Pressure and pressure derivative analysis for non-newtonian pseudoplastic fluids in double-porosity formations

• Autores: Freddy Humberto Escobar Macualo, Angela Patricia Zambrano, Diana Vanessa Giraldo, José Humberto Cantillo
• Localización: CT&F - Ciencia, tecnología y futuro, ISSN-e 0122-5383, Vol. 4, Nº. 3, 2011, págs. 47-59
• Idioma: inglés
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• Resumen
  • español

    L os fluidos no Newtonianos se usan a menudo en varios procesos de perforacion, trabajo a pozos y actividades de recobro mejorado. La mayoria de los fluidos de fracturamiento inyectados en los yacimientos que contienen hidrocarburos se comportan no Newtoniamente y, sin embargo, estos fluidos comunmente se representan en los modelos como modelos fluidos Newtonianos. En el campo de pruebas de presion, se han desarrollado varios modelos numericos y analiticos que tienen en cuenta el comportamiento no Newtoniano Bingham, pseudoplastico y dilatante, para estudiar la naturaleza transitoria de estos fluidos en una mejor caracterizacion del yacimiento. Se han propuesto varios modelos numericos y analiticos para estudiar el comportamiento transitorio de los fluidos no Newtonianos en medios porosos.

    La mayoria de ellos tratan pozos fracturados y formaciones homogeneas y la interpretacion de los datos de presion se conduce mediante el metodo convencional de la linea recta o ajuste por curvas tipo. Solamente unos pocos estudios consideran analisis con la derivada de presion. Hasta ahora no existe ninguna metodologia para caracterizar formaciones heterogeneas mediante pruebas de presion. Sin embargo, hay necesidad de una forma mas practica y exacta de caracterizar estos sistemas. Por lo tanto, este trabajo presenta una metodologia de interpretacion usando la curva logaritmica de presion y derivada de presion para fluidos no Newtonianos en formaciones naturalmente fracturadas de modo que el coeficiente adimensional de almacenaje, w, y el parametro de flujo interporoso, �É, se obtienen de puntos caracteristicos encontrados en el grafico log-log de la presion y derivada de presion. Las ecuaciones y correlaciones desarrolladas se verificaron satisfactoriamente mediante su aplicacion solo a pruebas de presion sinteticas ya que no existen datos reales reportados en la literatura. Se hallo un buen ajuste entre los resultados obtenidos mediante la metodologia propuesta y los valores usados para generar la simulacion.

  • português

    O fluidos nao Newtonianos sao usados frequentemente em varios processos de perfuracao, trabalho em pocos e atividades de recuperacao melhorada. A maioria dos fluidos de fraturamento injetados nas jazidas que contem hidrocarbonetos se comportam nao Newtoniamente e, nao obstante, estes fluidos sao representados normalmente nos modelos como modelos fluidos Newtonianos. No campo de provas de pressao, foram desenvolvidos varios modelos numericos e analiticos que consideram o comportamento nao Newtoniano Bingham, pseudoplastico e dilatante para estudar a natureza transitoria destes fluidos para uma melhor caracterizacao da jazida. Foram propostos varios modelos numericos e analiticos para estudar o comportamento transitorio dos fluidos nao Newtonianos em meios porosos. A maioria deles trata pocos fraturados e formacoes homogeneas e a interpretacao dos dados de pressao e conduzida mediante o metodo convencional da linha reta ou ajuste por curvas tipo. Apenas uns poucos estudos consideram analise com a derivada de pressao. Ate agora nao existe nenhuma metodologia para caracterizar formacoes heterogeneas mediante provas de pressao. Porem, existe a necessidade de uma forma mais pratica e exata de caracterizar estes sistemas. Portanto, este trabalho apresenta uma metodologia de interpretacao usando a curva logaritmica de pressao e derivada de pressao para fluidos nao Newtonianos em formacoes naturalmente fraturadas, de modo que o coeficiente adimensional de armazenamento, w, e o parametro de fluxo interporoso, �É, sao obtidos de pontos caracteristicos encontrados no grafico log-log da pressao e da derivada de pressao. As equacoes e correlacoes desenvolvidas foram consideradas satisfatorias mediante sua aplicacao individual a provas de pressao sinteticas, ja que nao existem dados reais registrados na literatura. Encontrou-se um bom ajuste entre os resultados obtidos mediante a metodologia proposta e os valores usados para gerar a simulacao.

  • English

    Non-Newtonian fluids are often used during various drilling, workover and enhanced oil recovery processes. Most of the fracturing fluids injected into reservoir-bearing formations possess non- Newtonian nature and these fluids are often approximated by Newtonian fluid flow models. In the field of well testing, several analytical and numerical models based on Bingham, pseudoplastic and dilatant non-Newtonian behavior, have been introduced in the literature to study their transient nature in porous media for a better reservoir characterization. Most of them deal with fracture wells and homogeneous formations. Well test interpretation is conducted via the straight-line conventional analysis or type-curve matching. Only a few studies consider the pressure derivative analysis. However, there is a need for a more practical and accurate way of characterizing such systems. So far, there is no methodology to characterize heterogeneous formation bearing non-Newtonian fluids through well test analysis. In this study, an interpretation methodology using the pressure and pressure derivative log-log plot is presented for non-Newtonian fluids in naturally fractured formations. The dimensionless fracture storativity ratio, ù, and interporosity flow parameter, ë, are obtained from characteristics points found on such plot. The developed equations and correlations are successfully verified by their application only to synthetic well test data since no actual field data are available. A good match is found between the results provided by the proposed technique and the values used to generate the simulated data.