After -inflow - la entrada de fluido desde la formación hacia el pozo después de que se detiene.
Después de cerrar el pozo, aunque el volumen de fluido en el pozo no cambia, su cantidad en términos de peso aumenta. Con el tiempo, a medida que aumenta la presión en el pozo, la intensidad de la influencia del pozo (después del flujo de entrada) disminuye (Fig. 1).
El efecto del pozo acompaña no solo el cierre del pozo, sino también cualquier cambio en el modo de operación (arranque, cambio de caudal, etc.). Una medida cuantitativa del efecto de influencia del pozo es el coeficiente de influencia del pozo:
donde ΔV es el cambio en el volumen de fluido reducido a condiciones termobáricas en el pozo al comienzo del flujo de entrada, ΔР es el cambio en la presión.
Si se conoce el factor de influencia del pozo, la tasa de cambio en la presión de fondo de pozo a lo largo del tiempo puede usarse para calcular el cambio en el tiempo después de la tasa de flujo:
Esta relación se utiliza para estimar el factor de influencia del pozo. Para ello, el intervalo de tiempo más favorable corresponde al inicio del proceso transitorio. En particular, para un ciclo de acumulación, el coeficiente de flujo posterior es igual a la relación entre la tasa de flujo del pozo anterior Q_0 = constante y la tasa de cambio de presión en el momento inicial — P'=ΔP/Δt| t=0 (geométricamente, la tangente del ángulo de la pendiente al HPT en coordenadas cartesianas) (Fig. 2).
La relación para estimar la tasa de flujo posterior debido únicamente a la compresibilidad del fluido (por ejemplo, cuando se cierra un pozo que fluye) se puede obtener a partir de las siguientes consideraciones.
De la fórmula para calcular el coeficiente de compresibilidad del fluido que llena el pozo con el volumen inicial V
La relación general para el factor de posflujo en un pozo vivo con un nivel dinámico se puede derivar de las siguientes consideraciones. Primero, transformamos la relación reemplazando el volumen del fluido con su densidad:
La solución a esta ecuación tiene la forma
donde γ inicial - densidad a la presión inicial P inicial • Si P > P inicial , entonces γ > γ inicial (es decir, la densidad aumenta al aumentar la presión).
Si ignoramos el peso de la columna de gas por encima del nivel, así como el cambio de densidad con la profundidad por debajo del nivel, entonces la presión de fondo de pozo Рzab está determinada por la relación
donde h yr es la profundidad del nivel, h zab es la profundidad de medición de la presión (en el fondo), P y es la presión en la cabeza del pozo. Volumen de fluido por encima de la profundidad de medición de presión:
donde S es el área de la sección transversal de la tubería. Débito después de la entrada,
El primer término determina el cambio en la tasa de flujo debido al aumento en el nivel dinámico, el segundo, debido a la compresibilidad del fluido. Además, al transformar la expresión anterior, habiendo determinado el valor de densidad usando la ecuación para encontrar γ , obtenemos la expresión final para la tasa de flujo posterior:
Para un fluido incompresible, β=0 cuando el reflujo se debe únicamente al aumento del nivel del líquido.
La suposición de un coeficiente de flujo posterior constante es bastante aceptable y se usa con éxito en el análisis de los resultados de las pruebas de pozos en la filtración de fluidos. La naturaleza del efecto posterior al flujo en los resultados de la prueba del pozo se puede ver en la figura. En la etapa inicial del ciclo de estudio, el coeficiente de flujo posterior tiene una influencia predominante en el comportamiento de la presión en comparación con los parámetros hidrodinámicos básicos (propiedades de filtración, factor de piel, etc.). Además, cuanto mayor es el coeficiente de flujo posterior, este efecto se nota durante un período de tiempo más prolongado.
Para el gas, es necesario tener en cuenta además el efecto significativo de las condiciones termobáricas en sus propiedades, que, a su vez, dependen significativamente del modo de operación del pozo. En este caso, con grandes diferencias de temperatura y presión, el coeficiente de flujo posterior ya no puede considerarse constante. Pero el factor principal que determina el flujo posterior inestable es la composición compleja de la mezcla que llena el pozo. Con la presencia simultánea en el pozo de varios componentes o fases que difieren en densidad, se redistribuyen en profundidad. El peso de la columna de fluido por encima del punto de medición de la presión varía con el tiempo. En estas condiciones, coeficiente de flujo posterior y dependiente del tiempo.
Hay dos formas fundamentalmente diferentes de describir el flujo posterior variable. El primer método asume que este parámetro cambia gradualmente de manera continua. Uno de los modelos más conocidos que describe un cambio continuo en el flujo posterior a la entrada a lo largo del tiempo es el modelo Fair. Asume que la intensidad de la redistribución de fase en el pozo cambia en el tiempo t de acuerdo con la ley exponencial:
Donde C es el componente constante (estándar) del coeficiente después de la entrada; Qat - consumo en condiciones estándar. El modelo de Hegeman difiere solo en la forma en que se calcula el exponente:
Donde t* es un pseudotiempo, y es un análogo del parámetro τ, pero normalizado en una escala de pseudotiempo. Junto a las pruebas de pozo consideradas en la práctica, se utilizan modelos que asumen un cambio en el coeficiente post-inflow de forma discreta. Como regla, varios coeficientes de flujo posterior en este caso corresponden a intervalos de tiempo que difieren en el modo de operación del pozo. La naturaleza de la influencia del flujo residual variable en la derivada logarítmica se explica en el diagrama. Las figuras muestran las dependencias del cambio en la derivada a lo largo del tiempo para varios coeficientes de flujo posterior constantes diferentes. Actúan como una especie de escala de escala del efecto descrito. La derivada para el flujo posterior variable cruza sucesivamente varias de tales dependencias de acuerdo con la naturaleza del cambio en el tiempo del coeficiente de flujo posterior (C). Si el coeficiente crece, la derivada primero cruza las curvas con valores pequeños de C y luego con valores grandes. Si el coeficiente cae, la derivada cruza las curvas en orden inverso.
El flujo posterior variable puede ser causado por una variedad de razones. Con una fuerte caída de presión en el fondo del pozo en el proceso de lanzamiento de un pozo de petróleo para la extracción (tecnología KSD), aumenta el contenido de gas del producto. Como resultado, aumenta la compresibilidad de la mezcla proveniente del reservorio, lo que provoca un aumento en la intensidad del flujo posterior con el tiempo, un ejemplo similar se muestra en la figura.
Otra causa común del flujo posterior variable es el proceso no estacionario de acumulación de la fase pesada (agua de formación) en el fondo del pozo. Durante la operación, el agua es transportada a la cabeza del pozo por el flujo de fluido proveniente de la formación. Cuando se cierra el pozo (investigaciones con tecnología HPC, HPC), se detiene la salida de agua. Ella se deposita, acumulando en el fondo. Al mismo tiempo, el agua puede fluir desde los depósitos expuestos o, por el contrario, puede ser absorbida. Juntos, estos procesos pueden causar dinámicas muy diferentes de cambios en el contenido de agua en el fondo del pozo y causar tanto un aumento como una disminución en el coeficiente de flujo posterior con el tiempo. Por lo tanto, la prueba de pozo presentada en la Fig. 3.2, 3.3 se caracterizan por un flujo posterior con una intensidad que disminuye con el tiempo. Arroz. 3.4, 3.5 corresponden al caso en que la intensidad posterior a la entrada, por el contrario, aumenta con el tiempo. En las figuras, los resultados reales de las mediciones se comparan con las curvas hipotéticas que se observarían con un flujo posterior constante. Los resultados de la interpretación de los materiales obtenidos, teniendo en cuenta el flujo posterior variable, se muestran en la fig. 3.6.
La tasa de cambio posterior al flujo de entrada es tan significativa que se observa una caída de presión local en la fase de acumulación inicial. Esto corresponde a los conceptos teóricos considerados anteriormente (Fig. 2.2). En la curva de la derivada logarítmica, este intervalo de tiempo corresponde a la zona de valores inciertos
En este pozo se realizaron mediciones del cambio en el perfil de presión con la profundidad en modo fluido (Fig. 3.7a) y en modo estático (Fig. 3.7b), reflejando el cambio en la densidad del relleno del pozo con la profundidad. El análisis de estos materiales confirma el hecho de que el agua se asentó en el fondo del pozo después del cierre del pozo y el alto contenido de gas del relleno del pozo, que en conjunto proporcionaron un posflujo variable pronunciado.