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La búsqueda en las categorías "Pruebas de presión-producción"  produjo 20 resultado(s)

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El presente trabajo propone una metodología para estimar áreas de drene efectivas en yacimientos bajo régimen pseudo-estacionario, las cuales puede ser estimadas por análisis de datos de producción. Los cambios en las condiciones operativas impactan directamente en la declinación de la producción y la reserva asociada a los pozos.

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Although, well logs and well tests data investigate different volumes in the reservoir, their comparison can lead to a better understanding of the reservoir. The storativity ratio and the partitioning factor estimate ratio fluid storage within the fractures in Naturally Fractured Reservoirs through different methods. The partitioning factor is estimated from well log data and the storativity ratio is estimated from well test analysis. By definition, these parameters are different, and only converge when the compressibilities of the fracture and matrix are equal, as presented in this paper. A mathematical relationship is presented to obtain the storativity ratio from well log data, in order to be used as a critical parameter to design a pressure test, drawdown and/or build up test as an example, when there is not enough information available. The fracture intensity index is related to these parameters and it is used to compare both parameters when the two factors are obtained independently. This is in order to obtain information not only from one source, but also to combine this information and be used to solve some problems presented in naturally fractured reservoir. A field example is introduced in the document to illustrate the comparison of the parameters and explain the utility of these arguments in a mature carbonate naturally fractured reservoir. The conclusion of this example demonstrates that there is a higher fracture intensity index away from wellbore, which is supported for an increasing in fracture intensity close to a fault.

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Muchos pozos producen de yacimientos con penetración parcial, ya sea para posponer la llegada de fluidos indeseables como agua o gas, o por problemas durante la perforación. La mayoría de estos yacimientos son heterogéneos y anisotrópicos, como es el caso de anticlinales que han sido el resultado del empuje de un domo salino. El modelo con geometría fractal es una opción apropiada para capturar la heterogeneidad y anisotropía de yacimientos, debido a que refleja mejor la complejidad de las líneas de flujo que los modelos Euclidianos de flujo, teniéndose una mejor caracterización del medio poroso. El análisis de pruebas de variación de presión en pozos parcialmente penetrantes es un método muy útil para caracterizar dinámicamente la heterogeneidad y anisotropía existente en el yacimiento. En este trabajo se presenta una solución analítica para un pozo penetrando parcialmente un anticlinal, originado por el empuje de un domo salino. Este modelo está planteado en coordenadas cilíndricas considerando una distribución de propiedades con geometría fractal. La solución analítica se obtuvo a través de la combinación de los métodos de la transformada de Laplace, separación de variables, y el producto de Newman, usando funciones fuentes instantáneas.

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During the production phase, well tests are performed to evaluate the efficiency of well completion and to diagnose unexpected changes in production. These tests help determine if declines in production are caused by the reservoir or by the termination. Later, during the productive life of the reservoir, these results are crucial for the evaluation of subsequent production and recovery strategies. Currently in the Omega field operated by Vetra group, there is a prominent level of uncertainty in the identification of production drops in real time, for the possible increase in the number of producing wells and the continuous failures of its multiphase meter, minimizing the frequency of production tests. The above-mentioned drawbacks are due to the lack of a tool for the calculation of potentials and a methodology in the field for calculate productivity index in real time, which can lead to an impact on strategic production plans, uncertainty in the identification of production declines and difficulty in making timely decisions on good production management. The purpose of the following paper is present a digital field technology for calculating the potential of producing wells in real time in the wells given by Omega Energy.

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'Todos los campos petroleros a nivel mundial requieren de información para poder alimentar todo tipo modelos matemáticos con los cuales se puede modelar el subsuelo, representar el comportamiento de producción de un pozo e incluso evaluar el grado de efectividad de una terminación. En el Contrato de Extracción Ek-Balam no es diferente, desde sus inicios como parte de los yacimientos que administraba PEMEX, ha requerido gran cantidad de información derivado de la importante cantidad de reservas disponibles para extraer. A inicios de la explotación de los yacimientos de Ek-Balam (1991-1996) en la formación JSO se tuvo una extensa incursión en adquisición de información para caracterización dinámica, la cual que sentó las bases para la generación de los modelos con los que, hasta la actualidad, se realiza el seguimiento dinámico y los pronósticos de producción de estos yacimientos. Sin embargo, esto solo fue al inicio de la historia del campo, lo que permitió la delimitación de las estructuras que hoy conocemos, y quedando suspendido el desarrollo de los yacimientos Ek JSO y Balam JSO hasta finales del 2017. Desde la implementación del equipo BEC en 1997 hasta finales del 2018, la adquisición de información de fondo se vio limitada a realizarse solo antes de la introducción del aparejo de producción definitivo, ya que significaba tener un equipo BEC como restricción de paso.

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