Teste de poços

@misc{kazanskii1978methods1,
    author = "Kazanskii, V. V. et al",
    title = "Métodos de influência em camadas coletoras de baixa permeabilidade da Sibéria Oriental durante teats",
    year = "1978",
    howpublished = "Geologia do Petróleo e Gás, v. 4, p. 60-64",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Kazanskii, V. V. et al., 1978, Métodos de influência em camadas coletoras de baixa permeabilidade da Sibéria Oriental durante teats: Geologia do Petróleo e Gás, v. 4, p. 60-64.}"
}

A perfuração subbalanceada ganhou popularidade nos últimos anos, pois é bem adequada para a perfuração de reservatórios de baixa pressão e fornece um método para prevenir danos à formação, especialmente em poços horizontais. A taxa de produção de fluidos da formação durante a perfuração carrega informações sobre as características do reservatório. Em particular, o perfil de permeabilidade ao longo do poço pode ser inferido a partir de uma combinação de pressão do poço e taxa total. O influxo transiente do poço pode ser interpretado como um teste de poço complexo. A complexidade surge do fato de que as condições de contorno (ou seja, a trajetória do poço aberta ao fluxo) mudam com o tempo durante o teste. Além disso, a taxa transiente é influenciada pela variação no subbalanceamento (ou seja, pressão do poço) e na taxa de penetração do poço. No entanto, o sinal (taxa transiente) carrega informações detalhadas sobre o perfil de permeabilidade ao longo do poço. A análise é precedida pela eliminação dos efeitos do subbalanceamento variável e da velocidade de perfuração usando técnicas de deconvolução. Uma aproximação precisa do perfil de permeabilidade pode ser obtida por uma análise direta (ou seja, sem ter que recorrer ao ajuste histórico) do influxo de poço corrigido. Note-se que apenas a taxa transiente total do poço é necessária, em vez do perfil completo de influxo ao longo da trajetória do poço aberto. Em trabalhos anteriores, consideramos a análise da taxa transiente durante a perfuração subbalanceada de um poço vertical sob um subbalanceamento constante. Tanto o subbalanceamento variável quanto as condições de contorno externas mais complexas de um poço horizontal (o transiente é muito provável de ver as fronteiras de rocha-tampa e rocha-base durante o teste) distinguem o estudo atual do anterior.

@inproceedings{vankruijsdijk1999testing,
    author = "van Kruijsdijk, Cor P. J. W. e Cox, Richard J. W.",
    title = "Testando Durante a Perfuração Subbalanceada: Perfis de Permeabilidade de Poços Horizontais",
    year = "1999",
    booktitle = "Conferência Europeia SPE de Danos em Formações",
    abstract = "A perfuração subbalanceada ganhou popularidade nos últimos anos, pois é bem adequada para a perfuração de reservatórios de baixa pressão e fornece um método para prevenir danos à formação, especialmente em poços horizontais. A taxa de produção de fluidos da formação durante a perfuração carrega informações sobre as características do reservatório. Em particular, o perfil de permeabilidade ao longo do poço pode ser inferido a partir de uma combinação de pressão do poço e taxa total. O influxo transiente do poço pode ser interpretado como um teste de poço complexo. A complexidade surge do fato de que as condições de contorno (ou seja, a trajetória do poço aberta ao fluxo) mudam com o tempo durante o teste. Além disso, a taxa transiente é influenciada pela variação no subbalanceamento (ou seja, pressão do poço) e na taxa de penetração do poço. No entanto, o sinal (taxa transiente) carrega informações detalhadas sobre o perfil de permeabilidade ao longo do poço. A análise é precedida pela eliminação dos efeitos do subbalanceamento variável e da velocidade de perfuração usando técnicas de deconvolução. Uma aproximação precisa do perfil de permeabilidade pode ser obtida por uma análise direta (ou seja, sem ter que recorrer ao ajuste histórico) do influxo de poço corrigido. Note-se que apenas a taxa transiente total do poço é necessária, em vez do perfil completo de influxo ao longo da trajetória do poço aberto. Em trabalhos anteriores, consideramos a análise da taxa transiente durante a perfuração subbalanceada de um poço vertical sob um subbalanceamento constante. Tanto o subbalanceamento variável quanto as condições de contorno externas mais complexas de um poço horizontal (o transiente é muito provável de ver as fronteiras de rocha-tampa e rocha-base durante o teste) distinguem o estudo atual do anterior.",
    url = "https://doi.org/10.2118/54717-ms",
    doi = "10.2118/54717-ms"
}

A estimulação de formações carbonáticas pela dissolução ácida da rocha tem sido um método eficiente e bem-sucedido para melhorar a produção em poços de petróleo e gás. O ácido clorídrico é o fluido normal de escolha. No entanto, em aplicações de alta temperatura, questões de corrosão limitam o uso, especialmente em completamentos de cromo. O ácido acético tem sido usado com algum sucesso e com proteção adequada contra corrosão. Mas devido à sua baixa reatividade em temperaturas mais altas, a eficiência com a qual um galão de ácido dissolve a formação é percebida como baixa. Essa percepção vem da eficiência de reação do ácido acético relatada na literatura, variando de 90% a 25 °C até 40% a 121 °C para 2 a 15% em peso, respectivamente. A reação do ácido acético com carbonato de cálcio é controlada por sua pequena constante de dissociação, 1,754E-05 a 25 °C (77 °F), e portanto é classificada como um ácido fraco. Resumo Os efeitos da variável de permeabilidade na formação sobre a curva de derivada de pressão são estudados neste artigo. Consideramos o reservatório heterogêneo geral como um reservatório homogêneo base modificado com múltiplas permeabilidades variáveis em alguns locais. As seções onde as permeabilidades diferem da permeabilidade base são chamadas de seções de permeabilidade variável. Um reservatório heterogêneo com apenas uma seção de permeabilidade variável pode ser bem definido, desde que a permeabilidade, o tamanho e a localização da seção sejam especificados. Sua desvio de derivada de pressão em relação ao do reservatório homogêneo base foi estudado minuciosamente. Os resultados mostram que o tempo de início, o valor e o tempo de ocorrência da magnitude máxima do desvio da derivada de pressão sugerem, respectivamente, a posição de início, a permeabilidade e a posição de fim da seção de permeabilidade variável. A fim de analisar um reservatório heterogêneo com múltiplas seções de permeabilidade variável, propomos que sua diferença de derivada de pressão em relação ao reservatório homogêneo base é a soma das diferenças de derivada de pressão, em relação ao reservatório homogêneo base, dos reservatórios heterogêneos múltiplos de seção única, cada um deles possuindo apenas uma seção de permeabilidade variável. Este método foi provado e verificado em reservatórios com distribuição radial e areal de permeabilidade usando métodos analíticos e numéricos. As aplicações mostram que este método fornece uma pista útil para a análise de testes de poços em reservatórios heterogêneos. Se o ruído do teste pode ser ignorado na curva de derivada de pressão, este método é muito viável para a análise de testes de poços em reservatórios de permeabilidade variável. Nos casos onde o ruído de pressão faz com que a derivada de pressão fique zig-zag, alguns métodos de remoção de ruído, por exemplo, o método de deconvolução de Schroeter, wavelets e modelo ótimo, podem ser usados para remover o ruído dos dados de pressão a fim de obter uma curva de derivada de pressão suave. Então, esses dados de teste desruídos podem ser diagnosticados usando o método proposto. Introdução A análise tradicional de testes de poços tende a determinar uma permeabilidade geral, que não pode refletir a variação da permeabilidade na formação. Em nossas experiências com interpretação prática de testes de poços, frequentemente encontramos situações em que podemos combinar perfeitamente a forma e a tendência da curva de derivada de pressão, mas não podemos combinar as pequenas ondas na curva de derivada de pressão. Geralmente há duas fontes que produzem esse tipo de ondas: ruído de medição de pressão e a resposta da heterogeneidade do reservatório. As ondas geradas pelo ruído de medição de pressão são aleatórias e descontínuas, enquanto aquelas provenientes da heterogeneidade do reservatório comportam-se de forma contínua e suaves

@inproceedings{zeng2004well,
    author = "Zeng, F. and Zhao, G.",
    title = "Análise de Testes de Poço para Reservatórios de Permeabilidade Variável",
    year = "2004",
    booktitle = "Conferência Internacional de Petróleo do Canadá",
    abstract = "A estimulação de formações carbonáticas pela dissolução ácida da rocha tem sido um método eficiente e bem-sucedido para melhorar a produção em poços de petróleo e gás. O ácido clorídrico é o fluido normal de escolha. No entanto, em aplicações de alta temperatura, questões de corrosão limitam o uso, especialmente em completamentos de cromo. O ácido acético tem sido usado com algum sucesso e com proteção adequada contra corrosão. Mas devido à sua baixa reatividade em temperaturas mais altas, a eficiência com que um galão de ácido dissolve a formação é percebida como baixa. Essa percepção vem da eficiência de reação do ácido acético relatada na literatura, variando de 90% a 25 °C a 40% a 121 °C para 2 a 15 wt%, respectivamente. A reação do ácido acético com carbonato de cálcio é controlada por sua pequena constante de dissociação, 1,754E-05 a 25 °C (77 °F), e portanto é rotulada como um ácido fraco. Resumo Os efeitos da variabilidade de permeabilidade na formação sobre a curva derivada de pressão são estudados neste artigo. Consideramos o reservatório heterogêneo geral como um reservatório homogêneo base modificado com múltiplas permeabilidades variáveis em algumas localizações. As seções onde as permeabilidades diferem da permeabilidade base são chamadas de seções de permeabilidade variável. Um reservatório heterogêneo com apenas uma seção de permeabilidade variável pode ser bem definido desde que a permeabilidade, o tamanho e a localização da seção sejam especificados. Sua desvio na curva derivada de pressão em relação ao reservatório homogêneo base foi estudado minuciosamente. Os resultados mostram que o tempo de início, o valor e o tempo de ocorrência da magnitude máxima do desvio na curva derivada de pressão sugerem, respectivamente, a posição de início, a permeabilidade e a posição de fim da seção de permeabilidade variável. Para analisar um reservatório heterogêneo com múltiplas seções de permeabilidade variável, propomos que a diferença na curva derivada de pressão em relação ao reservatório homogêneo base é a soma das diferenças na curva derivada de pressão, em relação ao reservatório homogêneo base, dos reservatórios heterogêneos múltiplos de seção única, cada um possuindo apenas uma seção de permeabilidade variável. Este método foi provado e verificado em reservatórios com distribuição radial e areal de permeabilidade usando métodos analíticos e numéricos. As aplicações mostram que este método fornece uma pista útil para a análise de testes de poço em reservatórios heterogêneos. Se o ruído do teste pode ser ignorado na curva derivada de pressão, este método é muito viável para a análise de testes de poço em reservatórios de permeabilidade variável. Nos casos onde o ruído de pressão faz com que a curva derivada de pressão fique zig-zag, alguns métodos de remoção de ruído, por exemplo, o método de desconvolução de Schroeter, wavelets e modelo ótimo, podem ser usados para remover o ruído dos dados de pressão a fim de obter uma curva derivada de pressão suave. Em seguida, esses dados de teste desprovidos de ruído podem ser diagnosticados usando o método proposto. Introdução A análise tradicional de testes de poço tende a determinar uma permeabilidade geral, que não reflete a variação da permeabilidade na formação. Em nossas experiências com interpretação prática de testes de poço, frequentemente encontramos situações em que podemos combinar perfeitamente a forma e a tendência da curva derivada de pressão, mas não podemos combinar as pequenas ondas na curva derivada de pressão. Geralmente existem duas fontes que produzem esse tipo de ondas: ruído de medição de pressão e a resposta da heterogeneidade do reservatório. As ondas geradas pelo ruído de medição de pressão são aleatórias e descontínuas, enquanto aquelas provenientes da heterogeneidade do reservatório comportam-se de forma contínua e suaves",
    url = "https://doi.org/10.2118/2004-037",
    doi = "10.2118/2004-037"
}

Os efeitos das variações de permeabilidade espacial de um reservatório sobre a curva de derivada de pressão são estudados. A presença de uma anomalia de permeabilidade causa uma desvio local da derivada de pressão em relação à do reservatório homogêneo correspondente. Para um reservatório de permeabilidade variável simples que possui apenas uma anomalia de permeabilidade, o tempo de início, o valor e o tempo de desvio máximo local da derivada sugerem, respectivamente, a localização de origem, a permeabilidade e a localização final da anomalia de permeabilidade. Para analisar o comportamento de pressão transiente de um poço localizado em um reservatório com múltiplas anomalias de permeabilidade, uma equação aproximada é apresentada. O estudo mostra que a diferença na derivada de pressão, em relação à do reservatório homogêneo base, é a soma das diferenças na derivada de pressão de todos os reservatórios de permeabilidade variável simples em relação ao mesmo base. Este método foi comprovado e validado em reservatórios com distribuição radial e areal de permeabilidade, utilizando métodos analíticos e numéricos. As aplicações mostram que este método fornece uma pista útil para a análise de testes de poço em reservatórios heterogêneos e o erro máximo causado pela equação aproximada proposta é inferior a 3%. São propostas diretrizes práticas para a interpretação de dados de testes de campo. Introdução A análise tradicional de testes de poço tende a determinar uma permeabilidade média geral. Geralmente, ela não consegue refletir a variação espacial da permeabilidade de um reservatório. Tipicamente, na interpretação prática de testes de poço, a forma e a tendência da curva de derivada de pressão podem ser ajustadas muito bem, mas as ondas locais na curva de derivada não podem ser ajustadas em absoluto. Geralmente, existem duas fontes que produzem ondas locais: o ruído dos dados testados e a heterogeneidade do reservatório. As ondas geradas pelo ruído dos dados testados são aleatórias e descontínuas. Este tipo de onda pode levar a erros de interpretação. Consequentemente, muitos métodos, como análise de wavelets, método de desconvolução de Schroeter e o método ótimo, foram desenvolvidos para remover o ruído dos dados testados. Diferente do ruído dos dados testados, a heterogeneidade do reservatório produz ondas locais contínuas e suaves na curva de derivada de pressão. Analisar este tipo de onda pode fornecer informações mais detalhadas sobre o reservatório do que os testes de poço tradicionais. Muitos pesquisadores discutiram alguns aspectos da análise de testes de poço para reservatórios heterogêneos. Niko(1) apresentou soluções analíticas para sistemas estratificados e heterogêneos com fluxo cruzado entre camadas. Yaxley(2) estudou o comportamento de pressão transiente quando existe uma falha parcialmente comunicante e observou que ela pode ser diagnosticada ao traçar um gráfico de derivada semi-logarítmico. Britto e Grader(3) estudaram os efeitos do tamanho, forma e orientação de uma região impermeável nos testes de pressão transiente e descobriram que a presença de uma região impermeável causa a resposta de pressão a desviar da resposta de fonte homogênea. Eles também apontaram que os quatro parâmetros principais (a menor distância entre o poço e a região impermeável, o tamanho, a forma e a orientação da região) afetam a resposta de pressão do poço-fonte ativo localizado em tais reservatórios. Após investigar os comportamentos de pressão transiente de poços localizados em reservatórios compostos, Oliver(4, 5) derivou uma solução para o problema de um poço localizado em um reservatório infinito com uma pequena variação espacial arbitrária de permeabilidade, conforme demonstrado na equação a seguir:

@article{zeng2007well,
    author = "Zeng, F. and Zhao, G.",
    title = "Análise de Testes de Poços para Reservatórios com Permeabilidade Variável",
    year = "2007",
    journal = "Journal of Canadian Petroleum Technology",
    abstract = "Os efeitos das variações espaciais de permeabilidade de um reservatório sobre a curva de derivada de pressão são estudados. A presença de uma anomalia de permeabilidade causa uma desvio local da derivada de pressão em relação à do reservatório homogêneo correspondente. Para um reservatório de permeabilidade variável simples que possui apenas uma anomalia de permeabilidade, o tempo de início, o valor e o tempo de desvio máximo local da derivada sugerem, respectivamente, a localização de origem, a permeabilidade e a localização de término da anomalia de permeabilidade. Para analisar o comportamento de pressão transiente de um poço localizado em um reservatório com múltiplas anomalias de permeabilidade, uma equação aproximada é apresentada. O estudo mostra que a diferença na derivada de pressão, em relação à do reservatório homogêneo base, é a soma das diferenças na derivada de pressão de todos os reservatórios de permeabilidade variável simples em relação ao mesmo base. Este método foi comprovado e validado em reservatórios com distribuição radial e areal de permeabilidade usando métodos analíticos e numéricos. As aplicações mostram que este método fornece uma pista útil para a análise de testes de poços em reservatórios heterogêneos e o erro máximo causado pela equação aproximada proposta é inferior a 3\%. São propostas diretrizes práticas para a interpretação de dados de testes de campo. Introdução A análise tradicional de testes de poços tende a determinar uma permeabilidade média geral. Geralmente, ela não consegue refletir a variação espacial na permeabilidade de um reservatório. Tipicamente, na interpretação prática de testes de poços, a forma e a tendência da curva de derivada de pressão podem ser ajustadas muito bem, mas as ondas locais na curva de derivada não podem ser ajustadas em absoluto. Geralmente, existem duas fontes que produzem ondas locais: o ruído dos dados testados e a heterogeneidade do reservatório. As ondas geradas pelo ruído dos dados testados são aleatórias e descontínuas. Este tipo de onda pode levar a erros de interpretação. Consequentemente, muitos métodos, como análise de wavelets, método de desconvolução de Schroeter e o método ótimo, foram desenvolvidos para remover o ruído dos dados testados. Diferente do ruído dos dados testados, a heterogeneidade do reservatório produz ondas locais contínuas e suaves na curva de derivada de pressão. Analisar este tipo de onda pode fornecer informações mais detalhadas sobre o reservatório do que os testes de poços tradicionais. Muitos pesquisadores discutiram alguns aspectos da análise de testes de poços para reservatórios heterogêneos. Niko(1) apresentou soluções analíticas para sistemas estratificados e heterogêneos com fluxo cruzado entre camadas. Yaxley(2) estudou o comportamento de pressão transiente quando existe uma falha parcialmente comunicante e observou que ela pode ser diagnosticada ao traçar um gráfico de derivada semi-logarítmico. Britto e Grader(3) estudaram os efeitos do tamanho, forma e orientação de uma região impermeável nos testes de pressão transiente e descobriram que a presença de uma região impermeável causa a resposta de pressão a desviar da resposta de fonte homogênea. Eles também apontaram que os quatro parâmetros principais (a menor distância entre o poço e a região impermeável, o tamanho, a forma e a orientação da região) afetam a resposta de pressão do poço ativo localizado em tais reservatórios. Após investigar os comportamentos de pressão transiente de poços localizados em reservatórios compostos, Oliver(4, 5) derivou uma solução para o problema de um poço localizado em um reservatório infinito com uma pequena variação espacial arbitrária de permeabilidade, conforme demonstrado na equação a seguir:",
    url = "https://doi.org/10.2118/07-02-01",
    doi = "10.2118/07-02-01",
    number = "02",
    volume = "46"
}

@incollection{crossref2014collector,
    title = "poço coletor",
    year = "2014",
    booktitle = "Dicionário de Engenharia Geotécnica/Wörterbuch GeoTechnik",
    url = "https://doi.org/10.1007/978-3-642-41714-6\_33189",
    doi = "10.1007/978-3-642-41714-6\_33189",
    pages = "252-252"
}

Métodos e técnicas convencionais de ensaios de poços em formações de baixa permeabilidade não são práticos e ineficientes devido às baixas taxas de fluxo natural. Para tais formações, planeja-se realizar fraturamento hidráulico para aumentar as taxas de fluxo e colocar a formação em produção, mas, nesse estado, não é prático realizar um levantamento de ensaios hidrodinâmicos, pois requer uma duração longa do levantamento, até várias semanas e meses. Como uma opção sólida para formações de baixa permeabilidade pode servir o levantamento de Teste de Injeção de Fratura Diagnóstica (DFIT). O principal interesse deste artigo foi executar o levantamento DFIT, ciclo completo desde o planejamento até a execução da operação no local do poço, obter os dados, resultados e confiança necessários para decidir se o DFIT é um método eficaz para ser aplicado nas fases de exploração e avaliação. Para realizar uma avaliação confiável da permeabilidade da formação, é importante projetar e executar a operação de fraturamento de forma otimizada para obter uma resposta descritiva e oportuna da formação. O regime de filtração de fluido alvo "pseudo-radial" ocorre na última etapa da queda de pressão, desenvolve-se em um raio de investigação além do comprimento da fratura e geralmente não é observado, pois leva um tempo enorme para formações de baixa permeabilidade. No âmbito do presente projeto, a intenção foi iniciar uma fratura compacta com pequeno comprimento, portanto, ser capaz de registrar o regime de fluxo pseudo-radial em um tempo razoavelmente curto, até três dias. O levantamento DFIT com fratura de pequeno comprimento foi executado com o fundo do poço fechado com válvula de teste. Pela primeira vez em formações de baixa permeabilidade na área de Urengoy, o levantamento DFIT foi realizado com o fundo do poço fechado com válvula de teste imediatamente após a colocação da fratura. Dados descritivos de alta resolução do fundo do poço foram coletados. O regime alvo "pseudo-radial" foi alcançado a partir de 50 horas e durou até o final do período de queda de 72 horas. O processamento de dados DFIT e a Análise Pós-Fechamento (ACA) permitiram derivar a pressão inicial e a mobilidade do fluido na zona remota da formação. O processamento de dados DFIT e a Análise Pós-Fechamento (ACA) foram realizados em três pacotes de software alternativos, as discrepâncias nos dados foram analisadas para conclusões e decisão sobre o uso futuro. No âmbito do programa complexo de ensaios de poços, um conjunto de parâmetros de avaliação da formação – pressão da formação, permeabilidade e skin – foi alvo para ser extraído de vários métodos convencionais, como o Teste Inicial de Estoque de Perfuração (DST) com períodos curtos de abertura e fechamento, fluxo estendido em estranguladores fixos com taxas estabilizadas, aumento descritivo no final da sequência de testes de fluxo. Estes parâmetros avaliados da formação devem ser comparados com aqueles derivados do levantamento DFIT para justificar a aplicabilidade e as incertezas do levantamento DFIT. Com base nos dados, resultados e experiência coletados durante a execução do projeto, construímos nossa confiança em afirmar que o DFIT é um instrumento sólido para avaliar as propriedades de poços em formações de baixa permeabilidade. Isso se aplica a poços nas fases de exploração e avaliação e, potencialmente, pode trazer benefícios correspondentes quando expandido para poços de perfuração de exploração a serem colocados em produção.

@inproceedings{kulyatin2019dfit,
    author = "Kulyatin, Oleg and Lomukhin, Alexander and Prokhorov, Alexey and Romashkin, Sergey and Samoilov, Mikhail",
    title = "Inquérito DFIT para Avaliação de Reservatório de Formação de Baixa Permeabilidade durante Testes de Poço",
    year = "2019",
    booktitle = "Conferência SPE de Tecnologia de Petróleo Russa",
    abstract = {Os métodos e técnicas convencionais de teste de poço em formações de baixa permeabilidade não são práticos e eficientes devido às fracas taxas de fluxo natural. Para tais formações, planeja-se realizar fraturamento hidráulico para aumentar as taxas de fluxo e engajar a formação no fluxo, mas, nesse estado, não é prático realizar um inquérito de teste hidrodinâmico, pois requer uma duração longa do inquérito, até várias semanas e meses. Como uma opção sólida para formação de baixa permeabilidade pode servir o inquérito de Teste de Injeção de Fratura Diagnóstica (DFIT). O principal interesse deste artigo foi executar o inquérito DFIT, ciclo completo desde o planejamento até a execução da operação no local do poço, obter os dados, resultados e confiança necessários para decidir se o DFIT é um método eficaz para praticar nas fases de exploração e avaliação. Para realizar uma avaliação confiável da permeabilidade da formação, é importante projetar e executar a operação de fraturamento de forma otimizada para obter uma resposta descritiva e oportuna da formação. O regime de filtração do fluido alvo "pseudo-radial" ocorre na última etapa da queda de pressão, desenvolve-se no raio de investigação além do comprimento da fratura e geralmente não é observado, pois leva um tempo enorme para formações de baixa permeabilidade. No âmbito do presente projeto, a intenção foi iniciar uma fratura compacta com pequeno comprimento, portanto, ser capaz de registrar o regime de fluxo pseudorradial em um tempo razoavelmente curto, até três dias. O inquérito DFIT com fratura de pequeno comprimento foi executado com o fundo do poço fechado com válvula de teste. Pela primeira vez em formações de baixa permeabilidade na área de Urengoy, o inquérito DFIT foi realizado com o fundo do poço fechado com válvula de teste imediatamente após a colocação da fratura. Dados descritivos de alta resolução do fundo do poço foram coletados. O regime alvo "pseudo-radial" foi alcançado a partir de 50 horas e durou até o final do período de queda de 72 horas. O processamento de dados DFIT e a Análise Pós-Fechamento (ACA) permitiram derivar a pressão inicial e a mobilidade do fluido na zona remota da formação. O processamento de dados DFIT e a Análise Pós-Fechamento (ACA) foram realizados em três pacotes de software alternativos, as discrepâncias nos dados foram analisadas para conclusões e decisão sobre o uso futuro. No âmbito do complexo programa de teste de poço, um conjunto de parâmetros de avaliação da formação – pressão da formação, permeabilidade e skin – foi alvo para ser extraído de vários métodos convencionais, como o Teste Inicial de Estoque de Perfuração (DST) com períodos curtos abertos e fechados, fluxo estendido em estrangulamentos fixos com taxas estabilizadas, aumento descritivo no final da sequência de teste de fluxo. Estes parâmetros avaliados da formação devem ser comparados com aqueles derivados do inquérito DFIT para justificar a aplicabilidade do inquérito DFIT e suas incertezas. Com base nos dados, resultados e experiência coletados durante a execução do projeto, construímos nossa confiança em afirmar o DFIT como um instrumento sólido para avaliar as propriedades de poços de formação de baixa permeabilidade. Isso se aplica a poços nas fases de exploração e avaliação e, potencialmente, pode trazer benefícios correspondentes quando expandido para poços de perfuração de exploração a serem colocados em produção.},
    url = "https://doi.org/10.2118/196738-ms",
    doi = "10.2118/196738-ms"
}

@article{zarereisabadi2022stress,
    author = "Zare Reisabadi, Mohammadreza e Sayyafzadeh, Mohammad e Haghighi, Manouchehr",
    title = "Modelagem de tensão e permeabilidade em carvão exausto durante o armazenamento de CO2",
    year = "2022",
    journal = "Fuel",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.fuel.2022.124958",
    doi = "10.1016/j.fuel.2022.124958",
    pages = "124958",
    volume = "325"
}