of Solar EOR could reduce the demand that natural gas is required for EOR, which can be redirected to other economic activities such as power generation, water desalination and as raw material and energy for industrial processes. The work seeks to select the candidate fields for the application of this technology.La tecnología Solar EOR actualmente desempeña un papel importante en la combinación de tecnologías EOR para procesos de recobro térmico con inyección continua de vapor; dado que, en lugar de quemar gas natural para producir vapor, Solar EOR involucra el uso de la tecnología de concentración de energía solar (CSP) para producir vapor. El mecanismo de operación consiste en instalar espejos parabólicos protegidos por un invernadero, que reflejan y concentran la luz solar en los receptores que recogen energía solar y luego la convierten en calor. El calor se usa para producir vapor del agua; Solar EOR puede generar la misma calidad y temperatura de vapor como gas natural. En Colombia existen zonas de interés en donde se encuentran campos petrolíferos que cumplen los criterios de las propiedades petrofísicas de fluidos y del yacimiento, así como la irradiación normal directa (DNI) necesaria para la instalación de esta tecnología, por lo tanto, el uso de Solar EOR podría reducir la demanda que se requiere de gas natural para EOR, que puede redirigirse a otras actividades económicas tales como generación de energía, desalinización de agua y como materia prima y energía para procesos industriales. El presente trabajo busca seleccionar los campos candidatos para la aplicación de esta tecnología

Application of tds technique to multiphase flow

Although, the radial difussivitity equation has been solved for a single-fluid phase flow, in some cases more than one phase flows from the reservoir to the well; therefore, the single-phase solution has been previously extended to multiphase flow without losing a significant degree of accuracy. Practically, there exist two ways of dealing with multiphase flow: The Perrine method, Perrine (1956) which basically replaces the single-phase compressibility by the multiphase compressibility so that each fluid is analyzed separately using the concept of mobility. The other one is the use of pseudofunctions which have been found to be the best option. The TDS technique has been widely applied to a variety of scenarios. It has been even tested to successfully work on condensate systems with the use of pseudofunctions, Jokhio, Tiab and Escobar (2002). However, equations for estimation of phase permeability, skin factor and drainage area has not neither presented nor tested. In this article, we present new versions of a set of equations of the TDS technique to be applied to multiphase flow following the Perrine method along with a previously presented way of estimation of the absolute relative permeability. We successfully applied the proposed equations to synthetic and field examples.Aunque, la ecuación de difusividad ha sido resuelta para flujo monofásico, en algunos casos más de un fluido fluye del yacimiento hacia el pozo; por tanto, la solución monofásica se ha aplicado previamente a flujo multifásico sin perder un significante grado de exactitud. Practicamente, existen dos maneras de de tratar con flujo multifásico: El método de Perrine, Perrine (1956), en el cual básicamente se reemplaza la compresibilidad monofásica por la compresibilidad multifásica de modo que cada fluido se analiza separadamente usando el concepto de movilidad. La otra manera es usar las pseudofunciones. Esta se considera como mejor opción. La técnica TDS se ha extendido ampliamente a una gran variedad de escenarios. Incluso, se ha aplicado satisfactoriamente en sistemas de condensados mediante pseudofunciones, Jokhio,Tiab y Escobar (2002). Sin embargo, las ecuaciones para estimar la permeabilidad de las fases, el daño y el área de drene ni se han presentado y por tanto tampoco se han probado. En este artículo, se presentan nuevas versiones de ecuaciones de la técnica TDS para usarse en flujo multifásico siguiendo el método de Perrine, como también se conjuga con una aproximación ya expuesta en la literatura para estimar la permeabilidad absoluta del medio. Las ecuaciones desarrolladas se aplicaron satisfactoriamente a ejemplos simulados y de campo