Modelos de Simulación

Flujo Continuo

2010-04-08T14:20:00.004-07:00

Es referente a la condición de flujo de un sistema, donde la presión, velocidad y densidad de las fases son constante con tiempo en cada sección transversal a la dirección del flujo.

Deslizamiento de Gas

2010-04-08T14:20:00.003-07:00

Cuando fluye un liquido a través de un medio poroso bajo condiciones de flujo viscoso, la velocidad del liquido en contacto con las paredes de los granos es igual a cero; en cambio en caso del gas tiene una velocidad finita.

Razón Gas-Petróleo Instantánea

2010-04-08T14:20:00.001-07:00

Es la RGP de producción en un momento dado durante la vida de un yacimiento.

Intrusión de Agua

2010-04-08T14:19:00.006-07:00

Agua que entra a la zona de petróleo de un yacimiento, proveniente de formaciones que rodean el yacimiento.

Avance Marginal de Agua

2010-04-08T14:19:00.005-07:00

Es la superficie de sección horizontal triangular que forma el contacto agua-petróleo lateralmente alrededor del pozo de petróleo.

Conificación de Agua

2010-04-08T14:19:00.003-07:00

Superficie en forma de cono que toma el contacto agua-petróleo alrededor de un pozo de petróleo. Se forma cuando la zona productora de petróleo está localizada en una arena cuya parte inferior es agua.

Segregación de la Capa de Gas

2010-04-08T14:19:00.001-07:00

Ocurre cuando la capa de gas se expande y desplaza al petróleo. El contacto gas-petróleo se mueve a medida que el yacimiento produce.

Difusión de la Capa de Gas

2010-04-08T14:18:00.003-07:00

Comportamiento de la capa de gas donde el gas de la capa se distribuye a través de la zona de petróleo de una manera uniforme.

Factor de Merma

2010-04-08T14:18:00.001-07:00

Es el inverso del factor volumétrico del petróleo, es decir, BN/BY.

Merma

2010-04-08T14:17:00.006-07:00

Es la disminución del volumen de la fase liquida del yacimiento, debido a la liberación de gas en solución, temperatura o ambos factores.

Constante de Equilibrio

2010-04-08T14:17:00.005-07:00

Es la razón de la fracción molar de un compuesto de hidrocarburo en la fase de vapor a la fracción molar del mismo compuesto en la fase liquida.

Barril Residual Diferencial

2010-04-08T14:17:00.003-07:00

Barril de petróleo proveniente de un proceso de liberación diferencial.

Liberación Compuesta

2010-04-08T14:17:00.001-07:00

Un proceso de liberación diferencial isotérmico a temperatura de yacimiento y a partir de la presión original de burbujeo, a una presión menor, seguido por una separación instantánea del liquido resultante a través de uno o mas separadores a unas determinadas presiones y temperaturas.

Separación Diferencial

2010-04-08T14:16:00.004-07:00

Es un liberación diferencial, pero a condiciones superficiales.

Separación Instantánea

2010-04-08T14:16:00.003-07:00

Es el proceso dinámico por el cual el gas se separa de un petróleo crudo de yacimiento a presión y temperatura menores que la existente en el yacimiento.

Presión de Saturación

2010-04-08T14:16:00.001-07:00

Es la presión a la cual líquido y vapor están en equilibrio.

Liquido Saturado

2010-04-08T14:15:00.004-07:00

Es un liquido en equilibrio con vapor a determinada presión y temperatura.

Punto de Burbujeo

2010-04-08T14:15:00.003-07:00

Es el estado en equilibrio de un sistema de petróleo crudo y gas, en la cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema, excepto una cantidad infinitesimal de gas.

Saturación Residual de Gas

2010-04-08T14:15:00.001-07:00

Es la saturación de gas en el yacimiento al momento de abandonar.

Saturación Critica de Gas

2010-04-08T14:14:00.000-07:00

Es la saturación de gas máxima alcanzada en el yacimiento, al disminuir la presión por debajo del punto de burbujeo, antes de que la permeabilidad relativa del gas tenga un valor definido.

Método de Predicción de Inyección.

2010-04-02T15:03:00.001-07:00

Consiste en aplicar un conjunto de ecuaciones que simulan el comportamiento esperado del yacimiento y permiten pronosticar información sobre su futuro, en aspectos tales como: tiempo de ruptura, petróleo recuperado, producción de petróleo en función del tiempo, esquema de inyección y producción de agua y gas antes y después de la ruptura.

Desplazamiento pistón con fuga.

2010-04-02T15:02:00.005-07:00

Aquí el petróleo remanente tiene un poco de movilidad y ocurre un flujo bifásico en la zona invadida, donde la saturación de petróleo es mayor que la residual.

Desplazamiento pistón sin fugas.

2010-04-02T15:02:00.003-07:00

Sucede cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad. En esta zona la saturación del fluido desplazante es máxima y la del petróleo es la residual.

Desplazamiento pistón sin fugas.

2010-04-02T15:02:00.001-07:00

Sucede cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad. En esta zona la saturación del fluido desplazante es máxima y la del petróleo es la residual.

Razón de Movilidad.

2010-04-02T15:01:00.004-07:00

Relación entre la movilidad de la fase desplazante y la fase desplazada.

Movilidad.

2010-04-02T15:01:00.003-07:00

Es la facilidad con la que un fluido se mueve a través del yacimiento. Se calcula como la relación entre la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad de este.

Imbibición Restringida.

2010-04-02T15:01:00.001-07:00

Situación en la que no existe suficiente agua para permitir a las interfases moverse a través de lo capilares a la tasa de avance calculada.

Inyección Dispersa de Agua.

2010-04-02T15:00:00.000-07:00

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos(petróleo/gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Se emplea en los yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal.

Inyección Externa de Agua.

2010-04-02T14:59:00.004-07:00

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento, el agua se inyecta cerca del contacto agua petróleo. Se utiliza cuando no se conoce bien la estructura del yacimiento.

Pruebas de Restauración de Presión.

2010-04-02T14:59:00.003-07:00

Se realizan en pozos productores y consisten en hacer producir el pozo a una tasa estabilizada para luego cerrarlo. Luego el incremento de la presión de fondo es medida como función del tiempo. La presión de restauración es la que se registra en un pozo productor que se cierra temporalmente. Si un pozo fluye de manera estable, a cierta distancia frente a las perforaciones del pozo, existe una presión estática, Pe. El diferencial de presión (Pe – Pwf) es el responsable del fluido hacia el pozo. Done Pwf es la presión de fondo fluyente.

Factor Volumétrico de la Formación del Agua.

2010-04-02T14:59:00.001-07:00

Es la relación volumétrica entre el agua de formación a condiciones de yacimiento y las condiciones estándar. Esta viene asociada a la cantidad de gas disuelto y de la salinidad de la misma.

Bombeo Mecánico.

2010-04-02T14:58:00.002-07:00

Es un método de bombeo artificial que consiste en asentar una bomba dentro de la tubería de producción. La bomba es accionada por medio de varillas conectadas a un balancín al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m (6 1/2’ a 24’) de largo con un diámetro interno de 11/2 a 33/4 pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. Este mecanismo se aloja dentro o se enrosca en el extremo de la tubería.

Compresibilidad de la Roca.

2010-04-02T14:58:00.001-07:00

Cambio volumétrico de la roca que esta asociado a la variación de la presión del yacimiento.

Bombeo Electrosumergible.

2010-04-02T14:57:00.000-07:00

Es un sistema de levantamiento artificial, que se basa en la utilización de bombas de subsuelo de tipo centrífuga de múltiples etapas ubicadas en el fondo del pozo la cual es accionada por motores eléctricos. Este método permite desplazar volúmenes de crudo con una alta eficiencia y economía, en pozos profundos y en yacimientos potencialmente rentables o con grandes perspectivas. Por lo general es aplicable en los siguientes casos: alto índice de productividad, baja presión de fondo, alta relación agua-petróleo, baja relación gas-liquido.

Saturación de Agua Connata.

2010-04-02T14:56:00.001-07:00

Es la saturación de agua presente inicialmente en cualquier punto en el reservorio. La saturación de agua connata alcanza un valor de agua irreducible sólo sobre la zona de transición. En la zona de transición el agua connata es móvil.

Viscosidad.

2010-04-02T14:55:00.002-07:00

Es una propiedad de los fluidos que ofrece la resistencia de los mismos a fluir. Los gases aumentan su viscosidad con el aumento de la temperatura y los líquidos la disminuyen. Las unidades correspondiente a la viscosidad son: Centipoise, S.U.S y centistoke.

Bombeo de Cavidades Progresiva.

2010-04-02T14:55:00.001-07:00

Es un sistema de levantamiento artificial que esta constituido por dos piezas longitudinales, un estator, que es la parte externa constituida por una camisa de acero revestida internamente por un elastómero moldeado en forma de hélice, y un rotor metálico, que es una pieza interna de acero en forma de hélice que gira dentro del estator. El estator va conectado en superficie a un motor que hace girar el rotor dentro del estator. Este sistema provee una eficiencia de bombeo de 50-60% y permite el manejo de fluidos altamente viscosos, altas concentraciones de arenas y altos porcentajes de gas libre. También posee desventajas como cualquier sistema de levantamiento, Posee poca resistencia al manejo de aromáticos y a las altas temperaturas.

Hidratos de gas.

2010-04-02T14:54:00.000-07:00

Son un grupo especial de substancias químicas cristalinas que ocurren
naturalmente, de agua y gases de poco peso molecular, llamados compuestos de inclusión, que tienen una estructura clathratica o de jaula y que incluyen moléculas de gas metano. La molécula huésped en la estructura clathratica es agua, en forma de hielo y la inclusión son el metano y otros gases. Son substancias sólidas que se asemejan al hielo, sin embargo, se pueden formar a temperaturas sobre el punto de congelación del agua. Generalmente todos los gases (exceptuando el hidrógeno, helio y neón) forman hidratos, sin embargo, los más conocidos y abundantes en la naturaleza son los hidratos de metano.

IPR( Inflow performance relationship).

2010-04-02T14:53:00.002-07:00

Este se define como la relación funcional entre el caudal de producción y la presión dinámica de fondo.
El IPR se define en el rango de presión desde la presión promedio de reservorio y la presión atmosférica. El caudal correspondiente a la presión atmosférica, como presión dinámica de fondo, se define a flujo potencial completamente abierto al pozo (Qmax), mientras que el caudal a la presión promedio del reservorio en fondo, es siempre cero.

Factor de Daño.

2010-04-02T14:53:00.001-07:00

Durante las operaciones de perforación y completación, la permeabilidad de la formación en la sección cercana al pozo puede ser alterada. A esta zona alterada de permeabilidad se le llama zona dañada. La invasión de fluidos de perforación, la dispersión de las arcillas (hinchamiento), la presencia de revoque y cemento, y la presencia de una gran saturación de gas alrededor del pozo, son algunos de los factores responsables por la reducción de la permeabilidad. Sin embargo, un exitoso tratamiento de estimulación tal como acidificar o fracturar, resulta en un incremento de la permeabilidad en los alrededores del pozo, rediciendo así el daño de la formación (skin).

Diferencial de Presión.

2010-04-02T14:52:00.000-07:00

Esta es la diferencia entre la presión estática del reservorio y la presión dinámica de fondo. Esta influye en el desempeño del pozo, ya que una gran diferencia de presión nos indica como es la permeabilidad que tiene la formación, ya que esta es inversamente proporcional a la diferencia de presión.

Presión dinámica de fondo.

2010-04-02T14:51:00.000-07:00

Esta es la presión que se desarrolla en la cara de la formación, o sea en las paredes del pozo donde se encuentran los punzados. Esta se puede determinar con Ensayos de Formación, Perfiles de Presión o con sensores de fondo. Su valor puede varían para pozos con cierta proximidad y afectados a la misma formación debido al daño que se haya en el volumen de roca en las cercanías del pozo.

Presión promedio de reservorio.

2010-04-02T14:50:00.000-07:00

Esta es la presión promedio de reservorio que se asume como la presión estática que se desarrolla a una distancia del pozo igual al radio de drenaje. Para mayores distancias que re, la presión se mantiene constante. Este valor de presión se puede obtener de ensayos de formación tipo Build up o Drawdown.

Análisis Nodal.

2010-04-02T14:49:00.000-07:00

(Marca registrada de Flopetrol Johnston, una división de Schlumberger): Representa la caída de presión a lo largo del camino del fluido desde el yacimiento hasta la superficie. Este análisis es muy importante a la hora de evaluar el desempeño de un pozo y la optimización de la producción.

Reciclo de gas.

2010-03-25T13:15:00.000-07:00

Proceso en el cual el gas producido posterior a la separación del condensado en los separadores de superficie es reinyectado al yacimiento para mantener la presión y evitar que alcance niveles de condensación retrograda donde el gas se condensa en el yacimiento y esta fase liquida no llega a superficie por no alcanzar el valor de saturación critica.

Gas lift.

2010-03-25T13:14:00.000-07:00

Proceso de recuperación secundaria el cual consiste en la inyección de gas a presión a través de válvulas instaladas en el casing de producción, dicho gas baja por el anular hasta las válvulas y luego sube por la tubería de producción junto con los hidrocarburos producidos, aumentando la presión y creando un empuje por diferencia de presión entre la zona de inyección y el cabezal del pozo.

Bloques.

2010-03-25T13:13:00.000-07:00

Es una subdivisión del yacimiento para fines de explotación y son definidos generalmente por coordenadas de latitud y longitud.

Arenas Bituminosas.

2010-03-25T13:12:00.002-07:00

Son arenas generalmente no consolidadas que se encuentran en superficie o a escasas profundidades y son explotadas por procesos mecánicos con simple maquinarias retroescavadoras. Luego estas arenas son sometidas a un proceso de lavado con agua caliente y expuesto a centrifugación para separar las fases sólidas y liquidas, posterior se le agrega a la mezcla liquida surfactantes, que son tensoactivos desmulsificante para así por decantación separar la fase petróleo de la fase agua.

Gas agrio.

2010-03-25T13:12:00.001-07:00

Gas natural que contiene azufre en forma de compuestos sulfurosos y/o dióxido de carbono en cantidades que pueden requerir procesos de remoción o tratamiento.

Gas no convencional.

2010-03-25T13:11:00.000-07:00

Gas natural encontrado en situaciones de subsuelo inusuales, tanto en yacimientos impermeables, hidratados o depósitos de carbón.

Prueba de flujo.

2010-03-25T13:10:00.001-07:00

Es una operación en pozo diseñada para demostrar la existencia de petróleo movible en un yacimiento con la finalidad de establecer un flujo a superficie y así proveer un indicador del potencial de productividad del reservorio.

Hoyo seco.

2010-03-25T13:09:00.001-07:00

Es un pozo encontrado incapaz de producir petróleo o gas en cantidades suficientes que justifiquen la completación como pozo de gas o crudo.

Crudo equivalente.

2010-03-25T13:07:00.002-07:00

Conversión de volumen de gas, al equivalente hecho en base al contenido calorífico del combustible. Esta conversión debe ser a la misma temperatura y presión. Comúnmente la industria del gas utiliza factores de rango entre 1 barril equivalente (boe)=5.6 1000 pies cúbicos de gas estándar a 1.0 boe= 6.0 mscf.

Imbibición libre.

2010-03-25T13:07:00.001-07:00

Es el caso donde el suministro de agua es considerable, tal que la tasa de avance es igual a la calculada. El agua se suministra a los canales a la tasa requerida. Esta condición se presenta en casos sencillos tales como en capilares rectos y en aquellos donde el suministro de agua esta cercano a las interfases.

Fracturamiento de Estrato.

2010-03-25T13:06:00.001-07:00

Consiste en la inyección de fluidos a presiones por encima de la presión de cedencia o fractura del estrato productor, dependiendo de la composición del material rocoso. Estas fracturas crean canales de flujo aumentando la permeabilidad del estrato, también junto el fluido se puede bombear material sólido que granulométricamente sea de menor tamaño que el poro, para así sostener las fracturas una vez provocadas.

Estimulación por succión.

2010-03-25T13:03:00.000-07:00

Durante el proceso de terminación se utilizan procesos para estimular el pozo dentro del radio de drenaje y así comience la producción óptima del yacimiento. Parte del las partículas sólidas en suspensión del lodo de perforación puede invadir la zona adyacente al área escogida como productora y obstaculizar las vías de drenaje disminuyendo la permeabilidad. Para remediar esta situación se utiliza la misma tubería de producción y un cable en cuyo extremo inferior va un embolo especial de succión, se coloca el mismo a una profundidad considerable y luego se extrae creando un diferencial de presión mayor entre el fondo y el cabezal del pozo. No siempre este proceso es efectivo cuando el daño en la formación es muy severo.

Acidificación.

2010-03-21T13:54:00.000-07:00

Proceso de inyección de ácido como estimulación en las zonas cercanas al pozo a nivel de radio de drenaje con la finalidad de disolver parte del material rocoso bien sea material cementante o parte de la roca, con la finalidad de crear conductos o vias de migración hasta el casing de producción. Generalmente se inyecta HCl en caso de rocas carbonáticas y HF en caso de rocas siliclásticas.

Bítumen natural

2010-03-21T10:58:00.000-07:00

Hidrocarburo sólido o semi-sólido, inmóvil en las condiciones de presión y temperatura del yacimiento debido a su alta viscosidad. Además tiene una gravedad menos de 8,3 ºAPI y un punto de fluidez superior a 60ºC.

Roca no consolidada

2010-03-21T10:49:00.000-07:00

Roca de poca resistencia que tiende a desboronarse bajo los efectos de cualquier fuerza.

Orimulsión

2010-03-21T10:43:00.000-07:00

combustible en forma de emulsión, que resulta de la mezcla de agua (30%) y crudo extrapesado (70%), y un surfactante o agente estabilizador de la emulsión.
Este combustible es utilizado en la industria de generación eléctrica donde se quema en hornos, pero requiriendo equipos especiales para laremoción de azufre y metales. El nombre deriva de la palabra Orinoco.

Permeable

2010-03-21T10:29:00.000-07:00

Capacidad de un cuerpo para permitir el paso de los fluidos, usualmente a través de sistemas de poros.

Casquete de gas

2010-03-21T10:25:00.000-07:00

En un campo que contiene gas y petróleo, parte del gas se almacenará a menudo en la parte superior del yacimiento en un déposito único conocido como casquete de gas.

capa rocosa

2010-03-21T10:22:00.000-07:00

Una capa impermeable de roca sobre un yacimiento rocoso que evita que los hidrocarburos escapen a la superficie.

Bítumen

2010-03-21T10:19:00.000-07:00

Sustancia compuesta por hidrocarburos que es sólida o semi-sólida a temperatura ambiente y es mas pesada que el agua dulce. Se le encuentra en la superficie y en el interior de la tierra.

Gas amargo

2010-03-21T10:06:00.000-07:00

Gas natural que contiene cantidades significativas de ácido sulfhídrico. El gas amargo se trata usualmente con trietalonamina para remover los elementos indeseables.

Porosidad Mòldica.

2010-03-18T08:37:00.001-07:00

Es un tipo de porosidad secundaria originada por la disolución de materia ya preexistente en la roca. El espacio poral mantiene la geometría del molde formado.

Crudo dulce

2010-03-18T08:36:00.001-07:00

Son aquellos crudos que poseen bajo porcentaje de compuestos sulfurosos y dióxido de carbono. Se podría hablar de dulce cuando contiene menos de 0.5% de sulfuro. Esta característica disminuye el precio por barril, ya que para poder eliminar estas impurezas habría que tratar el mismo o sus fracciones a procesos de hidrodesulfuraciòn incrementando el proceso de refinación de este tipo de crudo.

Mecanismo de producción por presión de sobrecarga de roca.

2010-03-18T08:35:00.002-07:00

A medida que cae la presión en el reservorio, la presión en el material sólido se incrementa debido a que ya los poros no poseen la presión de soporte que ejercían los fluidos hacia las paredes del poro, cuando esto ocurre puede colapsar las paredes porales y así incrementar la presión de los fluidos en el espacio poral. De esta manera este proceso ayuda a expulsar los fluidos a la superficie, esto ocurre generalmente en yacimientos someros o en areniscas no consolidadas.

Mecanismo de producción por expansión de gas.

2010-03-18T08:35:00.001-07:00

El gas libre ubicado en la capa de gas de un yacimiento se expande a causa de la caída de presión normal por producción. Esta expansión disminuye la rata de caída de presión de los fluidos y soporta la producción de hidrocarburo.

Mecanismo de producción por gas en solución.

2010-03-18T08:34:00.002-07:00

El crudo a altas presiones puede contener grandes cantidades de gas disuelto. La mayor parte del gas en el yacimiento se encuentra en solución siempre y cuando la presión de este se encuentre por encima de la presión de burbuja. Cuando la presión en el yacimiento cae por debajo de esta presión de burbujeo, pequeñas burbujas desconectadas en los poros empujan el crudo hacia el pozo. Cuando esto sucede, la producción de petróleo cae y aumenta la producción de gas rápidamente a causa del incremento de la permeabilidad relativa para el gas.

Mecanismo de producción por empuje hidráulico.

2010-03-18T08:34:00.001-07:00

Este ocurre cuando existe presencia de un acuífero, ya que este provee un fuerte mecanismo de empuje y una muy buena presión de soporte con una caída de presión minima hacia los pozos. En este mecanismo el agua se expande levemente ocasionando el desplazamiento del petróleo o gas hacia las zonas de menor presión que en este caso serian los pozos productores. Este mecanismo solo existe donde el acuífero es igual o de mejor calidad que el yacimiento y tiene un volumen mucho mayor que este o esta alimentado desde la superficie. Un considerable mecanismo de producción por empuje hidráulico es más efectivo en yacimientos de petróleo que en yacimientos de gas.

Acuífero

2010-03-18T08:33:00.000-07:00

Es una roca porosa y permeable 100% saturada con agua. Este puede o no ser activo, aportando así cierta fuerza de empuje hidráulico al yacimiento.

Petróleo

2010-03-18T08:30:00.000-07:00

Es una compleja mezcla de hidrocarburos líquidos o gaseosos encontrados naturalmente en rocas porosas y permeables localizadas en el subsuelo. Estos hidrocarburos contienen una serie de impurezas como: Sulfuro de Hidrogeno, Dióxido de carbono, compuestos nitrogenados, metales y otros gases en menor porcentaje. Su origen es de tipo orgánico específicamente por la transformación de materia orgánica proveniente de algas, bacterias, zooplancton, fitoplancton y otros. El soterramiento de dicha materia orgánica gracias a la estratificación en ambientes sedimentarios, da las condiciones de presión y temperatura para que comience el proceso de generación de hidrocarburos.

Importancia de la conificación de agua y petróleo para la simulación

2009-06-22T17:09:00.000-07:00

La conificación de gas o agua en los pozos productores de petróleo es perjudicial, ya que provocan una disminución en la producción de petróleo y un aumento en la relación gas-petróleo o en la producción de agua. Cualquiera de los dos puede ocurrir debido a las altas tasas de producción. Ambos son el resultado de condiciones similares.

La conificación es principalmente el resultado del movimiento de los fluidos del yacimiento en la dirección de menor resistencia, balanceado por una tendencia de los fluidos a mantener un equilibrio gravitacional. El análisis puede ser hecho con respecto al gas o al agua, pero la conificaclón de gas es, generalmente, más dificultoso de controlarse debido a que el pozo ha penetrado esa zona y no es posible cambiar el punto de entrada de los fluidos a otra posición suficientemente alejada del contacto gas-petróleo. Supóngase que los fluidos del yacimiento se encuentran distribuidos en la forma esquemática que se muestra en la figura 1, un yacimiento de petróleo con una zona subyacente de agua y otra zona superyacente de gas.

Para este caso particular el pozo ha sido terminado en la posición que se indica en la figura 1 y el intervalo disparado se encuentra a la mitad, entre los contactos de los fluidos. En la práctica un pozo puede penetrar parcialmente en la zona de petróleo para eliminar, mientras sea posible, la entrada de La producción del pozo da lugar a los gradientes de presión que se distribuyen uniformemente en todas las direcciones, tanto vertical como horizontalmente, si los fluídos estuvieran uniformemente distribuidos. La consecuencia sería, que el gradiente de presión tendiese a hacer fluir al agua y al gas dentro del pozo así como lo hace con el aceite, porque la distancia que tienen que viajar estos fluidos es menor que el radio de drene de la zona de aceite en el yacimiento.

Equilibrando estos dos gradientes de flujo, están, la tendencia del gas a permanecer encima de la zona de aceite debido a su baja densidad y la del agua a permanecer debajo de la zona de petróleo debido a su alta densidad. Para que se mantengan en equilibrio los niveles de gas-petróleo y agua-petróleo en el yacimiento se requiere que el aceite fluya dentro del área alrededor de la pared del pozo a una tasa tal que permita restablecer rápidamente el equilibrio gravitacional

La tasa para la cual los fluidos pueden alcanzar un equilibrio en el nivel en la roca pueden ser tan bajos, debido a una baja permeabilidad o a las propiedades capilares, que el gradiente alrededor del pozo puede resultar excesivo. Bajo estas circunstancias, la interfase agua-petróleo en la proximidad del pozo se eleva formando una superficie acampanada (cono de agua) y el gas fluye hacia abajo formando un cono de gas, tal como se indica en la figura 2,

La rapidez con la que se puede desplazarse cualquier fluido es inversamente proporcional a su viscosidad, y, por tanto, el gas tiene una mayor tendencia a conificarse que el agua. Por esta razón, el tamaño del cono dependerá entre otros factores de la viscosidad del aceite en relación a la del agua.

Es evidente que el grado o rapidez de conificación dependerá de la "tasa de producción" y la "permeabilidad" en la dirección vertical comparado con el de la dirección horizontal, también dependerá de la penetración del pozo.

Por ende en el momento de similar la tasa de producción a futuro se debe tener en cuenta la conificación tanto de agua como de gas debido a que es un factor importante y clave para determinar el valor aproximado de la tasa de producción.

Métodos de extrapolación de las curvas de declinación de producción (parte II)

2009-06-22T16:22:00.000-07:00

Métodos empíricos de extrapolación

Declinación exponencial

La declinación exponencial (geométrica), semilogarítmica o de porcentaje constante, se caracteriza por el hecho de que la caída en el ritmo de producción por unidad de tiempo, es proporcional al ritmo de producción, una expresión matemática para este tipo de declinación es:

q=a*e(-b*t)

q= tasa de líquido.
a= tasa de líquido inicial.
b= constante de proporcionalidad.
t= tiempo.

Definición de la tendencia lineal

Si se grafica los valores de ritmo de producción contra tiempo en un papel semilogaritmico en la forma que se indica en la figura 1 se observa que tienen una tendencia lineal, luego se puede ajustar una ecuación.

Para poder ajustar la ecuación a la recta y obtener los valores de las constantes (a) y (b) se pueden utilizar cualquiera de los siguientes métodos: selección de puntos, promedios o mínimos cuadrados.

Cabe aclarar que de los datos graficados, los únicos que se toman en cuenta son los que muestran un alineamiento rectilíneo.

Métodos de extrapolación de las curvas de declinación de producción (parte I)

2009-06-22T16:12:00.000-07:00

Mediante las curvas de declinación de producción a futuro, podemos simular de forma muy precisa la producción a futuro de uno o varios pozos de producción. Las curvas de declinación de producción se clasifican en tres grandes grupos:

1-Armónica.
2-Hiperbólica.
3-Exponencial.

Una curva de producción acumulada vs tiempo o producción vs tiempo, por lo general se comporta de manera exponencial. Esto se corrobora graficando los datos en un papel semi- logarítmico, y se obtiene una tendencia lineal. Al graficar estos valores en una papel doble logarítmico, si se obtiene una tendencia lineal, entonces la declinación de la producción obedece a una tendencia hiperbólica, y por último la declinación armónica es un caso particular de la declinación hiperbólica.

Para analizar las diferentes curvas de declinación existes tres métodos:

1.- Métodos Empíricos de extrapolación.
2.- Método estadístico.
3.- Método gráfico.

Estos métodos tienen las siguientes similitudes:

a) El comportamiento de las curvas de declinación a futuro está gobernada por tendencias o funciones matemáticas que se basan en la declinación de producción en el pasado.

b) Para aplicar cualquiera de estos métodos en necesario aplicar alguna función matemática o tendencia, que nos permita relacionar la producción con el tiempo.

c) Se determinan ecuaciones que nos permita calcular las reservas, la vida útil de producción y el comportamiento a futuro de la producción.

d) Los resultados que se obtienen son semejantes a los valores reales, y cabe destacar que estos resultados son aproximados.

e) El método empírico de extrapolación requiere de logaritmos, y de poco tiempo para calcular.

f) El método estadístico involucra operaciones sencillas, pero debido a que son numerosas simulaciones, esto ocasiona su retardo.

g) El método gráfico aporta soluciones menos precisas, sin embargo es el más usado, debido a que es el más rápido.

Mejoramiento de los yacimientos virtuales (parte III)

2009-06-19T20:57:00.000-07:00

El simulador de yacimientos ECLIPSE, como la mayoría de los simuladores comerciales, usa la metodología de diferencia finita. Los frentes de saturación son difíciles de seguir en un modelo de diferencia finita, dado que el yacimiento virtual está dividido en bloques.

Un enfoque alternativo consiste en resolver el problema utilizando líneas de corriente

Las líneas de corriente son entidades matemáticas; existe un número infinito para un determinado campo de fuerzas (una línea de corriente está siempre perpendicular a las líneas de fuerza de empuje constante). Para solucionar los problemas de flujo, se consideran un número limitado de líneas de corriente y el flujo que rodea la línea de corriente se considera como una corriente.

Dado que el fluido no pasa de una línea de corriente a la otra, el flujo dentro de una corriente se puede considerar en forma independiente de cualquier otra corriente. Se puede solucionar serie de regimenes de flujo independientes, cuasi-unidimensionales, se puede determinar la fuente del fluido que fluye hacia un pozo productor, pueden también identificar las áreas dentro de un campo que han sido previamente inadvertidas, o pozos con una inyección ineficiente.

Cuando las condiciones cambian rápidamente, un simulador de líneas de corriente puede arrojar resultados incorrectos, o podría no converger a una solución.

Por otra parte, los simuladores de líneas de corriente pueden ser muy rápidos, también pueden utilizar el mismo tipo de retículas y asignación de propiedades, como la porosidad y la permeabilidad, que un simulador ECLIPSE.

Con la simulación de líneas de corriente, no es necesario el escalamiento; es posible evaluar el potencial de producción del gran número de celdas de un modelo geológico.

Corrientes de flujo en el campo Prudhoe Bay

Los yacimientos grandes pueden necesitar millones de bloques para definir las fallas u otra geología compleja. El tiempo requerido para resolver este tipo de modelo puede sobrepasar el presupuesto de una compañía y la paciencia de un ingeniero de yacimientos.

El campo Prudhone Bay, en el talud norte de Alaska, EUA, significaba justamente ese problema para el operador, BP. Del campo Prudhoe Bay, un simulador de diferencia finita de más de 200.000 celdas fue abandonado después de 10 meses porque no se pudo lograr un adecuado ajuste de la historia de producción de los más de 200 pozos incluidos en la simulación. El operador evaluó alternativas del modelo de diferencia finita y decidió utilizar el modelo de líneas de corriente FrontSim. Se pudo mantener la complejidad geológica, al igual que el gran número de pozos, y se pudieron incluir suficientes celdas para cubrir adecuadamente el yacimiento. Un ingeniero que utilizó el modelo FrontSim logró el ajuste de la historia de producción del NWFB en sólo seis meses.

Manejo de yacimientos

Las alzas y bajas radicales en los precios del petróleo conducen a la industria hacia dos extremos de manejo de yacimientos. Algunos operadores en áreas maduras desean producir la mayor cantidad de petróleo posible con un mínimo de erogaciones de capital y recursos de ingeniería.

En el otro extremo del espectro están los grandes campos, ya sea en etapa de producción o aún en las fases de delineación y exploración, donde las enormes inversiones de capital deben protegerse con la mejor ingeniería disponible.

El ingeniero a cargo del modelo enfrenta dos tareas principales que necesitan una mayor automatización. En primer lugar, el usuario debe diseñar la retícula, que puede simplificarse mediante vínculos automatizados con modelos geológicos y una mejor importación de datos de celdas de modelos geológicos a modelos de yacimientos. En segundo lugar, el ingeniero debe ajustar la historia de producción del campo. La completa automatización del ajuste de historia probablemente esté lejos de ser posible, pero en el futuro cercano, las rutinas de optimización ayudarán a los usuarios a identificar las variables que más influyan en las soluciones.

Conclusiones

El módulo Weltest 200, ofrece a los ingenieros una herramienta numérica para evaluar las pruebas de pozos. Asimismo, la opción MSW de la aplicación ECLIPSE brinda a los ingenieros de terminación nuevas posibilidades para analizar pozos multilaterales y algunos dispositivos inteligentes de control de fondo de pozo.

Los simuladores de yacimientos incluyen relaciones simples con los esfuerzos mecánicos del subsuelo. El modelado de los cambios de los esfuerzos se realiza con los modelos mecánicos de rocas.

Mejoramiento de los yacimientos virtuales (parte II)

2009-06-19T20:56:00.000-07:00

Control de un pozo lateral doble en el campo Wytch Farm (ejemplo del MSW)

El campo Wytch Farm fue el primero del mundo en completarse con una válvula de control de flujo de fondo de pozo en un pozo multilateral de alcance extendido. El operador BP, desarrolló el campo utilizando pozos de alcance extendido, algunos que sobrepasan los 10 Km.

El pozo M-15 tiene dos ramas que drenan una parte de la formación de areniscas Sherwood. Si bien ambos laterales comparten un pozo matriz, requieren estrategias de producción diferentes. En la rama norte se deseaba una gran caída de presión, al menos hasta que aumentara la entrada de agua, pero esta gran caída de presión si era posible hacia el sur. Las válvulas de control de flujo de fondo de pozo que controlan en forma separada la producción de los dos tramos laterales corrigieron el problema.

El Grupo de Tecnología de Terminaciones del centro de terminaciones de yacimientos de Schumberger desarrolló un modelo de yacimiento de petróleo negro, utilizando el simulador ECLIPSE100. Se utilizó la opción MSW para modelar el pozo matriz y los dos laterales.

La recuperación convencional, sin válvulas de control en el fondo del pozo, permitió dos opciones: hacer producir primero un lateral y después el otro, o producir ambos simultáneamente. El modelo ECLIPSE demostró que, de las dos opciones, la de producir en forma simultánea generaba más petróleo durante un periodo de cinco años. Para controlar el alto corte de agua en este escenario, se estranguló la producción de todo el pozo.

Control de fondo de pozo en yacimientos con mecanismos de drenaje doble

Los modelos simples pueden sacar a la luz las respuestas de flujo que pueden estar ocultas en yacimientos más complejos. Para comprender el empuje simultáneo de gas y agua hacia los pozos horizontales, los ingenieros de SRC modelaron un yacimiento simple y homogéneo.

La producción acumulada de petróleo permite efectuar una mejor evaluación del emplazamiento del pozo entre las zonas de gas y agua que el tiempo de irrupción. El emplazamiento óptimo del pozo en la zona petrolífera depende de la tasa de producción de líquido; a tasas de flujos mayores, el pozo debería estar más cerca de la capa de agua. Obviamente los yacimientos reales no son homogéneos, y las eficiencias relativas de barrido de agua y gas desplazando petróleo influirán en los resultados.

En ocasiones, la geología del yacimiento o las restricciones de las instalaciones de superficie hacen que los pozos horizontales se emplacen tan cerca que pueden interferir entre sí. Para examinar esta situación, se agregó un segundo pozo horizontal paralelo al modelo de yacimiento simple con empuje de agua y por expansión de gas. Ambos pozos pueden ingresar al yacimiento desde el mismo lado, es decir de talón a talón, o desde lados opuestos, de talón a extremo.

El pozo con el dispositivo de control de flujo en la configuración de talón a extremo tiene un mayor mejoramiento que en el caso de talón a talón, sin afectar en forma importante la recuperación en el pozo sin dispositivo alguno.
Esto muestra que cómo los modelos simples pueden ayudar a los ingenieros a comprender casos más complejos y desarrollar estrategias de terminación adecuadas.

Procesamiento en paralelo en Venezuela

Muchos de los modelos de yacimientos actuales son enormes para capturar la mayor cantidad posible de los datos geológicos de relevancia. Los datos de la historia de producción que abarcan varias décadas y cientos de pozos aumentan más la complejidad de la simulación y el tiempo de solución.

Un procesador de una computadora no puede solucionar un problema de mega-bloque de un día para otro, pero si se divide el modelo en varias partes, varios procesadores pueden operar en forma simultánea.

Idealmente, duplicar el número de procesadores que operan en paralelo reduciría el tiempo de ejecución a la mitad.

Los procesadores dispuestos en paralelo no inician un nuevo paso hasta que todos han completado el paso anterior. Es necesario dividir correctamente el problema para distribuir en forma equitativa el trabajo entre los procesadores y así optimizar el aumento en la velocidad de procesamiento.

Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) estudió el aumento en la velocidad de ejecución mediante el procesamiento en paralelo para identificar las mejores configuraciones de procesadores y el equilibrio entre el poder de la unidad central de procesamiento (CPU) y el uso de la memoria. Utilizando el programa de computación de administración de carga LoadLeveler de IBM, que hace que los nodos paralelos se comporten como una sola máquina. Este programa de computación maneja todos los trabajos asignando cada solicitud nueva al procesador o procesadores menos utilizados.

La Schlumberger evaluó un yacimiento de petróleo pesado de la cuenca del Oriente de Venezuela utilizando una versión en paralelo ECLIPSE en dos PC operando bajo Windows NT. El modelo numérico tenía unas 880.000 celdas de retícula. Un sistema de PC de dos nodos, operando bajo Windows NT, ejecutó la simulación en 62 horas, comparado con las 119 horas que tomó en una sola PC. La duplicación del número de procesadores agilizó la simulación en 1.9 veces.

Simulación del comportamiento de un fluido complejo

Se utilizó el simulador ECLIPSE para modelar un yacimiento carbonatado de Medio Oriente. Para simular se necesitaban 37 capas para representar la heterogeneidad vertical. Una retícula de 55 por 45 bloques horizontales (cada uno de 500 m de cada lado) era suficiente para cubrir el campo, pero esto no permitiría un número adecuado de celdas entre los pozos del centro del campo. Se necesitan varias celdas de separación para definir el gradiente de saturación entre los inyectores y los productores.

La solución era utilizar el refinamiento local de la retícula, creando bloques más pequeños en una porción del modelo. En este caso los bloques centrales, 15 en dirección norte-sur y 11 en dirección este-oeste, se dividieron en celdas de 100m de cada lado, dejando los bloques más grandes en los flancos.
Se ajustaron los parámetros de los modelos para optimizar el ajuste de la historia de producción, correlacionado los resultados del modelo con los datos registrados desde que el campo comenzó a producir.

La recomendación a partir del estudio de este yacimiento fue convertir 24 pozos verticales del área patrón en el norte del campo, incluidos los inyectores y productores, en terminaciones horizontales mediante operaciones de reentrada. Esto amplió el nivel de producción y aumentó la recuperación final en comparación con los planes de desarrollo anteriores.

La conversión de los pozos a una geometría horizontal redujo la larga migración del petróleo hasta el área de extensión, dado que estos pozos permiten una mayor producción del área patrón.

Mejoramiento de los yacimientos virtuales (parte I)

2009-06-19T20:52:00.000-07:00

Los datos sísmicos, recortes y núcleos de rocas, registros de pozos y, en último término, la producción de hidrocarburos ofrecen un panorama limitado del entorno. Dichos datos son utilizados para cotejar los modelos.

Los primeros simuladores de yacimientos simples aparecieron en la década de 1950 como soluciones de ecuaciones diferenciales para el flujo de fluidos en un material homogéneo con geometría sencilla. Dichos modelos se hicieron más grandes y más complejos con el aumento de la velocidad y la memoria de las computadoras, y con la mayor sofisticación de los algoritmos. Hasta hace poco, los simuladores resolvían el yacimiento en bloques de cientos de metros. En la actualidad, los simuladores de yacimientos pueden manejar muchos más bloques y modelar una geología más compleja, permitiendo una mayor consistencia con los modelos geológico.

La incorporación de datos geológicos complejos permite tener un modelo de yacimiento más realista, que se puede utilizar para comparar sus soluciones con datos históricos de producción, a fin de confirmar o mejorar el modelo geológico.

El programa de computación de simulación también ha cambiado con los avances en la tecnología de perforación. (Pozos multilaterales)

En la actualidad, el objetivo es simplificar el uso del programa, con generación automática de retículas, importación fácil de datos geológicos, de fluidos y de formaciones, y representación grafica de los resultados que los usuarios requieren. Actualmente, los dos principales simuladores comerciales son el modelo ECLIPSE de Schlumberger GeoQuest y el simulador VIP de Landmark Graphics.

En este artículo, se presenta la forma en que un programa de computación de simulación puede crear, manejar y mostrar resultados de un yacimiento virtual.

El entorno del yacimiento virtual

El valor de la simulación de yacimientos está en la capacidad de investigar opciones mucho antes que una barrena de perforación toque la tierra. Se pueden examinar muchos escenarios dentro del yacimiento virtual, cambiando los emplazamientos de los pozos, la geología del yacimiento, las limitaciones de la producción, o cualquier combinación de datos de entrada al modelo.

Los ingenieros desarrollan yacimientos en etapas, comenzando con la exploración y terminando con el abandono del campo.

El yacimiento virtual es una forma rentable de examinar varias estrategias de perforación de pozos de relleno, escenarios de inyecciones de agua o gas, y otros métodos, tal vez más exóticos de recuperación.

Manejo del yacimiento virtual

El modelo de yacimientos no es una ciencia exacta. Por esto nuevas herramientas de programas de computación amplían la base de usuarios de simulación de yacimientos, incluyendo geocientíficos, ingenieros de terminaciones e ingenieros de perforación.

El programa de computación ECLIPSE Office ofrece una interfaz simple para las herramientas que ayudan al usuario a diseñar y ejecutar una simulación de yacimiento. El módulo de Administrador de Datos de la gama de productos ECLIPSE office permite el acceso a una serie de pantallas organizadas en torno a grupos de datos lógicamente relacionados.

Las herramientas del programa de computación ECLIPSE Office operan en conjunto para que los usuarios puedan crear grupos de datos, sin necesidad de conocer los aspectos específicos del formateo y organización de datos y palabras clave en los archivos de entrada de datos. Entre ellas podemos encontrara:

La aplicación del Administrador de Datos que puede crear pantallas gráficas de datos en los formatos correspondientes, tales como mapas de curvas de contorno basadas en las retículas o gráficas de líneas.

Si el campo ya ha producido, el ingeniero puede comparar las predicciones del simulador con la producción real, a una fecha dada, y ajustar los parámetros para optimizar el modelo. Este proceso, llamado ajuste de la historia de producción, mejora la confianza en predicciones futuras del modelo.

El módulo Administrador de Casos Permite el registro contable visual de múltiples ejecuciones o casos. El programa puede buscar automáticamente la mejor solución, o puede permitir al usuario controlar las variables que evaluará.

El Visualizador de Resultados, es una herramienta donde el usuario puede consultar los valores de cualquier bloque en cualquier momento a través de la interfaz gráfica y obtener gráficas de presentación de los datos ejecutados.

La Calculadora permite efectuar cálculos personalizados con los parámetros del modelo.
Pruebas de pozos Weltest 200, utiliza el poder de simulación de ECLIPSE para resolver numéricamente las pruebas de pozos, en lugar de basarse sólo en modelos analíticos.

Mejoramiento del modelado de pozos con segmentos

En la familia de simuladores de yacimientos ECLIPSE, se ha incorporado la opción de pozo de múltiples segmentos para ayudar a modelar las condiciones de pozo.

Los primeros simuladores de yacimientos utilizaban modelos simples de pozos, dicho modelo consideraba que el flujo dentro de un pozo estaba completamente mezclado y uniforme. Con la aparición de los pozos de alcances extendidos y horizontales, algunos simuladores incluyen un refinamiento para darse cuenta de la fricción, tal refinamiento aún no permitía que el contenido del pozo variara con la ubicación.

La opción MSW elimina estas limitaciones, permitiendo al analista del yacimiento dividir el pozo en segmentos y definir el conjunto de variables que describen los fluidos en cada segmento.

Información tomada del artículo técnico MEJORAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS VIRTUALES, escrito por John O. Afilaka

Simulación óptima de las curvas de producción de un pozo (parte III)

2009-06-13T21:40:00.000-07:00

Los datos obtenidos de la historia de producción de un pozo en particular, o de varios pozos provenientes del mismo yacimiento, pueden graficarse de diferentes formas, las más comunes son:
- Producción acumulativa de gas contra la producción acumulativa de aceite Gp vs. Np.
- Presión contra la producción acumulada de petróleo. P vs. Np.
- Tasa de producción contra el tiempo. Qo vs. Np.
- Profundidad del contacto Agua-Petróleo (CAPO) contra la producción acumulada (Np).
- Tasa de producción contra la producción acumulada.
- Porcentaje de agua presente en la producción contra la producción acumulativa (WOR= La razón de agua y petróleo).

Las graficas mostradas en la figura son las que se usan con mayor frecuencia para el uso de la interpretación de la declinación de la producción, debido a su simplicidad y lo fácil que son para trabajar.

La gráfica de porcentaje de agua contra la producción o contra la producción acumulada, son usada con mayor frecuencia en yacimiento donde la producción de hidrocarburo se fija debido a los niveles de corte de agua presente. Y de esta manera los datos de las tasa de producción de petróleo pueden extrapolarse, hasta que el porcentaje de agua en presente llegue a su valor limite económico.

Las gráficas en la cuales se visualice la presión en contra a la producción acumulativa, nos ofreces una señal en cuanto a conocer que tipo de energía esta actuando en el yacimiento, Por ejemplo si te tratará de un yacimiento en el cual este gobernado por el empuje hidráulico, la caída de presión será tenue (fig. 1.2 a), en cambio en yacimientos volumétricos (fig 1.2 b), la caída de presión a medida que se obtenga mas producción disminuirá mucho mas rápido en comparación a la de los yacimientos gobernado por empuje de agua.

Simulación óptima de las curvas de producción de un pozo (parte II)

2009-06-13T21:33:00.001-07:00

La curva de declinación más conocida es la de la tasa de producción (Qo) versus el tiempo (To). Esta se basa en que la producción de un pozo se mantiene constante por un tiempo determinado (debido a dos razones, la primera es que no hay tanta demanda en el mercado, la segunda simplemente que esa es la tasa que el pozo puede ofrecer de manera constante) hasta que llega un punto, en el cual el pozo no puede seguir ofreciendo esa tasa de manera estable y en consecuencia la tasa ira disminuyendo gradualmente o se declinará conforme transcurra el tiempo.

La figura representa una curva típica de la tasa de producción de un pozo, vs el tiempo. En esta gráfica la línea punteada, representa el comportamiento de la tasa a medida que transcurre el tiempo.

Como se puede observar, a esa línea punteada, se le puede ajustar una función matemática que sea capaz de simular ese comportamiento de manera precisa, y de este modo se podría extrapolar la gráfica para predecir así lo valores de la producción en el futuro.

Simulación óptima de las curvas de producción de un pozo (parte I)

2009-06-13T21:09:00.000-07:00

En el siguiente artículo se les proporcionará una herramienta de desarrollo, para realizar un análisis óptimo, sobre como simular de una manera muy eficiente las curvas de declinación producción de uno, o varios pozos petroleros.

Las curvas de declinación de la producción de pozos petroleros son altamente usadas en la industria para evaluar las condiciones del yacimiento en el presente, y para tratar de analizar el comportamiento de la tasa de producción de uno o varios pozos en el futuro.

La utilización eficiente y oportuna de estas curvas de declinación de producción, pueden acercarse de una manera muy precisa al comportamiento real de la producción de un pozo, para luego realizar extrapolaciones que nos permitan acercarnos al comportamiento real de la producción de un pozo en el futuro.

Para ello es de VITAL importancia, tener y analizar la historia de producción del pozo, para de esta manera generar una función matemática, que se ajuste de una manera muy precisa a esa historia de producción del pasado, y así tener una herramienta muy confiable para extrapolar los valores de las tasas de producción en el futuro.

De este modo, es importante recalcar, que este ajuste matemático se realiza por conveniencia, es decir, que no proviene de algún patrón o ley física específica que gobiernan el flujo del petróleo o del gas dentro de la formación, de esta manera se entiende que la función matemática que se aplica en un pozo para generar una extrapolación del comportamiento de la producción a futuro, sea la misma función matemática que se pueda aplicar a otro pozo de producción de otra localización distinta.

Estas curvas pueden realizarse para un solo pozo, o para un grupo de pozos del mismo yacimiento, o para todos los pozos del yacimiento.

Conceptos básicos para generar un modelo de simulación (parte IV)

2009-06-06T11:32:00.000-07:00

Modelo Estocástico

La simulación estocástica es una técnica de simulación, diseñada para reproducir el histograma de los datos con la mayor aproximación posible, ser consistentes con el modelo espacial y con datos secundarios, y evaluar la incertidumbre de un modelo de yacimientos.Entre los métodos de simulación disponibles, los más utilizados son: la simulación secuencial, matriz de descomposición, simulación basada en objetos, entre otros y su selección depende de los objetivos y datos disponibles.

El modelaje estocástico de las propiedades de yacimiento se realiza en dos etapas: primero se simula la geometría de las facies y luego se simula la distribución espacial de las variables petrofísicas (porosidad y permeabilidad) para cada una de las facies.

Este procedimiento permite caracterizar la continuidad y variabilidad espacial de las propiedades de la roca en el yacimiento, integrar información multidisciplinaria con diferentes resoluciones y cuantificar la incertidumbre en la descripción de los yacimientos.La simulación estocástica en geoestadistica se enfoca principalmente en producir mapas realísticos de un fenómeno, más que de minimizar el error de predicción, lo cual, en ocasiones, conduce a mapas suavizados que no son verdaderamente representativos del yacimiento real.

Geoestadística (aplicaciones, principios)

La geoestadísticas son un conjunto de formulaciones matemáticas que buscan desarrollar correlaciones espaciales con el fin de predecir el desarrollo de las reservas a futuro. La geostadísticas es una rama de la estadística aplicada que se especializa en la modelación de las variables espaciales con el fin de predecir los fenómenos espaciales.

En los últimos años la geoestadísticas es una de las ramas de la ciencia que mas ha sido desarrollada para diferentes áreas (petróleo, geofísica, hidrometereología) ya que las funciones aleatorias son muy útiles para predecir fenómenos espaciales. Entre los modelos de simulación mas utilizados están: Matricial, Espectral, Bandas Rotantes, Secuencial Gaussiano, Secuencial Indicador, Gaussiano Truncado, Recocido Amnealing simulado.

Variograma

Es un gráfico de la semivarianza como una función de la distancia y la dirección entre pares de valores muestrales. Normalmente son examinados todos los pares muestras y se agrupan en diferentes clases (intervalos) de distancia y direcciones aproximadamente iguales.

Los variogramas muestran una relación cuantificada de la características observadas, ya que las muestra que son mas cercanas entre ellas tienden a tener un valor mas parecido que las muestra que se encuentran mas alejadas. Es la herramienta central de la geoestadística ya que da una descripción muy adecuada de la escala y el patrón de las variaciones espaciales dentro de una región dada.

Secciones estratigráficas y estructural

Secciones estructurales se refiere a la estructura que poseen las rocas sedimentarias presentes en la formación, están pueden ser laminación paralelas, onduladas, flaser entre otras. Las secciones estratigráficas se refieren a los sedimentos de los estratos con ciertas características comunes en cuanto a su litología de acuerdo al lugar donde ocurrió la sedimentación.

Conceptos básicos para generar un modelo de simulación (parte III)

2009-06-06T11:24:00.000-07:00

Modelo Sedimentológico

La correcta descripción de los sistemas sedimentológicos y depositacionales proporciona una evaluación semicuantitativa de los parámetros geométricos. Este define la arquitectura interna del yacimiento. Consiste en correlacionar los reflectores de los lentes que lo conforman, apoyándose en correlaciones litológicas pozo- pozo y análisis de estratigrafía secuencial, además de realizar secciones, para ilustrar correlaciones estratigráficas, discordancias, barreras de permeabilidad, cambios de espesores estratigráficos, cambios de facies, reconstruyendo la geometría de las arenas.

En el modelo sedimentológico, el análisis de las facies provee información relacionada a edades de rocas, ambientes, geometría de sistemas de poros, la presencia e impacto de los procesos postdepositacionales e identificar unidades sedimentarias. Finalmente, la geometría de los cuerpos y la calidad de los depósitos facilitan la caracterización de unidades de flujo y delimita intervalos de producción.

Modelo Petrofísico

Con el análisis petrofísico, se pueden relacionar las propiedades tanto físicas y textuales así como las características fundamentales de la roca. Estas propiedades son fundamentales para la predicción del comportamiento del sistema poroso permeable dentro del yacimiento. Muchas de estas propiedades son medidas directamente en el laboratorio mediante los análisis de núcleo.

Las características petrofísicas varían tanto horizontal como verticalmente en u yacimiento. Para obtener un análisis de esta variación, es necesario contar con un número de pozos bien distribuidos en el área de estudio.

Este modelo permite cuantificar los parámetros básicos de porosidad, saturación, permeabilidad y contenido de arcillas de los depósitos, así como la generación de mapas de isopropiedades y de mapas de arena neta petrolífera, permitiendo una descripción detallada de las propiedades de la roca y la distribución de los fluidos que esta almacena. La evaluación petrofísica no puede hacerse directamente de los pozos es por ellos que se realizan mediante el análisis de los perfiles de cada pozo pertenecientes al yacimiento.

Modelo de Facies

Se basa en la definición de litotipos (agrupación de Facies por sus propiedades petrofísicas) y distribución de litotipos. Las facies son importantes en la modelación de yacimientos ya que las propiedades petrofísicas de interés están altamente correlacionadas con el tipo de facies. El conocimiento de la distribución de las facies restringe el rango de variabilidad de la porosidad y la permeabilidad. Más aún, las funciones de saturación dependen de las facies incluso cuando las distribuciones de la porosidad y la permeabilidad no dependan de éstas.

Modelo determinista

Son modelos cuantificados que contienen solamente variables capaces de predicción, como es el caso de la mayoría de las leyes de la física clásica, y las probabilísticas, o modelos cuantificados en que algunas variables no son predictibles, y pueden tomar cualquier valor entre límites definidos.

Conceptos básicos para generar un modelo de simulación (parte II)

2009-06-06T11:17:00.000-07:00

Modelo Estructural

Define el marco geométrico básico de la trampa de hidrocarburos. Los modelos se obtienen mediante la experimentación en ellas se provocan condiciones de flujo similares a las que existen en el ambiente sedimentario que se desea experimentar.

Como material de transporte se utiliza la arena, haciendo variar la granulometría, por un lado, y el flujo, por el otro, produciéndose diferentes estructuras sedimentarias. Si para una misma granulometría vamos aumentando progresivamente la intensidad del flujo, en uno de estos modelos a escala, se puede observar la variación transicional entre un tipo de laminación y otro. Esto permite obtener una secuencia de formas extremas, dadas en diferentes intensidades de flujo.

Si se parte de cero y de forma progresiva se va aumentando el flujo aparece el primer tipo de estructura sedimentaria primaria, los riples. A continuación las dunas, luego aparecerá la laminación paralela. Si se aumenta el flujo se deformaría la laminación paralela dando lugar a los standing waves, y finalmente aparecerá un tipo de capa caracterizada por su forma, laminación y génesis y que recibe el nombre de antiduna.

Estas secciones muestran la variación de alturas o profundidades que presentan los horizontes geológicos a lo largo de un plano vertical normalizado al nivel del mar.

La estructura a diferencia de la sedimentación, es un aspecto geológico de gran consistencia a lo largo de la secuencia estratigráfica y de importancia al momento de definir eventos tectónicos que definen el tipo de entrampamiento.

El Datum en las secciones estructurales es un valor numérico de profundidad desde el cual se cuelgan los perfiles de los pozos que se estudien. Las líneas que unen unidades litológicas iguales representan el buzamiento aparente de las capas, las fallas se muestran normales o inversas dependiendo del caso, los desplazamientos de bloques y la deformación de las capas se aprecian tal y como son si están a la misma escala vertical y horizontal, por lo cual las secciones estructurales son muy útiles para resolver problemas estructurales en áreas de gran deformación y fallamiento. Como Datum de referencia clásico, se toma el del mar, al cual se le asigna una profundidad "o", es importante tener en cuenta que los valores de profundidad medidos en los registros, son la suma de la profundidad de perforación más el valor de la elevación de la mesa rotaria respecto al nivel del mar.

Modelo Estratigráfico

La estratigrafía es la aplicación de conceptos de estratigrafía secuencial, descripción de propiedades de yacimientos sedimentarios en la producción de hidrocarburos.

El modelo estratigráfico define la geometría (malla) interna de las unidades de la formación: capas proporcionales y capas paralelas

Malla Estratigráfica: dentro de cada unidad litológica se define una malla propia que coincide en la dirección horizontal con la malla de referencia del modelo y que en la dirección vertical puede ser proporcional o paralela a las cimas que delimitan a la unidad.

Las secciones estratigráficas es utilizan en la mayoría de los casos para definir las unidades de flujo, determinar la geometría de los cuerpos e identificar las fallas presentes.

Se usan principalmente para detectar unidades semejantes para de esta manera establecer continuidad lateral de los diferentes estratos presentes en la formación, y para determinar las diferentes unidades verticales. Estas secciones estratigráficas se usan básicamente con el uso de las correlaciones.

En un yacimiento formado por muchos pozos, es recomendable hacer secciones estratigráficas paralelas y en direcciones cruzadas para poder detectar las variaciones litológicas y ambientales de las formaciones estudiadas.

Los factores regionales de sedimentación, como la dirección de la sedimentación, ejercen un alto grado de control sobre los eventos locales, factores en los que se basa el diseño de mallado de secciones en un estudio geológico. Las secciones paralelas a la dirección de la sedimentación permiten observar la continuidad de los eventos sedimentológicos, mientras que en dirección perpendicular a la sedimentación permiten visualizar los diferentes cuerpos sedimentarios y su relación.

En las áreas de explotación petrolera, se realizan secciones estratigráficas con la finalidad de:
- Establecer zonas permeables a partir de la electrofacies observando pozos vecinos de permeabilidad conocida.
- Fijar límites entre yacimientos.
- Determinar el riesgo al perforar un pozo de desarrollo o de avanzada.
- Resolver problemas de producción por comunicación entre pozos.
- Determinar localizaciones mas favorables y/o con riesgos geológicos.

Optimización y simulación (parte II)

2009-05-22T20:02:00.000-07:00

Análisis

Abarca el paso de cómputo del problema. El modelo es solucionado por un cierto algoritmo y el objetivo es determinado. Si el modelo es demasiado complejo, este paso puede ser imposible de realizarse por los actuales estándares tecnológicos; por una parte, los modelos demasiados simples lleva a los resultados triviales. Un anexo necesario a este paso es determinar la sensibilidad de los resultados para modelar las entradas.

Puesta en práctica de los resultados

Esto implica el uso de los resultados del estudio en el campo y de la regeneración sub-secuente de estos datos en el modelo inicial de producir una versión más hasta la fecha. Es el más largo trabaja con un proyecto dado.

Métodos de optimización

Hay varios métodos disponibles para la solución óptima de los problemas de ingeniería, y varios textos se han escrito en cada uno de estos métodos. Algunos métodos son:

- Programación lineal.
- Programación dinámica.
- Programación no lineal.
- Métodos de gradiente.
- Programación geométrica.
- Teoría de gráfico.
- Programación de números enteros.

Optimización y simulación (parte I)

2009-05-22T20:01:00.000-07:00

Proceso de análisis

Para tomar una decisión, el ingeniero debe primero entender el problema. Una comprensión firme de los factores que afectan al problema, asegurará un modelo más completo y el problema pueda ser construido, los resultados subsecuentes son entonces más realistas y permitirá una práctica más eficaz del modelo. En un esfuerzo para especificar los parámetros implicados, el ingeniero tiene que cuantificar sus datos; este acercamiento cuantitativo ha sido utilizado por los buenos ingenieros por décadas, pero según lo mencionado anteriormente. Wagner divide el proceso en las siguientes fases:

Formular el problema

Este proceso inicial define todos los elementos del problema, etiqueta los parámetros como controlables o no, y fija las limitaciones y los objetivos.

Edificio modelo

Esto implica la definición o la derivación de fórmulas matemáticas y la determinación de correlaciones o de interdependencias; también delimita el dominio del problema en espacio y tiempo.

Selección de modelo (cuarta parte)

2009-05-22T18:38:00.000-07:00

Disponibilidad computacional

Una máquina es útil cuando se puede realizar una corrida rápida y con una terminación eficiente. El requisito mínimo es una máquina con 32k. En un dispositivo más pequeño puede llega a ser imposible realizar un pequeño estudio.

El aumento de la memoria virtual en el mercado de la computadora ha ampliado el uso de modelos grandes en máquinas más pequeñas. Puesto que las máquinas de memoria virtual mantienen solamente una fracción del programa, es posible estudiar grandes modelos en máquinas más pequeñas.

Rentabilidad del modelo

Los modelos usados para la simulación del yacimiento aumentan de complejidad y de costo mientras que vamos de monofásico a trifásico, ó vamos de unidimensional a tridimensional. Además n modelo de uso múltiple general es más rentable para el trabajo general del ingeniero de yacimiento, y no es mejor que cualquier método usado hasta la fecha para la ingeniería de yacimientos. En las áreas donde varios cientos de mil dólares serán invertidos en un proyecto, tiene mucho sentido conducir la ingeniería simulación a un esquema óptimo del desarrollo. El ahorro de no perforar un solo pozo podía pagar el estudio entero.

Selección del modelo (tercera parte)

2009-05-14T17:07:00.000-07:00

Tipos de procesos secundarios y terciarios

Los procesos más comunes son inyección de agua o de gas. En estos casos un modelo trifásico es necesario utilizar para explicar la movilidad de todas las fases fluidas. A veces una inyección puede ser miscible, y el modelo debe modificar para reflejar la miscibilidad del fluido inyectado. Cuando se utilizan polímero la inyección debe ser estudia, fijando los datos de saturación y de permeabilidad, para reflejar el comportamiento del fluido de polímeros en agua. Esto exige generalmente la modificación de la permeabilidad relativa.

Requisitos de mano de obra

Los estudios complicados implican la recaudación y la compilación de los datos. Sin el personal adecuado puede ser imposible hacer el trabajo en una cantidad de tiempo razonable.

El proceso de la simulación es básicamente un proceso de tres fases. La etapa primaria implica la recaudación de datos y la reducción sub-secuente de estos datos a una forma útil para el programa de simulación. El proceso de acopio es en gran medida el más largo de los tres, puesto que la explotación y el desarrollo del yacimiento en el pasado no fueron diseñados para centralizar toda la información. Hoy, hay una tendencia de consolidar estos datos, y el proceso de lanzamiento en un estudio de la simulación será más corto. Típicamente, seis meses laborales se requieren para poner juntos los datos para un estudio moderado.

La segunda etapa implica el proceso historia, esta es la más corta en horas-hombre. Una estimación razonable para este período es alrededor de un tercero del tiempo total de la simulación. El estudio final implica la etapa de culminación de producción, donde el ingeniero utiliza el modelo historia terminado para generar una serie de modelos para obtener un esquema operacional óptimo. Esta última etapa implica normalmente alrededor de un cuarto del tiempo total de la simulación.

Selección del modelo (continuación)

2009-05-08T17:45:00.000-07:00

Geometría y dimensionalidad del yacimiento.

Quizás la fase más fácil del proceso de selección es la determinación de la dimensionalidad del modelo. Hay solamente cuatro combinaciones posibles. Primero, un modelo cero-dimensional indica que las características del depósito no cambian con la localización en el reservorio, el reservorio es esencialmente homogéneo, isotrópico, y uniforme en cada sentido. En este caso utilizamos un simulador cero-dimensional, que es una ecuación del balance de material.

Si el ingeniero está intentando simular un proyecto piloto o un segmento lineal simple del yacimiento, un modelo unidimensional es adecuado. Este modelo unidimensional se puede girar en la dirección vertical, horizontal, o curvilínea dependiendo de la necesidad del simulador.

Un modelo de dos dimensiones es más adecuado para los estudios grandes donde son muy importantes los efectos de los cambios regionales. Las versiones del modelo de dos dimensiones están disponibles para los estudios especiales.

Los modelos tridimensionales se requieren en situaciones donde es tan grande la relevancia del yacimiento, las características de los fluidos varían verticalmente, y los patrones de flujo son complicados por las propiedades de las roturas.

Disponibilidad de datos

Una gran cantidad de datos se requiere antes de que cualquier simulación deba ser intentada. En la ausencia de información sobre la roca y de datos de historia de producción, no se deben asumir parámetros a la hora de realizar la simulación, debido a que esto trae como resultados errores en los resultados obtenidos por la simulación. Cuanto más complejo el modelo pueda llega a ser, más detallado deben ser los datos. Los datos mínimos requeridos deben ser suficientes para definir el depósito adecuadamente en el campo de interés.

Selección del modelo

2009-05-08T16:44:00.000-07:00

El ingeniero tiene que tomar una decisión en cuanto a la selección del modelo óptimo para la simulación del yacimiento a estudiar. Su selección se debe hacer sistemáticamente y con un análisis de los parámetros implicados. Los parámetros que son significativos en la selección del modelo son los siguientes:

Tipos de reservorio.
Geometría y dimensionalidad del depósito reservorio.
Disponibilidad de datos.
Tipo de levantamiento secundario o terciario utilizados en el modelo.
Requisitos de mano de obra.
Habilidad computacional.
Rentabilidad del modelo.

La preocupación de eliminación del ingeniero en la fabricación de un estudio de modelo es simular adecuadamente el reservorio con el mínimo de esfuerzo.

El proceso de selección

Tipos de reservorio.

Los reservorios se pueden clasificar en tres grupos:

Gas.
Petróleo negro.
Condensado.

Los reservorios de gas pueden estar presentes con o sin acuíferos activos. Si no hay acuíferos activa, un modelo monofásico es adecuado. Los reservorios de petróleo negro que tienen transferencia de masa mínima entre el petróleo y su gas asociado se pueden manejar por los simuladores de petróleo negro. La presencia de acuífero móvil trae como resultado la inclusión de la fase del agua y por lo tanto se debe utilizar un modelo bifásico. Cuando la transferencia de masa entre las fases del hidrocarburo es significativa, es imprescindible la utilización de un modelo compositivo, para explicar los procesos físicos de la separación.

Gas: gas monofásico sin la presencia de un acuífero activa.
Petróleo negro: sistema saturado o no saturado

Ninguna transferencia de masa.
Presencia o ausencia de acuífero activa.
Sobre o debajo del punto de la burbuja.

Condensado: comportamiento composicional.

Transferencia de masa significativa entre las fases.
Sistemas muy volátiles de hidrocarburo.
Ciclo del gas.

Funcionamiento mecánico de la simulación

2009-05-08T15:14:00.001-07:00

El ingeniero está viniendo hoy más que nunca a las computadoras como herramientas. El acercamiento de los sistemas se ha incorporado en nuestras vidas, sin importar su aceptación o no. Además la familiaridad con el simulador y las necesidades exigentes de cierto grado de conocido con las operaciones de los programas establecen una descripción detallada del organigrama de un simulador.

El objetive del organigrama es establecer parámetros coherente de las operaciones de cómputo requeridas y instaurar las áreas donde los errores o las omisiones pueden afectar los resultados.

El simulador se divide generalmente en tres áreas principales.

Entrada.
Cálculos de la simulación.
Salida.

Un programa de la simulación es por naturaleza una colección compleja de sub-rutinas unidas por un sistema lógico bien definido, que establece operaciones, permitiendo al simulador realizar los procedimientos adecuadamente.

Los programas de simulación son muy grandes ocupan generalmente varios cientos de miles de espacio en la memoria interna. Por consecuencia el tamaño extenso de estos sistemas limita su eficacia.

Ventajas de la simulación

2009-04-17T18:08:00.001-07:00

El ingeniero sabe que él tiene una sola oportunidad de producir el reservorio; y cualquier equivocación incurrida en este proceso estará presente por siempre. Sin embargo, en el estudio de la simulación se puede hacer varias investigaciones y de esta forma examinar las alternativas. Cuando el estudio de la simulación se utiliza como herramienta de gestión, el manejo eficiente de la energía disponible dentro del reservorio puede traer como resultado una mayor producción y ciertamente a una operación más económica. En el más complejo sistema, los depósitos heterogéneos terminados con producción en comingle, a sido imposible de manejar todas las variables; el ingeniero puede examinar hoy tales sistemas sin dificultad para predecir su comportamiento. Una ventaja de la simulación que en realidad no fue diseñada en el proceso al principio sino que se desarrollo después fue un subproducto fructuoso, que es la presencia de un terreno común entre las compañías y los cuerpos reguladores y otras agencias que se ocupan de los recursos del petróleo. Esta concordancia trae como resultado que todos estos grupos ahora están utilizando los simuladores para determinar el funcionamiento del reservorio, y las diferencias entre dos grupos de oposición pueden disminuirse, utilizando algunos procedimientos de cálculo. Los procedimientos del cálculo no diferencian por mucho, y si se da el caso, un acercamiento estandardizado puede ser utilizado, en el cual los datos se pueden funcionar en un tercer sistema para los propósitos de la comparación. Finalmente, puede ser dicho que incluso si los resultados de los estudios del simulador eran poco concluyentes, los mecánicos de la simulación han compilado todos los datos en relación con los reservorios en una base de datos compacta que ahora está probablemente en una mejor forma que antes.

Modelos numéricos

2009-04-17T16:24:00.000-07:00

Los modelos numéricos utilizan los programas digitales para solucionar las ecuaciones matemáticas que gobiernan el comportamiento de los líquidos en el medio poroso. Proporcionando un acercamiento generalizado usando un formato cuadriculado que pueda acomodar cualquier descripción del reservorio. Los modelos numéricos originados a mediados de 1950 por Peaceman y Rach-ford, se han desarrollado rápidamente al punto donde casi cada parámetro que rige el comportamiento del reservorio puede ser simulado. El procedimiento implicado consiste en la individualización del reservorio en bloques y la realización de análisis de la ecuación de balances de materiales en todos estos bloques simultáneamente. Esta red de células permite elaborar una representación más realista de las características de la roca y del líquido que pueden variar en distintas manera.

Simulación del Reservorio

2009-04-07T18:33:00.000-07:00

El área de la simulación del reservorio aplica los conceptos y las técnicas del modelado matemático para el análisis del comportamiento del sistema reservorio. En un sentido más estrecho el término simulación de reservorio se refiere solamente a la hidrodinámica del flujo dentro del depósito, pero en un sentido más amplio abarca todo el sistema reservorio, las instalaciones superficiales, entre otras. El modelo de flujo básico consiste en diferentes ecuaciones particulares que gobiernan el flujo de estado-inestable de todas las fases de flujo en el reservorio. Se incorporan en el modelo todos los algoritmos necesarios para resolver estas ecuaciones. El origen del simulador y la síntesis en un entero coherente se muestra a continuación:

Sistema Reservorio
Ecuaciones Auxiliares
Ecuaciones Diferenciales Parciales
Esquemas Numéricos
Algoritmos
Programación de Computadora
Simulador
Aplicaciones

2009-03-25T13:17:00.000-07:00

CONCEPTOS BÁSICOS PARA GENERAR UN MODELO PARA SIMULACIÓN

(Parte I)

En este artículo se mostrará los conceptos básicos y claves que se deben tener en cuenta a la hora de planificar un proyecto de simulación.

Para la realización de un proyecto de simulación se debe hacer un estudio integrado del yacimiento con el fin de generar un análisis interpretativo y multidisciplinario, definiendo en primera instancias las características geológicas (modelo sedimentológico, estructural, estratigráfico). Luego de esto se debe realizar una posible distribución espacial de las propiedades roca-fluido del yacimiento mediante la ayuda de la geostadística y los registros petrofísicos para posteriormente caracterizar el yacimiento calificando y cuantificando las propiedades rocas fluidos presentes en la formación (Permeabilidad, porosidad, Presión capilar entre otros). Una vez que se tiene estructurado el modelo a simular, se procede a realizar la primera prueba al modelo obtenido, esto se hace corriendo el modelo con la información dura previa que se tiene en mano del yacimiento, si el modelo generado se ajuste bien a los valores reportado durante la producción previa, entonces el modelo puede ser utilizado para realizar las predicciones a futuro, de lo contrario se debe realizar modificaciones a ciertos parámetros dentro del modelo (Permeabilidad relativa, saturaciones) y así poder generar un plan de explosión que garantice la máxima recuperación económica de las reservas.

Los conceptos que se describiran brevemente son:

Caracterización de yacimientos.
Modelo estructural.
Modelo estratigráfico.
Modelo sedimentológico.
Modelo petrofísico.
Modelo de facies.
Modelo determinista.
Modelo estocástico.
Geostadística.
Variogramas.
Secciones estratigráficas.
Secciones estructural.
Formación.
Miembro.
Grupo.
Registro de resistividad.
Registro de litología.
Registro de resistividad.

Caracterización de yacimientos

En la etapa de la caracterización de yacimientos, es necesario definir un modelo geológico y petrofísico que describa de manera detallada y lo mas preciso posible el yacimiento.

La caracterización de un yacimiento requiere del conocimiento de las propiedades del yacimiento así como de la definición detallada de las diferentes facies que componen la unidad dentro de las formaciones.

La Geomecánica predice bien los fracasos

2009-02-05T00:29:00.000-08:00

Integrando la información geomecánica en el modelo dinámica del yacimiento, los geocientificos y los ingenieros son capaces de proveer con mayor exactitud la vida productiva del yacimiento.
El tiempo, la cuarta dimensión, se ha vuelto prominente en la caracterización del yacimiento. Históricamente, diferentes disciplinas técnicas marcharon de forma individual, algunas apenas reconocen la existencia de las otras. Mucho menos compartiendo y colaborando en el desarrollo y explotación de los recursos de las compañías. Pero las cosas están cambiando con la aparición de nuevas tecnologías y la integración de diferentes disciplinas para proporcionar una comprensión más completa de la dinámica del campo.
Las compañías están aprendiendo como usar la información tiempo-lapso y en tiempo- real para comprender lo que está pasando en los yacimientos al mismo tiempo en que se les produce. La Sísmica 4-D y la Microsísmica son dos ejemplos de tales tecnologías. Pero otra disciplina interesante es la Geomecánica, que permite la integración del conocimiento disponible de un yacimiento y que proviene de varias fuentes con el tiempo para predecir la actuación y los riesgos futuros.
Volviendo datos en información útil
Schlumberger ha estado usando la Geomecánica con gran éxito en la planificación de pozo, diseño de completacion y estimulación por muchas décadas. Comenzando con “wellbore stability modeling”, los Geocientificos e Ingenieros han hecho rápido pero efectivo los estudios de las estructuras de la formación, calculando, los pesos de lodo estables y seguros y evaluando los potenciales riesgos perforando en las condiciones de severidad y ocurrencia. Otras aplicaciones tempranas de la Geomecánica en el yacimiento eran el fracturamiento hidráulico y la estimulación. Los ingenieros usaron las propiedades de correlaciones “log/rock” para conocer las fracturas y la magnitud de propagación. Después las técnicas fueron extendidas para control de arenas y diseños de completación.
Años de meticulosa comprobación en el laboratorio sobre la geomecanica de las muestras, proporciono los datos de referencia de sus propiedades. Fueron correlacionados los registros que complementan la data estática de los laboratorios con la data dinámica de las respuestas de los registros. El conocimiento ganado de esta comparación a dado como resultado el puente entre la petrofísica y la geomecanica. Que podría dirigir hacia la simulación y predictibilidad. Pero la solución es más compleja de lo que aparentaba en un principio.
En lugar de muestras homogéneas, tradicionalmente usadas en las pruebas de propiedades mecanicas, los geocientificos tenían que trabajar con muestras complejamente heterogeneas que pueden o no fracturarse o estar sujeta a cambios químicos y mecánicos por la exposición a fluidos, presiones y temperaturas variadas. Cuantificar los efectos de todas estas variables requirió un considerable trabajo.
Un ejemplo del mundo real
Recientemente, el modelaje de yacimiento y la geomecanica fueron usados para entender y predecir las características del yacimiento, consolidación y potenciales fallas en campo SouthArne, plataforma costa afuera en Dinamarca. Conjuntamente colaborando con Schlumberger Amerada Hess. Se construyo un mallado de 185.000 celdas del yacimiento utilizando el simulador de yacimientos ECLIPSE para servir de línea base. El equipo de geomecanica de Schlumberger agrego información adicional de sobrecarga y roca circundante y usando el rango de datos sísmicos, ripios, laboratorio y campo se poblo el modelo entero con las mecanicas de la piedra y las propiedades de fuerza y las geometrías 3-D para las fallas multiples. Entonces, el mapa inicial de tensiones a lo largo del yacimiento y alrededor de las fallas fue calculado utilizando el VISAGE stress analysis simulator. A estas alturas el modelo representa adecuadamente el estado petrofísico inicial y el estado geomecanico.
Simulando los efectos de producciones anteriores, el modelo estaba avanzando para computar las rotaciones de tensión, los cambios de tensión, deformaciones de la roca y los cambios en las propiedades del yacimiento. El modelo era verificado con todo lo pertinente al campo para asegurar que la estructura cumpliera con las leyes de la física y las condiciones reales. Los mayores cambios en el yacimiento y en el comportamiento del pozo fueron identificados como resultado de la compactación y deformaciones de la roca.
En la simulación, surgió un indicador particularmente significante y buen indicador de los efectos geomecanicos que ocurren en el campo. Ya que el modelo estaba avanzado en tiempo una concentración de tensión se predijo. Otros estudios tenían indicado compactaciones de entre 4.8 pies y 11.5 pies después de seis años de producción.
Que significa esto?
Con el modelaje y análisis geomecanico las compañías pueden evaluar y jugar con los efectos de la producción y estimulación, para así ver cuales serian los mejores planes de desarrollo y las mejores configuraciones para mitigar los problemas geomecanicos. Teniendo esta capacidad de predicción, las compañías pueden ejecutar medidas antes de presentarse resultados catastróficos. En el futuro, el desarrollo de pozos puede ayudar aun mas en la optimización la producción de reservas en el tiempo. Los efectos de cambiar técnicas de recobro pueden ser modelados o simulados, influyendo en el éxito del operador para manejar el yacimiento y maximizar la rentabilidad.

Fuente:http://www.slb.com/media/services/resources/articles/consultingdataservices/2007_nov_ep.pdf

2009-01-21T06:31:00.000-08:00

INCORPORANDO LA GEOMECANICA EN LA SIMULACION NUMERICA DE UN YACIMIENTO DE PETROLEO

Introducción

Hay cinco áreas críticas en el proceso del modelado de yacimientos profundos. Estas áreas son modelos geológicas y geofísicos, caracterización de yacimientos, modelo del flujo de yacimiento, aseguraniento de las facilidades de flujo y análisis de riesgos e incertidumbres.Esto paper se centrará más en el modelado del flujo de yacimiento profundo con incertidumbres. Desafíos significativos produce los yacimientos profundos en las compañias de todo el mundo que exploran y que producen tales yacimientos debido a la altos costos de exploración, desarrollo, y de producción. El modelado apropiado de los yacimientos profundos provee a las compañías las herramientas para evaluar estos yacimientos y para cuantificar los riesgos asociados a su desarrollo.Este paper describe un proceso de modelado general que mejora la comprensión y el funcionamiento del yacimiento. Estos factores son extremadamente importantes en el ambiente de alto costo-alto riesgo, donde las decisiones incorrectas llevan a costosos errores y pueden afectar materialmente la situación financiera de la compañía. Petrobras (Brasil) en 2004 cerró la parte de un campo gigante de Campo's costa afuera con base en Rio de Janeiro. Esta base es responsable del casi 80% de la producción total de la compañía. Debido a la gran viscosidad de los líquidos del yacimiento para las condiciones costa afuera, un proyecto de inyección de agua era concebido y el agua fue planeada para ser inyectada a principio de la producción. Algunos estudios terrestres indicaron que una alta presión de la inyección sería de uso práctico en las condiciones costa afuera debido a la necesidad de la manipulación de las aguas residuales de satisfacer necesidades ambientales.La razón principal de esta decisión era oleada o escape precipitada del petróleo al piso del mar. Este problema ambiental fue solucionado inmediatamente cerrando un pozo inyector de agua y tres pozos de producción petrolífera. Aunque el campo estaba bajo control del history match y control continuo de la presión del yacimiento, el aumento identificado en la presión del yacimiento causó probablemente la reactivación de una fractura que fue ligada al piso del mar. Petrobras tiene una lista ancha y otro campo, que es el punto focal de este trabajo, se está considerando como candidato un proyecto de inyección de agua. Coloque “A” está situado en el Brasil. Los aspectos adicionales que se considerarán son: 1) el tiro de la falla de 60m y esta información es importante para definir el tamaño de la rejilla durante el refinamiento del modelo. 2) la conclusión obtenida en la referencia [2] es la motivación principal para este trabajo. Se indica allí que el campo se debe considerar para la posterior investigación que considera apuntar a los aspectos geomecánicos y a reducir incertidumbres en pronóstico del comportamiento del yacimiento.Este paper considera la simulación del flujo del yacimiento ligada a la simulación geomecánica. En este trabajo solo se concideran los aspectos elásticos y no se concidera la variación de temperatura.El objetivo es demostrar la metodología empleada, diferencias observadas entre una compresibilidad constante y un acercamiento variable de la compresibilidad y cómo utilizar la información elástica. Este trabajo también presenta el acercamiento adoptado para integrar geomechanica en los primeros tiempos de un desarrollo de campo. Las mayores preocupaciones en el primer tiempo del desarrollo de campo son: ¿1) cuál sería el papel de las fallas existentes dentro del área de desarrollo? ¿2) se esperaría cualquier reactivación de una falla? ¿3) hay dependencia de la tensión con respecto a la porosidad y permeabilidad? Este paper concluye que el acoplamiento entre el yacimiento y los simuladores geomecánicos es viable y presenta las variaciones volumétricas de la tensión que afectan cambios de la porosidad y de la permeabilidad.

Información del laboratorio

El suelo y los principios de la Mecánica de suelos se han derivado en gran parte de la prueba de laboratorio. El gran valor de la prueba de laboratorio en el actual contexto es proporcionar los límites cuantitativos para la interpretación y la comprensión de procesos naturales. La mayoría de sedimentos se originan como materiales débiles que se deforman fácilmente, pero se hacen más fuertes durante el proceso de enterramiento y su estadía en la profundidad. Este proceso de litificación convierte eventualmente los sedimentos en rocas, que exhiben fuerzas pronunciadas. Todas las rocas exhiben elasticidad y pequeñas tensiones, pero en materiales con alta compresibilidad como sedimentos sin litificar, la gama de esta clase de comportamiento se limitan extremadamente como demostración en la referencia (2).Considerando el punto de vista elástico los parámetros dominantes son: Módulo de Young y cociente de Poisson. En este trabajo, relacionando la información de estos parámetros viene a partir del siete experimentos triaxiales del laboratorio realizados en Petrobras Centro de investigación (Cenpes). La figura 1 presenta la variación del Modulo de Young con respecto a la tensión horizontal o fuerza confinada. Esta función de energía se utiliza a través del modelo geomecánico.

La Figura 2 demuestra cómo el cociente de Poisson varía con la tensión eficaz y también se utiliza en el geomodelo. Estos dos parámetros son fundamental en un estudio elástico.

La Figura 3 demuestra la variación de la tensión de esquileo con pequeño deformación axial. Ilustra que los parámetros elásticos pueden ser utilizados si la deformación está en la gama de 0.5%. El cuadro 4 es un resumen de todas las pruebas realizadas en este campo y demuestra que la trayectoria de la tensión de siete drenó pruebas triaxiales. Coloque “A” está lejos del sobre de la falta demostrado en esta figura. Sin embargo, se espera que con la inyección del agua allí una reducción en la tensión eficaz mala y una posibilidad alcanzará el sobre de la falta. Esta característica importante no se considera en este papel sino se está incorporando en una investigación en curso.

Metodología: Yacimientos Acoplados & Simulación Geomecánica
El flujo en medio poroso con aspectos geomecánicos utiliza un número de aspectos fundamentales. Fundamentalmente, lo que une la simulación numérica del flujo y la geomecánica ocurre con la porosidad a traves de la compresibilidad de la roca, por ejemplo:

La respuesta a la deformación de un sólido elástico a una tensión (σ) dada depende de la constante de proprcionalidad del material según la Ley de Hooke, conocido como el Módulo de Young (E), como se describe a continuación:
Donde la deformación elástica (ε) se define como:El radio de Poisson’s del sedimento por el radio de la deformación transversal a longitudinal, por ejemplo:
En la mayoría de los sedimentos geológicos el fluido es agua, y soporta alguna porción de cualquier carga aplicada dado al incremento de la presion del fluido. La componente de la carga remanente es sustentda por las partículas de sedimento y se le llama la tensión efectiva, descrita como:

Donde σ es la tensión total y PP es la presión de poro del fluido.
Es la presión del fluido que controla la repercusión geológica de la relación de la permeabilidad, las sobrepresiones, tensión efectiva, fuerza del sedimento y la intensidad de la deformación.
Para explorar la influencia relativa del proceso geomecánico en el comportaminto del yacimiento, los estudios paramétricos sumen que la porosidad varía linelmente con la defomación volumétrica (εv) como se describe en la Ecuación (6) y permeabilidad dada por la Ecuación (7). Estudios modernos apuntan a otra expresión para la relación de permeabilidad dada por la Ecuación (8). Como se dijo anteriormente, el efecto de la temperatura no se concideran en esta ecuación:

En este trabajo, las simulaciones secuénciales acopladas yacimiento-geomecánica se emprenden para analizar la influencia de la geomecánica en pronósticos de la producción petrolífera de un yacimiento que produce con y sin waterflooding. Una metodología que acopla un simulador numérico del flujo (IMEX) y el simulador geomecánico (FLAC3D) se esta desarrollando y desplegando. El procedimiento comienza con un paso geostatico en el cual se establece el estado vertical y horizontal inicial de la tensión. Esta tarea se llama equilibrio del modelo geomecánico y se requiere para garantizar que en las condiciones iniciales no haya tensión de esquileo y deformación volumétrica presente.Esto es seguida por una secuencia de pasos de la carga, que cubre 5 años solamente de producción, para “el panorama del caso del agotamiento”, y producción más la inyección, para “el panorama del caso de la inyección”. En cada paso, la distribución de la tensión eficáz es recalculada por el geomodelo basado en la presión de poro actual, que se computa usando el simulador del yacimiento (Figura 5).

La permeabilidad en cada bloque se modifica según la tensión eficaz mala y la deformación volumétrica (ecuación (8)). Este trabajo utiliza los multiplicadores de la permeabilidad en una tabla de compresibilidad que varía con la presión y no un mapa de la permeabilidad. Cada funcionamiento de simulación comienza a partir de una fecha fija para garantizar que en un paso de tiempo específico un multiplicador correcto está utilizado y varía con la presión.

Descripción de casos estudiados:
Caso base-no ligado con geomecánica:
Los estudios de la ingeniería del yacimiento no consideran generalmente el efecto de tensiones in situ sobre la producción. La permeabilidad se asume para seguir siendo constante a lo largo de la vida de la producción del yacimiento. El caso base asume que la porosidad está relacionada con compresibilidad del volumen del poro de una manera convencional, según lo descrito por la relación lineal demostrada en la ecuación (1). Hay dos subcasos base: agotamiento (solamente recuperación primaria se explica) y los casos de inyección (todos los casos de inyección consideran la inyección de agua que está presente en el principio del período de la producción). En el caso del agotamiento hay dos pozos de producción verticales produciendo con la misma tasa líquida máxima. No existe pozo de inyección. En los casos de la inyección, además de los dos productores, dos pozos inyectores están presentes. Ambos inyectores están perforados en una capa debajo de los pozos que producen y comienzan a inyectar agua desde el comienzo de producción del yacimiento. Se han considerado dos panoramas de la inyección: bajo y alto, en el fondo del hoyo, presiones de la inyección.

Caso ligado (Linked Case) – Flujo acoplado y Modelo Geomecánico:
Este modelo es igual al anterior (agotamiento e intección), pero concidera un link externo con el modelo geomecánico.

Análisis de resultados
En una etapa inicial una corrida para la validación fue realizado. El caso base para el panorama del agotamiento fue funcionada con el acoplador geomecánico y también usando la metodología completa pero con la desactivación de la característica del acoplador.

La Figura 8 ilustra que la metodología fue ejecutada eficientemente cuando la incorporación de la geomecánica se apaga, el proceso se comporta como una simulación convencional de yacimiento. Esto fue hecho para demostrar que el acoplamiento entre los dos paquetes de programas informáticos no están alterando los valores de la presión que se están transfiriendo entre ellos.

Caso de agotamiento
Una comparación de los resultados obtenidos del agotamiento del Caso Base y el caso ligado del agotamiento se ilustra en la Figura 9. Esta Figura demuestra el impacto del pronóstico de producción cuando el comportamiento geomecánico no se considera. Representa una disminución de el 30% en el factor de recuperación cuando el geomodelo es ligado al simulador del yacimiento.

Caso de la Inyección
El descuido del efecto de tensiones in situ sobre la producción petrolífera ha sido una práctica común en la ingeniería de yacimiento. Sin embargo, para la piedra caliza y la piedra arenisca sin consolidar, como en el caso de los yacimeintos profundos con base de Campos, en Brasil, y una mejor comprensión de los procesos geomecánicos del yacimiento ayudará a optimizar la recuperación de esta clase de yacimientos. Según lo representado por Figura 12, ninguna diferencia significativa existe entre el caso ligado de la inyección para las altas presiones de la inyección y el caso ligado de la inyección para el esquema de la presión de inyección normal de agua. Esto implica que una investigación se debe hacer para verificar el impacto en las fallas y en el factor de recuperación.

Cuando un pozo lejano es localizado en la frontera comienza a producir, la tensión en la frontera del yacimiento debe promover la dilatación en el volumen del bloque de la rejilla (Figura 13). Este tipo de característica se encuentra solamente cuando hay un acoplamiento correcto entre un yacimiento y un simulador geomecanico. Ninguno de los simuladores mostrará un incremento en la presión con el agotamiento del yacimiento.
La descarga a lo largo del mismo camino de tensión produce poca recuperación en la permeabilidad (<5%).>

Conclusiones
La producción petrolífera de los yacimientos de subsuperficie es un complejo proceso en el cual las características mecánicas de la roca y flujo del flúido son variables acopladas. La sensibilidad de la tensión producida por la producción se puede simular por el modelado numérico acoplado, considerando que la relación de la tensión con la permeabilidad y la porosidad se puede fijar basado en suficientes pruebas de laboratorio.
Este trabajo acopla una diferencia finita no lineal del modelo geomecánico con una diferencia finita numérica del simulador de flujo para estudiar el comportamiento de un yacimiento de petróleo típico situado en la base de Campos, en Brasil. Los resultados obtenidos destaca los efectos sobre el pronóstico de producción de cambios dinámicos en la permeabilidad y la porosidad que consideran el comportamiento elástico.
El conocimiento y la incorporación del estado de la tensión en el modelado del flujo del yacimiento es esencial para el manejo óptimo de los yacimientos tension-sensibles.

Planificación de campo usando un modelo de integración subsuelo-superficie

2009-01-12T15:24:00.000-08:00

Introducción

El modelo integrado superficie-subsuperficie tiene un impacto crítico en la optimización de las operaciones de producción y la mejora en la planificación del desarrollo del campo de los activos de la producción. La solución dinámica integrada del modelo del yacimiento a la superficie, facilita dicho modelo. Estas soluciones permiten a ingenieros simular panoramas típicos del desarrollo de campo, tales como pozos de desarrollo y reentradas del pozo durante la vida del campo, desarrollando y colocando un nuevo satélite de producción junto con las facilidades de producción y los cierres de pozos.En el pasado, la planeación del diseño y producción del campo se realizaban por separado.Una solución integrada supera estos problemas permitiendo al ingeniero utilizar un modelo de simulación apropiada para el yacimiento y el sistema de producción mientras que los mantiene acoplados en su interfaz. El acoplador entre un modelo del yacimiento y un modelo de red superficial puede ser:Implicito: las ecuaciones describen el flujo multifásicoen el yacimiento, el pozo y la red de trabajo de la superficie se resuelve simultáneamente.Explícito: el modelo de red se soluciona al principio de cada paso de tiempo y los límites de la presión de fondo de los pozos (o los límites de la presión del cabezal) se establecen respectivamente. Retraso iterativo: en cada iteración de Newton del modelo del yacimiento, la red superficial se balancea con el modelo del pozo/yacimiento usando la última iteración de la solución del yacimiento.La solución usada en este trabajo se basa en las estrategias explícitas e iteraciones retardadas. Una estrategia iterativa retardada se utiliza en el caso de un solo yacimiento junto a una red superficial, mientras que el acoplador explícito se utiliza en el caso de los yacimientos múltiples junto a una red superficial. La comunicación entre los modelos del yacimiento y superficie ocurre a través de un mensaje que pasa el interfaz abierto (usando MPI). Ver Fig.1.-

Fig. 1. Architecture of a system of multiple reservoirs andsurface networks coupled through an open interface.

La comunicación a través de un interfaz abierto ofrece la flexibilidad de la opción del software cuando los simuladores se acoplan independientemente, a condición de que se abren estos simuladores, ej. ellos pueden intercambiar data con software externo durante la simulación.El acoplador explícito e iterativo retardado está naturalmente bien adaptado para la comunicación a través de un interfaz abierto porque requieren relativamente una pequeña cantidad de información para ser intercambiada en cada iteración de equilibrio: a saber las condiciones de límite en las localizaciones del acoplador. El acoplador implícito también requiere un nivel íntimo de comprensión de la formulación y del algoritmo numérico de cada simulador que es acoplado. Se complica más a fondo si los modelos tienen diversas descripciones de la presión, volumen,temperatura(PVT) para sus líquidos. Por otra parte, cuando la simulación de yacimiento múltiple se acopla con el modelo implícito, ellos se fuerzan para tomar las mismas medidas de tiempo. Un esquema explícito del acoplador, por una parte, permite que cada yacimiento avance en el tiempo con su propio paso, conforme a la necesidad de sincronizar con cada uno a intervalos específicos. Otra ventaja de la metodología del acoplador de la interfaz abierta es la capacidad de moverse entre los modelos de alta y baja fidelidad de la simulación sin modificaciones al algoritmo del acoplador. Mientras los modelos de alta y baja fidelidad expongan el mismo interfaz al regulador, el algoritmo del acoplador no necesita distinguir entre ellos. Esto tiene un enorme efecto sobre la optimización de la producción y el debottlenecking. En un proceso de optimización, por ejemplo, el ingeniero puede de un modelo fino de la rejilla a un modelo de poder (proxy model) sin la preocupación de los detalles de diversos modelos.Se ilustra en este papel algunas de las funcionalidades que permite la integración del modelo de superficie-subsuperficie. El software de análisis del sistema de producción se utiliza para modelar las redes superficiales.

Aplicaciones

Yacimientos múltiples de petróleo negro que se acoplan a las redes de superficie, en el cabezal del pozo.Petróleo negro y yacimientos composicionales con producción global, inyección, y reinyección. El delumping de un pozo de petróleo negro en un pozo composicional.Tres ejemplos se presentan en este paper que ilustra las capacidades adicionales permitidas por una solución integrada, superficie/subsuperficie.Ejemplo 1: Dos modelos yacimiento (un modelo de petróleo negro y un modelo composicional) se juntan a un modelo de red superficial composicional. Un esquema delumping del petróleo negro se utiliza para convertir el pozo de petróleo negro en una corriente composicional. el acoplador yacimiento- red ocurre en el cabezal del pozo en el modelo de yacimiento de petróleo negro y modelo de yacimiento en el fondo del pozo composicional. El acoplador en el fondo del hoyo le permite a la red calcular la presión del pozo y los gradientes de temperatura, dando mayor exactitud que el uso de las tablas calculadas de antemano de la hidráulica del pozo. Ver Fig.2.-

Fig. 2. Example I: A representation of the network modelshowing the boundary nodes coupling at the wellbottomhole in the compositional reservoir model and at the well tubinghead in the black oil reservoir model.

Ejemplo II: varios escenarios de estrangulación se utilizan para probar la respuesta de un modelo de yacimiento acoplado a una red superficial de la tubería. Éstos demuestra que la meseta de producción puede ser extendida mientras se obedezca los límites del agua y el gas por ajustes selectivos de estrangulaciones que controlan la producción de los múltiples individuales. Ver Fig. 3.-

Fig. 3. Example II: Network configuration showing the
wells belonging to the three reservoirs.

Ejemplo III: Los diámetros de la estrangulación están dinámicamente regulados para limitar el cociente erosional de la velocidad dentro de la red seleccionada ramifica. Los pozos se abren de una coleta de la perforación siempre que la tarifa de producción del yacimiento este por debajo de un valor dado. Ver Fig. 4.-

Fig. 4. Example III: Network configuration.

Conclusiones

El acoplador de los yacimientos múltiples que tienen diversas descripciones de PVT y de diversas localizaciones del acoplador a una red superficial se hace posible con el uso de un interfaz abierto combinado con una exacta funcionalidad del delumping del petróleo negro.
La duración de la meseta de producción petrolífera puede ser extendida usando un ajuste avanzado de la estrangulación de la red técnica que apunta resolver un sistema de apremios de la producción del campo estrangulando en los múltiples individuales; el objetivo de la producción del campo se comparte entre los múltiples mientras que se predispone contra altos cores de agua y fraccines de gas

Extrapolación de medidas de laboratorio para la simulación de un punto de burbuja variable

2009-01-12T11:50:00.000-08:00

Introduccion
La simulación de yacimiento de los puntos de burbuja variables tales como inyección de agua o de gas en yacimientos de aceite negro requiere a menudo la extrapolación de las características del fluido del yacimiento a presiones sobre la presión original del punto de burbuja. Proponemos un esquema para extrapolar la relacion gas-petróleo en solución, los factores volumetricos de formación, viscosidad y densidad del petróleo que preserva la relación correcta de estas características a la presión. El procedimiento se basa en la observación empírica en que la relación gas-petróleo en solución y el factor volumétrico de la formación sea linear y que la densidad y viscosidad del petróleo tienen una relación linear en la gama de presión de interés. Una ecuación de balance de materiales se utiliza para conectar las cantidades y las características de los fluídos en superficie, del factor volumétrico de formación del petróleo, y de la relación gas-petróleo en solución a la densidad del petróleo en el yacimiento. Así, las cuatro características se pueden extrapolar juntas en un proceso con base empírica y teórica.
Un esquema similar se utiliza para extrapolar las características del gas en solución, forzando las formas correctas del factor-z del gas, del factor volumetrico de la formación del gas, y de la densidad del gas como funciones de presión. La viscosidad del gas, como de costumbre, se calcula con correlaciones.
Thomas, et al , divulgó la necesidad de extrapolar las características del petróleo y gas a presiones sobre la presión medida del punto de burbuja cuando ocurre una variable del punto de burbuja en la simulación del yacimiento. Con la inyección de agua o gas, existe la posibilidad de que la fase del petróleo en algunas de las celdas(de la malla)podría terminar con más gas en solución, y por lo tanto con una presión más alta que la presion de burbuja inicial. El resto de las características del fluído del petróleo y del gas en el yacimiento también se afectan.
Proponemos un procedimiento en el cual las cuatro características de interés del petróleo (relación gas-petróleo en solución, factor volumétrico de formación, densidad del petróleo, y viscosidad del petróleo) se extrapolan simultáneamente a las presiones sobre la presión original del punto de burbuja, honrando las relaciones teóricas y empíricas sabidas entre estas características. Las tres características del gas que son de interés (factor volumetrico de formación del gas, densidad del gas en el yacimiento, y viscosidad del gas) son extrapoladas simultáneamente a las presiones sobre la presión inicial del punto de burbuja del petróleo honrando sus relaciones con factores de compresibilidad del gas. Las características del gas y del petróelo van juntas asegurándose de que la compresibilidad total del fluído siga siendo positiva a través de la gama completa de presiones.

Extrapolación de las propiedades de un yacimiento de petróleo

Un diagrama de la relación gas-petróleo en solución contra el factor de volumétrico de la formación del petróleo producirá una línea recta a través la mayor parte de la gama de presiones para las cuales fueron medidas. Cualquier desviación ocurrirá solamente en las presiones bajas. Se espera esto puesto que el factor principal que afecta a factores volumétricos de formación del petróleo es la cantidad de gas en solución. Cambios en la presión y en la temperatura del yacimieno también afecta a los factores volumétricos de formación, pero éstos son pequeños.
La densidad del petróleo y la viscosidad también se correlacionan. La densidad y la viscosidad se incrementan debido a la pérdida de las moléculas más pequeñas del petróleo como el gas en solución. La forma de la gráfica generalmente es ascendente y algo cóncavo. Al menos la extrapolación, a la izquierda en este caso, puede ser hecha con una ecuación lineal en los puntos de referencias últimos. Encajar una ecuación cuadrática a los datos es tentador, pero nuestra experiencia demuestra que una extrapolación lineal da mejores resultados. Los factores volumétricos de formación del petróleo, la relación gas-petróleo en solución, y las densidades del petróleo se relacionan por medio de la siguiente ecuación:

Esta ecuación no es una correlación, sino que sale de un balance de materiales. La densidad del petróleo en tanque en superficie se puede calcular con la gravedad específica del petróleo en API.
La gravedad específica del gas en la Eq (1), debe ser el volúmen promedio del separador y los gases del stock tank. Estos datos están generalmente tomados de un informe de laboratorio. Si eran las propiedades originales del fluido preparado de correlaciones usando datos del campo, la gravedad espesífica del gas del stock tank no se sabrá. En este caso la gravedad específica del gas del separador se puede utilizar en Eq. (1) con resultados satisfactorios. Así las cuatro características del petróleo de interés están conectadas con relaciones empíricas y teóricas.
El cuadrado en la extrapolación del factor volumétrico de la formación del petróleo se puede mover para colocar las líneas de la extrapolación de las cuatro características del petróleo. Obviamente, esta extrapolación no resultó ser buena. Sin embargo, la línea de la extrapolación de la relación gas-petróleo en solución se puede mover para crear una extrapolación razonable para las cuatro características. Esta extrapolación para las cuatro propiedades del petróleo deben ser ascendentes y levemente cóncavo.

Extrapolación de las propiedades del gas del yacimiento

Las propiedades de los gases se desarrollaron en el yacimiento mientras la presión disminuye por debajo de la presión del punto de burbuja del petróleo que se utilizan en modelos de simulación de petróleo negro como los factores volumétricos de formación del gas, densidades del gas, y viscosidades del gas. Estas tres características de los gases también se pueden extrapolar a las presiones más altas que la presión original del punto de burbuja del petróleo. Eq. 2 indica que un diagrama del recíproco del factor volumétrico de formación del gas con la presión sería una línea recta con temperatura constante en el yacimiento si el gas es un gas ideal (z = constante = 1.0).

Los cambios de la compresibilidad del gas son pequeÑos en comparación con los cambios de presión, por lo que un gráfico será una linea recta.
Eq. 3. indica que un gráfico de la densidad del gas con la presión debe ser un línea recta para el gas ideal:

La línea recta será cóncava hacia abajo debido a los cambios del factor de compresibilidad del gas con respecto a la presión.
Un correlation se utiliza normalmente para estimar las viscosidades de los gases que se desarrollan en el yacimiento mientras que la presión disminuye. Esta correlación relaciona las viscosidades del gas con las densidades del gas, la temperatura del yacimiento, y los pesos moleculares evidentes de los gases libres. En presiones más altas, la curva de esta correlación es una ascendente hacia la derecha o levemente cóncava. Así, los factores volumétricos de formación del gas, las densidades del gas, y todas las viscosidades del gas se relacionan con los factores de compresibilidad del gas. Estas tres características se pueden atar para proveer factores de compresibilidad del gas en una hoja de balance gráfica interactiva usando Eqs. 2 y 3 y las ecuaciones de la correlación de la viscosidad del gas.
Las ecuaciones para las densidades del gas y las viscosidades del gas requieren valores del peso molecular del gas desarrollado que es también una función de la presión del yacimiento. El peso molecular evidente de un gas se relaciona con la gravedad específica del gas:

El conocimiento de las gravedades específicas cambiantes de los gases desarrollados en el yacimiento a las presiones cambiantes es necesario para el cálculo de las densidades del gas y de las viscosidades del gas.

Compresibilidad total

Cada par de puntos de data en el resultado de las tablas de las propiedades del fluido como función de la presión debe pasar por un chequeo de compresibilidad total. Este chequeo se da por medio de la Eq.4:

donde el valor del factor volumétrico de formación del gas se determina a la más baja presión.

Conclusión

Hemos demostrado que las cuatro propiedades del petróleo de interés en la simulación de petróleo negro se pueden conectar con una relación teórica y dos empíricas. Así, es posible extrapolar recíprocamente estas características a presiones sobre la presión original del del punto de burbuja del petróleo visualmente honrando las formas previstas de las cuatro propiedades.
Hemos demostrado que las tres propiedades del gas estan conectadas con los factores de compresibilidad del gas de los gases en solución que se desarrollan en el yacimiento. Dos relaciones teóricas y una correlación forman estas conexiones. Así, estas propiedades se pueden extrapolar honrando las formas previstas de las curvas recíprocamente.