CT&F Ciencia, Tecnología & Futuro (Dec 2007)
EFFECT OF THE PSEUDOTIME FUNCTION ON GAS RESERVOIR DRAINAGE AREA DETERMINATION Efecto de la función de pseudotiempo en la determinación del área de drene de un yaciemiento de gas
Abstract
The gas flow equation is normally linearized to allow the liquid solution of the diffusivity equation to satisfy gas behavior when analyzing transient test data of gas reservoirs. When wellbore storage conditions are insignificant, drawdown tests are best analyzed using the pseudopressure function. On the other hand, buildup pressure tests require linearization of both pseudotime and pseudopressure. It is not the case for the TDS technique which is indifferently applied to either drawdown or buildup tests. However, whichever the case, pseudotime has certain effect at very long testing times in formations of moderate to high permeability. In this paper, we implemented the Tiab’s Direct Synthesis (TDS) technique, to include pseudotime effects, and observe its influence on the interpretation results of gas well test data at early and late time periods. New analytical equations to estimate reservoir permeability, wellbore storage coefficient, pseudoskin factor and reservoir drainage area are presented. Then, a comparison of results against rigorous time was carried out for simulated and field cases. We found acceptable results for permeability, pseudoskin factor and wellbore storage coefficient. However, for the case of reservoir drainage area, the deviation error was of 4,1% for a simulated case and 17,9% for a field case. However, the smaller of these deviations may be small if related to pressure transient analysis results. However, this deviation in a gas reservoir with reserves of one tera standard cubic feet is equivalent to a huge difference of 38 gigas of standard cubic feet of gas which may have an economic impact to any oil company.Normalmente, la ecuación de flujo de gas se linealiza para permitir que la solución de difusividad de los líquidos satisfaga el comportamiento del gas cuando se analizan pruebas de presión en yacimientos gasíferos. Las pruebas de declinación de presión se analizan mejor usando la función pseudopresión, cuando los efectos de almacenamiento de pozo son insignificantes. Por otra parte, las pruebas de restauración de presión requieren la linealización tanto de la pseudopresión como del pseudotiempo. Sin embargo, cualquiera que sea el caso, la función de pseudotiempo presenta ciertos efectos a tiempos de prueba muy largos en formaciones de permeabilidad moderada a alta. En este artículo, implementamos la técnica de Síntesis Directa de Tiab, (TDS), para incorporar los efectos del pseudotiempo, y observar su influencia en los resultados de interpretación de pruebas de presión en yacimientos de gas a tiempos tempranos y tardíos. Se desarrollaron nuevas ecuaciones analíticas para la estimación de la permeabilidad del yacimiento, el coeficiente de almacenamiento del pozo, el factor de pseudodaño y el área de drenaje del pozo. Luego, para casos de campo y simulados, se efectuó una comparación de los resultados contra aquellos donde se usa el tiempo riguroso o normal. Encontramos valores aceptables de permeabilidad, pseudo factor de daño y coeficiente de almacenamiento. Sin embargo, para el área de drene del pozo, la desviación fue de 4,1 y de 17,9% para un caso de campo. La menor de estas desviaciones es un número que resulta pequeño si lo relacionamos con los resultados producidos en la interpretación de pruebas de presión. Sin embargo, esta desviación en un yacimiento con reservas de un tera de pies cúbicos a condiciones normales equivale a una enorme diferencia de 38 gigas de pies cúbicos a condiciones normales lo cual puede impactar económicamente a cualquier empresa.
