CT&F Ciencia, Tecnología & Futuro (Jan 2011)
PRESSURE AND PRESSURE DERIVATIVE ANALYSIS FOR NON-NEWTONIAN PSEUDOPLASTIC FLUIDS IN DOUBLE-POROSITY FORMATIONS
Abstract
ABSTRACT 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, omega, and interporosity flow parameter, lambda, 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.RESUMEN Los fluidos no Newtonianos se usan a menudo en varios procesos de perforación, trabajo a pozos y actividades de recobro mejorado. La mayoría de los fluidos de fracturamiento inyectados en los yacimientos que contienen hidrocarburos se comportan no Newtoniamente y, sin embargo, estos fluidos comúnmente se representan en los modelos como modelos fluidos Newtonianos. En el campo de pruebas de presión, se han desarrollado varios modelos numéricos y analíticos que tienen en cuenta el comportamiento no Newtoniano Bingham, pseudoplá;stico 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 mayoría 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, omega, y el parametro de flujo interporoso, lambda, se obtienen de puntos caracteristicos encontrados en el grafico log-log de la presion y derivada de presión. Las ecuaciones y correlaciones desarrolladas se verificaron satisfactoriamente mediante su aplicación 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 simulación.RESUMO O fluidos não Newtonianos são usados frequentemente em vá;rios processos de perfuração, trabalho em poços e atividades de recuperação melhorada. A maioria dos fluidos de fraturamento injetados nas jazidas que contêm hidrocarbonetos se comportam não Newtoniamente e, não obstante, estes fluidos são representados normalmente nos modelos como modelos fluidos Newtonianos. No campo de provas de pressão, foram desenvolvidos vá;rios modelos numéricos e analíticos que consideram o comportamento não Newtoniano Bingham, pseudoplá;stico e dilatante para estudar a natureza transitória destes fluidos para uma melhor caracterização da jazida. Foram propostos vá;rios modelos numéricos e analíticos para estudar o comportamento transitório dos fluidos não Newtonianos em meios porosos. A maioria deles trata poços fraturados e formações homogêneas e a interpretação dos dados de pressão é conduzida mediante o método convencional da linha reta ou ajuste por curvas tipo. Apenas uns poucos estudos consideram aná;lise com a derivada de pressão. Até agora não existe nenhuma metodologia para caracterizar formações heterogêneas mediante provas de pressão. Porém, existe a necessidade de uma forma mais prá;tica e exata de caracterizar estes sistemas. Por tanto, este trabalho apresenta uma metodologia de interpretação usando a curva logarítmica de pressão e derivada de pressão para fluidos não Newtonianos em formações naturalmente fraturadas, de modo que o coeficiente adimensional de armazenamento, ômega, e o parâmetro de fluxo interporoso, lambda, são obtidos de pontos característicos encontrados no grá;fico log-log da pressão e da derivada de pressão. As equações e correlações desenvolvidas foram consideradas satisfatórias mediante sua aplicação individual a provas de pressão sintéticas, já; que não 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 simulação.
