IV a.- Testes de Pressao OK

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CURSO DE AVALIAÇÃO DE FORMAÇOES
IV a.- Testes de Formação
Teste de Pressão
TESTE DE FORMAÇÃO
Somente o teste de formação poderá confirmar , com segurança, a presença de hidrocarbonetos na formação e fornecer dados a respeito das condições de fluxo nas imediações do poço
Evolui muito nos últimos trinta anos.
Uso historico para determinar :
 Os tipos de fluidos a produzir
 Alguns danos a formação
 Parâmetros básicos como pressão , permeabilidade
Atualmente , devido a precisão das medições eletrônicas, uso dos PC interagindo com software transformaram os testes de formação em poderosas ferramentas para caracterização dos reservatórios.
Medições de pressão mais precisas detectam pequenos distúrbios na pressão .
Instalação de medidores permanentes dentro do poço fornecem perfis continua da pressão permitindo descrição da evolução do reservatório em tempo real. 
Quando as medições de pressão são de alta qualidade modernas técnicas de interpretação identificam heterogeneidade dos reservatórios ;por exemplo : canais 
TESTES DE PRESSÃO EM POÇOS .
Imagine em poço em um reservatório novo, selado nos seus limites externos. 
Inicialmente o reservatório está em equilíbrio, isto é, em qualquer ponto a sua pressão é a mesma e igual à chamada pressão estática original
Quando o poço é colocado em produção (durante um teste, por exemplo), o equilíbrio das pressões é quebrado: a pressão é menor no poço e vai crescendo à medida que se afasta dele em direção aos limites do reservatório
Quando o fluido produzido é pequeno, em comparação ao tamanho do reservatório, observam-se quedas de pressão (em relação à pressão original) apenas em uma região próxima ao poço. 
Neste caso, as pressões nas porções do reservatório mais afastadas do poço permanecem iguais à pressão original.
Com o avanço da produção, a região afetada (onde se observam quedas de pressão) vai aumentando e, eventualmente, propaga-se para todo o reservatório.
Quanto mais fluido é retirado maiores são as quedas de pressão observadas.
O período de tempo em que o poço está produzindo é chamado de período de fluxo.
Imagine agora que, após um certo tempo em fluxo, o poço seja fechado.
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Embora a vazão de produção seja nula, continuará ocorrendo movimento de fluidos no reservatório até que não haja diferença de pressão no seu interior. 
Assim, a pressão medida no poço crescerá com o passar do tempo e, após um longo período, eventualmente se estabilizará.
Esta pressão de equilíbrio é denominada pressão média do reservatório.
O período de tempo em que o poço está fechado é chamado de período de estática ou período de crescimento de pressão
A pressão média vai declinando com o tempo à medida que o fluido do reservatório vai sendo produzido. A esse processo de queda da pressão do reservatório (correspondente a uma certa produção de fluidos) dá-se o nome de depleção. 
É importante notar que as variações de pressão ao longo do tempo observadas no poço, tanto no período de fluxo quanto no período de estática, dependem de três fatores: 
 1) características do reservatório (tamanho, 
 propriedades da rocha, etc.); 
 2) propriedades dos fluidos nela contidos; e 
 3) histórico de produção, isto é, perfil de 
 vazão versus tempo.
 Assim, conhecendo-se as vazões e pressões no fundo do poço (monitorados durante um teste) e as propriedades dos fluidos produzidos (obtidas a partir de análise de amostras coletadas durante o teste), podem ser obtidas informações a respeito das características da rocha reservatório. 
Diversos tipos de testes podem ser programados e executados, dependendo dos objetivos que se esperam alcançar
 Dentre esses objetivos podem ser citados:
 identificação dos fluidos contidos na formação(o fluido e um dos elementos que causam variação da pressão); verificação da pressão estática e da existência de depleção;
determinação da produtividade da formação, dos parâmetros da formação e do dano de formação; 
além da amostragem de fluidos para PVT (Pressão, Volume e Temperatura).
PRINCIPAIS OPERAÇÕES DE AVALIAÇÃO
Outros testes 
Extended well tests,com duração de dias ou ate meses.
Multiwell tests ( interference and pulse tests), nos poços: produtor e injeção, verificar a conectividade entre eles.
Tracer tests
Desempenho do reservatório
Definições
Pe: pressão estática de reservatório
Pwf: pressão de fundo em fluxo (Pressure-Well-Flow)
Poço 1
Poço 2
Pressão
Distância
Rocha impermeável
Rocha impermeável
Rocha produtora
RESERVATÓRIO
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Valores importantes
pressão estática (Pe)
variável com o tempo e posição no reservatório
pressão de fundo em fluxo (Pwf)
variável com o tempo.
O perfil de pressão é função de
 
viscosidade
permeabilidade
saturação
porosidade
espessura
.
Q
Desempenho do reservatório
Medida da restrição que o meio poroso impõe aos fluidos
PRESSÃO
Pe
Pwf
DPRESERV
vazão
RESERVATÓRIO
Desempenho do reservatório - exemplo
PRESSÃO
Pe = 200 kgf/cm2
RESERVATÓRIO
Pwf = 200 kgf/cm2
DP=0 kgf/cm2
Vazão=0 m3/d
Pwf = 150 kgf/cm2
DP=50 kgf/cm2
Vazão=100 m3/d
Pwf = 100 kgf/cm2
DP=100 kgf/cm2
Vazão=200 m3/d
Avaliação das Formações
Teste de Formação a poço Revestido (TFR)
Teste de Produção (TP)
Registro de Pressão (RP)
Medição de Produção (MP)
INTRODUÇÃO A EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
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parâmetros medidos
Pressão estática da formação (PE)
Pressão de fluxo (Pwf)
Vazão do poço (Q)
Razão gás/líquido (RGL)
Razão gás/óleo (RGO)
Viscosidade do fluido (m)
INTRODUÇÃO A EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
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parâmetros calculados
Permeabilidade da formação (k)
Índice de produtividade ou injetividade do poço
INTRODUÇÃO A EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
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PRINCIPAIS OPERAÇÕES PARA AVALIAÇÃO com registros de pressão
Desempenho do reservatório - exemplo
P = Pressão estática
Q = A.O.F. 
Absolute Open Flow
RESERVATÓRIO
 Desempenho do reservatório - exemplo
Q = 200
DP = 50
Q/DP = 200/50 = 4 (m3/d) / (kgf/cm2)
DP = 100
Q = 400
Q/DP = 400/100 = 4 (m3/d) / (kgf/cm2)
Q
DP
Q/DP = constante
 Índice de Produtividade
RESERVATÓRIO
Desempenho de reservatório
 - IPR (Inflow Performance Relationship) linear
Equação da IPR linear
Gráfico da IPR linear
vazão
pressão
RESERVATÓRIO
Parâmetros importantes
Q (vazão em condições padrão)
IP - índice de produtividade
Há outros tipos de IPR, além da linear?
Vogel
Fetkovich
outros.
RESERVATÓRIO
IPR - INFLOW PERFORMANCE RELATIONSHIP
Pe
Vazão de líquido
Pressão fundo em fluxo
q máx
IPR
Pwf
ql
A curva (IPR) ao lado representa uma relação entre as vazões de líquido obtidas em condições de superfície e as correspondentes pressões de fundo em fluxo.
O Índice de Produtividade, que representa a capacidade de produção do poço, pode ser, então, obtido pela fórmula:
IP = tg a = ql/(Pe – Pwf)
Curva de IPR – modelo linear
a
IP (m3/d/kgf/cm2); (bbl/d/psi); etc
IPR – MÉTODO DE VOGEL
Pe
Vazão de líquido
Pressão fundo em fluxo
q máx
IPR
Pwf
ql
A curva (IPR), segundo o modelo de Vogel, representa a relação entre a Pwf e a vazão de líquido correspondente, para reservatórios cuja pressão estática está abaixo da pressão de saturação do óleo. Esta relação não é linear:
q/qmax = 1- 0,2 (Pw/Pe) – 0,8 (Pw/Pe)2
RESERVATÓRIO
EXERCÍCIO SOBRE IPR
O registro de pressão de um poço apresentou os seguintes resultados:
Pressão estática (Pe): 250 kgf/cm2
Pressão de fundo em fluxo (Pwf1): 200 kgf/cm2
Vazão de líquido (qL1): 1500 m3/d
Trace a IPR linear e determine:
	a) A vazão AOF do poço;
	b) A vazão do poço se a Pwf for igual a 150 kgf/cm2;
	b) Índice de produtividade do poço.
RESERVATÓRIO
EXERCÍCIO SOBRE IPR
Pe
Pwf1
qL1
AOF
Pwf2
qL2
IP = qL / (Pe – Pwf)
= 7500 / 250 = 30 m3/d/kgf/cm2
= 1500 / 50 = 30 m3/d/kgf/cm2
a
qL2 = IP (Pe – Pwf2)
= 30 (250 – 150 )= 3000 m3/d
RESERVATÓRIO
DEPLEÇÃO / DANO E ESTIMULAÇÃO DE RESERVATORIOS 
DEPLEÇÃO DANO E ESTIMULAÇÃO DE RESERVATÓRIO
Pwf
q a
q d
P
Q
Pwf
q a
q d
P
Q
Pwf
q a
q d
P
Q
DEPLEÇÃO
DANO
ESTIMULAÇÃO
A depleção é a queda da
pressão estática do reservatório.
Resulta no declínio natural da vazão do poço para uma mesma pressão de fundo.
O dano é uma deterioração das características (porosidade e permeabilidade) da rocha reservatório nas imediações do poço.
A estimulação é uma operação (fraturamento, acidificação) que altera positivamente as características da rocha reservatório nas imediações do poço.
RESERVATÓRIO
EXERCÍCIO SOBRE IPR - Dano
Pwf2
qL2
Nova qL2
qL2 = IP (Pe – Pwf2)
= 20 (250 – 150 )= 2000 m3/d
Suponha que o IP foi reduzido para 20 m3/d/kgf/cm2. Qual seria a nova vazão para Pwf2= 150 kgf/cm2?
AOF = IP (Pe – 0) = 5000 m3/d
RESERVATÓRIO
EXERCÍCIO SOBRE IPR - Depleção
Pwf1
qL2
qL1
Após algum tempo em produção, o registro de pressão dinâmica deste poço apresentou os seguintes resultados :
Pwf1 = 150 kgf/cm2 qL1= 1500 m3/d
Pwf2 = 100 kgf/cm2 qL2= 3000 m3/d
Qual a nova pressão estática?
Pwf2
qL1 = IP (Pe – Pwf1)
qL2 = IP (Pe – Pwf2)
Pe
RESERVATÓRIO
Pe = 200 kgf/cm2
EXERCÍCIO SOBRE IPR
O poço A produz de um reservatório com pressão estática de 180 kgf/cm2 uma vazão de 400 m3/d e com uma pressão de fundo em fluxo de 170 kgf/cm2. O poço B produz do mesmo reservatório, com a mesma pressão estática, porém com vazão de 600 m3/d e pressão de fundo em fluxo de 150 kgf/cm2. Qual poço possui o maior índice de produtividade?
RESERVATÓRIO
EXERCÍCIO SOBRE IPR
O índice de produtividade do poço A é calculado por:
enquanto que o do poço B é dado por:
RESERVATÓRIO
Obs.: Maior produção nem sempre implica maior índice de produtividade...
Gráfico2
	200
	150
	100
vazão
pressão
Plan1
	vazao	pressao
	0	200		0	200
	200	150		800	0
	400	100
Plan1
	
vazão
pressão
Plan2
	
Plan3
	
Gráfico2
	200
	150
	100
vazão
pressão
Plan1
	vazao	pressao
	0	200		0	200
	200	150		800	0
	400	100
Plan1
	
vazão
pressão
Plan2
	
Plan3