cap 1_5 curso de simulacion numérica avanzada de yacimientos de petróleo y gas
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CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA-CIPCAPITULO DE INGENIRIA DE PETROLEO Y PETROQUIMICA
Simulación Numérica Avanzada de Yacimiento de Petróleo y Gas
Curso de Desarrollo Profesional 40 Horas Lectivas
Entre el 21 de Febrero y 16 de Marzo del 2014Lima, Perú
Instructor: Ing. Luis Alberto Colán García,Ingeniero de Petróleo
lcolang@gmail.com; lcolan@pluspetrol.net
Simulación Numérica Avanzada de Yacimientos de Petróleo y gas
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
Febero 21- Marzo 16, 2014
1. Marco Conceptual 1.1 Introducción a la Ingeniería de Reservorios
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
Febero 21- Marzo 16, 2014
Propiedades de Roca Reservorio
FAC-07
Objetivo
Este módulo tratará los conceptos claves para la clasificación de los diferentes
tipos de hidrocarburos. El usuario debe contestar un examen teórico con base
en los conocimientos adquiridos en esta presentación.
Porosidad
* Relación entre el espacio existente entre los granos de una roca (volumen poral) y el volumen total de la roca.
φ= Vporal/ Vtotal
La porosidad en los reservorios no es uniforme y varía entre cada pozo, así como de estrato a estrato. La porosidad puede ser determinada mediante análisis de muestras de roca y perfiles de pozos.
Porosidad
La porosidad se clasifica de acuerdo al origen en:•Primaria•Secundaria
La porosidad se clasifica de acuerdo a su naturaleza en:•Absoluta•Efectiva
Permeabilidad
* Capacidad de una roca que permite que los fluidos del reservorio pasen a través de su espacio poral intercomunicado. Tal movimiento puede ser representado por la Ley de Darcy:.
La permeabilidad de una roca varía con la dirección y el tamaño de grano y se calcula mediante análisis de muestras de roca y pruebas de pozo.
Propiedades de los fluidos del Petróleo
Objetivo
Este módulo tratará los conceptos claves para la clasificación de los diferentes
tipos de hidrocarburos. El usuario debe contestar un examen teórico con base
en los conocimientos adquiridos en esta presentación.
Introducción
El petróleo y en sí los hidrocarburos no tienen las misma características. Hay diferentes tipos de crudo y sus propiedades físicas son diferentes.Esto implica diferentes equipos para extraerlo y facilidades de producción específicas. Esto hace que los tipos de crudo se diferencian por su valor económico.
Este módulo tratará los diferentes tipos de crudo, sus propiedades y comparaciones entre ellos.
Contenido
Hidrocarburos¿Qué son los hidrocarburos?Hidrocarburos en estado gaseoso, líquido y sólido
Propiedades de los HidrocarburosCondiciones en el yacimientoDiagramas de FaseGORiRsBoGravedad APICoeficiente de viscosidad
Tipos de crudoBlack OilVolatil OilRetrograde GasWet GasDry Gas
Hidrocarburos
¿Qué son los Hidrocarburos?
Los hidrocarburos (HC) son unos compuestos orgánicos que se encuentran en la naturaleza y están constituidos de Hidrógeno y carbono. Estos pueden ser livianos o pesados (según la cantidad de átomos de carbón que contengan) y se pueden encontrar en estado gaseoso, líquido o sólido.
Tipos de Hidrocarburos:
Nombre Formula Nomenclatura Petrolera
Metano CH4 C1
Etano C2H6 C2
Propano C3H8 C3
Butano C4H10 C4
Pentano C5H12 C5
Hexano C6H14 C6
Heptano plus Desde el C7H16 C7+
¿Qué son los Hidrocarburos?
Como se mencionó anteriormente, los hidrocarburos pueden ser:
LivianosCompuestos principalmente de Metano (C1). Se les conoce como gases pobres porque no contienen hidrocarburos pesados.
IntermediosSe componen principalmente de los hidrocarburos entre Etano (C2) y Hexano (C6). Dentro de este rango están la gasolina, el gas Propano y el gas butano.
PesadosSe les llama así a los hidrocarburos compuestos a partir del Heptano (C7) y tienen un gran valor económico comparado con los HC livianos.
Por facilidad en la caracterización se definió el HEPTANO PLUS (C7+) para agrupar todos los compuestos que siguen al C7.
HC en estado gaseoso
METANOEs el hidrocarburo gaseoso más liviano y abundante y el principal componente del gas natural.El Metano es un gas incoloro e inodoro
GAS NATURAL Es una mezcla natural de gases hidrocarburos la cual es altamente compresible y expansible. El metano es su principal constituyente con más del 85% y cantidades pequeñas de C2 hasta el C5.Además, contiene impurezas como Dióxido de carbono, Nitrógeno y Sulfuro de Hidrógeno.Este es el tipo de gas que se extrae de los yacimientos de Chuchupa y Ballenas en la Guajira.
Llama de una estufa a gas natural.
HC en estado líquido
Los hidrocarburos en estado líquidos son los que comúnmente se conocen como petróleo o alguno de sus derivados.
PETROLEOEs una mezcla compleja de hidrocarburos encontrados en la naturaleza. El petróleo puede encontrarse como sólido, liquido o gas, pero esta palabra generalmente es usada para aceite crudo líquido.Las propiedades como el color, la gravedad API, olor, viscosidad e impurezas varían dependiendo del yacimiento.
Muestra del Crudo extraído de un pozo en Caño Limón
HC en estado sólido
BITUMENEs una materia orgánica inflamable formada de Kerógeno durante el proceso de formación del petróleo. El Bitumen incluye Hidrocarburos como Asfaltenos y Cera Mineral. Por lo general es sólido y de color negro o marrón.
El principal uso del asfalto es en la pavimentación de vías
Asfalto
Prueba de Conocimientos 1
Haga CLICK sobre el botón de la respuesta y verifique con el sonido
1. Los hidrocarburos intermedios están comprendidos por: Etano hasta Hexano (C2 - C6) Metano (C1) Etano hasta pentano (C2 - C5) Heptano Plus (C7+)
2. El gas natural esta compuesto principalmente de: Butano Metano Pentano Heptano Plus
3. Uno de los usos del bitumen es: Extracción de gas propano Aceite para motores de combustión Pavimentación (Asfalto). Todas las anteriores.
Haga Click salir de la Práctica
Propiedades de los hidrocarburos
Condiciones en el yacimiento
En un yacimiento de petróleo se encuentra gas, crudo y agua. Debido a que el yacimiento se encuentra a miles de pies de profundidad del suelo, la cantidad de tierra y rocas que hay encima de éste ejerce grandes presiones (miles de libras por pulgada cuadrada o psi) sobre el gas y crudo contenidos en el.
El volumen del crudo y el gas varían con la presión.
Los tipos de crudo se diferencian principalmente por las siguientes propiedades que se explicarán a continuación:
• Bo• GORi• Gravedad API• Color Presión
Antes de ver las propiedades, veremos los diagramas de fase de los hidrocarburos.
Diagramas de Fase
Presión de Burbuja:Es la presión donde aparece la primera burbuja de gas en el petróleo que esta líquido en el yacimiento. A esta presión se dice que el líquido está saturado.
Presión de Rocío:A diferencia de la presión de burbuja, la presión de rocío es la presión donde aparece la primera gota de líquido a una temperatura dada. El petróleo está como gas en el yacimiento y en este punto comienza a condensarse.
Pre
sión
Temperatura
Presión de Brubuja
Presión de rocío
Presión crítica
Presión crítica:Es el punto donde convergen la fase líquida y la fase gaseosa. En este punto no se puede diferenciar el líquido del gas.
El Diagrama de fase tiene dos zonas, una donde el hidrocarburo es líquido y otra donde es gas.
Diagramas de FaseLos diagramas de fase determinan el comportamiento del fluido respecto a la presión y temperatura en el yacimiento. Cada tipo de crudo tiene su propio diagrama de fase.
80
70
10
50
40
20
Pre
sión
Temperatura
% de líquido
Zona de líquido Zona de Gas
Dependiendo de la presión y la temperatura, un hidrocarburo puede estar como gas y/o como líquido en el yacimiento.
Cuando es extraído del yacimiento y está siendo llevado a la superficie del pozo, la presión comienza a bajar y la temperatura se mantiene casi constante.
A medida que el fluido se acerca a la superficie, más gas se va separando y cada vez es menos el crudo que va quedando.
Cuando llega a este punto, el gas disuelto dentro del crudo comienza a separarse. Esta presión se conoce como presión de burbuja.
Presión de Burbuja
Suponga que el hidrocarburo es líquido y contiene gas disuelto a la presión del yacimiento.
GORi
La relación Gas - Aceite inicial (Gas Oil Ratio) indica que tanto gas hay por cada barril de crudo, todo en condiciones estándar (60ºF, 14,7psi).
El volumen del gas se mide en pies cúbicos estándar (SCF).El crudo se mide en barriles en tanque de almacenamiento (STB).
STBSCF
estándarscondicioneapetróleo.Volestándarscondicioneagas.Vol
GORi
Esta relación es clave para determinar el tipo de crudo en un yacimiento.
RsEs la cantidad de gas en solución que tiene el crudo (disuelto dentro de él).
Petróleo SobresaturadoPor encima de la presión de burbuja. No puede disolver más petróleo.Petróleo SaturadoA la presión de burbuja. En equilibrio.Petróleo SubsaturadoPor debajo de la presión de burbuja.
STBSCF
estándarscondicioneapetróleo.Volestándarscondicioneadisueltogas.Vol
Rs
Gráfica de Gas en solución vs presión. Cuando la presión es inferior a la presión de burbuja (Pb), el crudo comienza a liberar gas y el Rs disminuye.
Rs
PresiónPb
No liberación
de gas
Liberación de gas
Petróleo Sobre-
saturado
Petróleo Subsaturado
Petróleo Saturado
BoEl factor volumétrico de formación del aceite (Bo) compara los volúmenes de crudo y gas disuelto en el yacimiento contra el volumen de ese crudo en superficie (a condiciones estándar).
res Bl:Es el volumen del crudo y del gas disuelto dentro del crudo, en el yacimiento. Debido a las altas presiones, el volumen del gas es reducido dramáticamente en comparación a su volumen arriba en la superficie.
STB:Stock Tank Barrel o barril en tanque de almacenamiento. Es el volumen que ocupa el sólo crudo (sin gas) a condiciones estándar (60ºF y 14.7psi de presión absoluta).
Con esto, se tiene para el Bo:
STBBlres
estándarscondicioneapetróleo.Volyacimientoendisueltogaspetróleo.Vol
Bo
El Bo siempre es mayor que uno.
Bo
El Bo (factor volumétrico del aceite) también es afectado por la liberación de gas, cuando la presión del crudo cae por debajo de la presión de burbuja.
Bo
PresiónPb
Expansión del líquido
Liberación del gas en
solución
La expansión del crudo por disminución en la presión es compensada por la temperatura, si esta llegase también a reducirse.
Gravedad o Grado API (ºAPI)
Es una escala adoptada por la American Petroleum Institute (API) para determinar la gravedad específica o densidad de un hidrocarburo. Entre más grados API se obtiene un hidrocarburo de más baja densidad.
5.131Fº60@EspecíficaGravedad
5.141APIGravedad
El grado API influye directamente en el costo del hidrocarburo, entre más alto sea el grado más elevado será su precio.
El agua tiene 10 ºAPI, el crudo de Caño Limón es 29 ºAPI, mientras que una gasolina puede tener hasta 60 ºAPI por citar algunos ejemplos.
Los crudos, según su gravedad se clasifican en:• Super Pesados (Menos de 10 ºAPI)• Pesados (10 - 22 ºAPI)• Medianos (22 - 32 ºAPI)• Livianos (32 - 42 ºAPI)• Condensados (Mayor de 42 ºAPI)
Coeficiente de Viscosidad (m)
La viscosidad en los fluidos influye en la facilidad de estos para fluir. Cuando se tiene un valor alto de viscosidad, el fluido tiene mucha resistencia al flujo.
Para los hidrocarburos, la viscosidad varía por la presión y la temperatura. En el caso de la presión, cuando el crudo baja de la presión de burbuja y comienza la liberación de gas, la viscosidad aumenta notablemente, tal como se muestra en la siguiente gráfica.
m
PresiónPb
m disminuye con Presión
m aumenta con la disminución Presión
La viscosidad se mide en Stokes o CentiStokes (cSt).
Prueba de Conocimientos 2
Haga CLICK sobre el botón de la respuesta y verifique con el sonido
1. La presión de rocío es: La presión donde el líquido comienza a liberar gas. La presión donde el gas comienza a condensar líquido. La presión atmosférica cuando comienza a llover. La presión donde no se puede diferenciar entre líquido o gas.
2. Dado que tienen las mismas unidades [SCF/STB], la diferencia entre GORi y Rsi es: El GORi relaciona únicamente el gas disuelto dentro del crudo. El Rsi tiene en cuenta todo el gas, el disuelto y el liberado. GORi (gas total / crudo) y Rsi (gas disuelto / crudo). GORi (gas disuelto / crudo) y Rsi (gas total / crudo).
3. El gas en solución (Rs) aumenta cuando la presión baja de la presión de burbuja. Falso Verdadero
Haga Click salir de la Práctica
Saturación de Fluídos
Mecanismo de producción
Análisis y Predicciones del Comportamiento del Yacimiento
• Estimación del Petróleo Original En Sitio (POES)
• Análisis del comportamiento pasado y presente del yacimiento
• Estimación del comportamiento futuro del yacimiento bajo las condiciones actuales de explotación (estimación de tasas de producción, factor de recobro y reservas)
• Estimación de tasas de producción y reservas bajos otros esquemas de explotación
• Actualización periódica de todo lo anterior a medida que progresa la explotación del yacimiento y se obtiene más y “mejor” data
Mecanismos Naturales de Producción
• Yacimientos de Petróleo– Expansión de rocas y fluidos– Gas en solución– Capa de gas– Influjo de agua– Segregación gravitacional– Mecanismos combinados
• Yacimientos a Gas– Expansión o agotamiento– Influjo de agua– Mecanismos combinados
Características de los diferentes mecanismos naturales de producción
Expansión
MECANISMOS PRESIÓN RGP PROD. DE AGUA EFICIENCIA OTROS
Pi>PbDeclina rápida y continuamente
Permanecebaja y constante
Ninguna(Excepto en
Yac. con alta Sw
1 - 10%3% prom.
Gas en solución
Declina rápida y continuamente
A principio baja luego sube hasta
un máximo y después baja
Ninguna(Excepto en
Yac. con alta Sw
5 - 35%20% prom.
Requiere bombeo en etapa temprana
Capa
de gas
Cae lenta y continuamente
Sube continuamente
en pozos. Buzamiento
arriba
Ausente o despreciable
20 - 40%25% prom.
Ruptura de gas en pozos.
Buzamiento abajo índica capa de gas
Características de los diferentes mecanismos naturales de producción
MECANISMOS PRESIÓN RGP PROD. DE AGUA EFICIENCIA OTROS
Influjo de Agua
Permanece alta.
La presión es sensible a la tasa total de producción
Permanece baja si la
presión se mantiene alta
Pozos Buzamiento
abajo producen agua temprano.
La producción de agua aumenta a
valores altos
35 - 80%50% prom.
N calculada por BM
aumentasi se
despreciael influjode agua
DrenajeGravitacional
Declina rápida y continuamente
Se mantiene baja en pozos busamiento
abajo y alta en pozos
busamiento arriba
Ausente o despreciables
40 - 80%60% prom.
K>200 mdBuzamiento
> 10%mo bajo (<5 cp)
Influencia del Mecanismo de Producción sobre la Presión y Factor de Recobro
100
80
60
40
20
0 12 3 5
4
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
1. ExpansiónRoca y Fluidos
2. Gas en Solución3. Capa de Gas
4. Influjo de Agua5. Segregación
Gravitacional
P/Pi
N/Ni
ReservasEs el volumen total de petróleo recuperable económicamente de un yacimiento
N = POES x FrFr = Factor de recobro
Y al considerar la producción obtenida hasta el momentoNr = N - NpNr = Reservas remanentesNp = Producción acumulada hasta la fecha
Se clasifican en:Reservas probadasReservas probablesReservas posiblesRecursos ContingentesRecursos Prospectivos (Reservas por descubrir)
Estimación de OOIP y OGIP
Definición de los DiferentesTipos de Reservas
• Reservas probadas– Las reservas que han sido cuantificadas por medio de pozos, equipos
y métodos técnicos específicos que garantizan su existencia• Reservas probables
– Las reservas que no han sido certificadas por medio de pruebas de producción, pero que por encontrarse dentro de los límites geológicos conocidos de un yacimiento, son susceptibles de ser probadas perforando pozos adicionales y haciendo pruebas de producción
• Reservas posibles– Aquellas de posible existencia, pero que por falta de información
fehaciente, no pueden garantizarse con exactitud• Reservas por descubrir
– Aquellas cantidades estimadas, no asociadas a acumulaciones conocidas, cuya existencia se presume en base a información de geología de superficie. Se clasifican en Hipotéticas y Especulativas, teniendo las primeras más certidumbre que las segundas
Métodos de Estimación de Reservas
• Volumétrico• Curvas de declinación• Balance de materiales• Simulación matemática• Probabilística
Método VolumétricoN = POES x Fr
POES = ---------------------
POES = Petróleo original en sitio, BFA = Área, acresH = Espesor promedio, piesO = Porosidad promedio, fracciónSoi = Saturación inicial de petróleo, fracciónBoi = Factor volumétrico del petróleo, inicial, BY/BF
Gas originalmente en petróleo, GOES:GOES = POES x Rsi
Rsi = Relación gas petróleo de Solución, inicial, PCF/BF
7758 A h O Soi
Boi
Estimación de OOIP y OGIP
Correlaciones API parael Factor de Recobro
1. Gas en solución (Arenas, areniscas y rocas carbonatadas)
Fr = Factor de recobro, % POES en el punto de burbujeo
Swi = Saturación intersticial de petróleo, fracción
Bob = Factor volumétrico de formación del petróleo, en el punto de burbujeo, BY/BF
k = Permeabilidad absoluta, darcy
mob = Viscosidad del petróleo en el punto de burbujeo, cp
Pb = Presión de burbujeo, lpca
Pa = Presión de abandono, lpca
174,03722,00979,0
16110
)()()1
81541a
bwi
ob
,
ob
wi
Pp
xsxμ
kx(
B)S(φ
,Fr
2159,01903,00770,0
04220
)()()1(0
898,54
a
iwi
oi
iw
,
oi
wi
Pp
xsxk
x(B
)SFr
Correlaciones API parael Factor de Recobro
2. Influjo de Agua (Arenas y Areniscas)
mwi = Viscosidad inicial del agua, cp
moi = Viscosidad inicial del petróleo, cp
Pi = Presión inicial del yacimiento, lpca
Curvas de Declinación• El yacimiento es un sistema que se agota• La producción tiende a declinar• Representación gráfica de producción eventualmente
muestra declinación
Se requiere suficiente data de producción y en la fase de declinación• Todos los factores presentes que originaron la curva, seguirán:
– Cambio en los métodos– RA/RC, Tratamientos– Problemas en facilidades de producción– Condiciones de mercado– Clima
• Se debe tener mucho cuidado “Ojo Clínico” a extrapolar la curva• Cuando la pendiente cambia, debe estudiarse la causa y efecto sobre
reservas
Curvas de Declinación
Curvas de DeclinaciónComunmente Usadas
1.- Log de Qo vs t2.- qo vs Np
3.- Log de corte de agua o corte de petróleo (tasa económica de producción es gobernada por el agua producida)
4.- CAP o CGP vs NP
5.- Log de GP vs Log Np (Cuando se conocen las reservas de petróleo y se quiere saber el gas o viceversa)
Si 1 y 2 son líneas rectasn Tasa constante o declinación exponencial
n Extrapolación fáciln Si producen líneas curvas, probar armónica
o hiperbólica
Balance de Materiales
• Método más avanzado que el de las curvas de declinación• Permite calcular POES y N• Se basa en el principio de conservación de la masa (Ni se crea ni se
destruye)• Suposiciones básicas:
– Yacimiento tipo tanque homogéneo (Propiedades de la roca y fluidos se mantienen iguales a lo largo de todo el yacimiento)
– Producción e inyección concentradas c/u en un solo punto– No hay dirección para el flujo de los fluidos
Simulación Matemática
• Se basa en principios de balance de materiales
• Toman en cuenta heterogeneidad del yacimiento y dirección del flujo de los fluidos
• Toma en cuenta las localizaciones de pozos productores e inyectores y sus condiciones operacionales
• Los pozos pueden operarse y cerrarse de acuerdo a condiciones especificadas
• Se pueden prefijar las tasas o las presiones de fondo o ambas
• El yacimiento se divide en múltiples celdas o bloques (tanques)
• Los cálculos se efectúan para las fases petróleo, gas y agua a intervalos discretos
Simulación MatemáticaAbuso de la Simulación
• Expectativas irreales– Tendencia a creer que “la respuesta es infalible, ya que salió del
computador”
• Justificación insuficiente para la simulación– Se pide un trabajo que no puede ser justificado con la data
disponible– Objetivo de estudio no esta claro– Estudios convencionales pueden dar resultados similares
• Descripción irreal del yacimiento– Para hacer la duplicación de la historia, se manipulan parámetros
(permeabilidades relativas y propiedades de los hidrocarburos), hasta hacerlos irreales
Comparación de las Técnicasde Estudios de Yacimientos
VOLUMÉTRICO CUR. DEC BAL. MATERIALES SIMULACIÓN
1) Aplicabilidad / Exactitud
Exploración Si / Cuestionable No Si / Cuestionable Si / Cuestionable
Descubrimiento Si / Cuestionable No Si / Cuestionable Si / CuestionableDelineación Si / Cuestionable No Si / Cuestionable Si / RegularDesarrollo Si / Mejor No Si / Mejor Si / BuenaProducción Si / Regular Si / Regular Si / Mejor Si / Muy Buena
2) Data Requerida
Geometría Área / Espesor No Área y Espesor Homogéneos
Área y Espesor Homogéneos
Roca Porosidad Saturación
No Porosidad, Saturación, Perm. Relativas, Comp.
Homogéneos
Porosidad, Saturación, Perm. Relativas, Comp. Capilar Heterog.
Fluidos Fact. Vol. de Form. No PVT Homogéneo PVT Heterogéneo
Pozos No No IP para Tasa vs t Perforaciones, IP
Prod. e Inyecc. No Producción Si Si
Presión No No Si Si
Comparación de las Técnicasde Estudios de Yacimientos
VOLUMÉTRICO CUR. DEC BAL. MATERIALES SIMULACIÓN
3) Resultados
POES Si No Si Si
Recobro Final Si (con Fr) Si Si Si
Tasa vs t No Si Si (con IP) Si
Presión vs t No No Si (con IP) Si
1.2 Esquema de trabajo para discusión técnica de participantes.
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
• Preparación de la Información (criterios, formas y validación)
• Introducción al modelaje con BUILDER• Manejo de las diferentes formas de grillado• Ingreso de propiedades geológicas (estructural, espesores,
etc) (edición y validación)• Regionalización de áreas (edición y validación)• Ingreso de propiedades de fluido (edición y validación)• Ingreso de propiedades de roca-fluido (edición y validación)• Ingreso de datos del acuífero y equilibrio (edición y
validación)
Antecedente histórico Simulación
1.3 Antecedentes históricos y avances de simulación
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
Antecedente histórico Simulación
Antecedente histórico Simulación
1.4 Complejidad de la simulación. Períodos de la simulación, factores durante la planificación de la simulación.
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
Métodos utilizados para Entender y Resolver Problemas de Ingeniería
• Experimentos a Escala Real• Experimentos en Laboratorio• Análisis de Modelos Matemáticos• Simulación con Métodos Numéricos
Estos cuatro métodos tienen sus propias ventajas y desventajas. Por razones económicas y prácticas, el uso de los últimos dos métodos ha estado creciendo significativamente en todas las ramas de ingeniería
Modelo de Dreyfus de Adquisición de Habilidades
Novicio
Principiante Avanzado
Persona Competente
Experto
Complejidad de la simulación
Complejidad de la simulación
Complejidad de la simulación
1.5 Ciclo de vida de la simulación
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
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Modelo Geológico
ConstrucciónModelo (1)
Información Básica
Ajuste Histórico (2)
Revisión Historia Primaria
Simulación Historia
WF
Optimización, Desarrollos Adicionales y Pronósticos (3)
Rediseño WF y
Desarrollos Adicionales
Evaluación de
Incrementos
Selección Trabajos: Best Case
Implementación y Post Appraisal
(4)
Implemen. y
Monitoreo
1
Structure and Fault Blocks
Construcción del Modelo
•Modelo Estático:•Estructural y Estratigráfico
•Propiedades• Información Básica:
•Condiciones Originales (P&T)•Propiedades Petrofísicas •Propiedades de Fluidos
•Validación OOIP, basado en:•Modelo Estático
•Energía Natural de Reservorios
UNI_G
UNI_F
Base_VM
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
1100
1120
1140
1160
1180
1200
1220
1240
1260
1275
1094
SSTVD -0.02 0.22PHIE
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
YPF.Nq.NG-16 [SSTVD]
1180
1200
1220
1240
1260
1280
1300
1320
1340
1347
1166
SSTVD -0.0129 0.1422PIGN
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
YPF.Nq.NG-7 [SSTVD]
1230
1240
1250
1260
1270
1280
1290
1300
1310
1320
1330
1340
1350
1360
1370
1220
SSTVD -0.0156 0.1502PIGN
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
YPF.Nq.NG-6 [SSTVD]
1000
1020
1040
1060
1080
1100
1120
1140
989
SSTVD -0.0135 0.1547PIGN
Base_VM UNI_G
UNI_F
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
YPF.Nq.NG-2 [SSTVD]
1310
1320
1330
1340
1350
1360
1370
1380
1390
1400
1410
1420
1430
1440
1450
1301
SSTVD -0.0146 0.1351PIGN Base_VM UNI_G
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
YPF.Nq.NG-44 [SSTVD]UNI_G
UNI_F
Base_VM
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
Net Sand Thickness (m)
2
Ajuste Histórico
•Selección de Parámetros PVT y Petrofísicos por Reservorio
•Selección del Método de Cálculo•Construcción de Elementos de Flujo•Ajuste Histórico (pozo-reservorio)
• Liquido Total• Petróleo
•Análisis Eficiencias
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Sw (fr)
kro
w -
krw
3
Optimización, Desarrollos
Adicionales y Pronósticos
AT.a-10
AT.a-11
AT.a-27
AT.a-4
AT.a-5
AT.a-6
AT.a-9
AT-1
AT-12
AT-13 AT-14
AT-15
AT-16 AT-17AT-18
AT-19
AT-2
AT-20 AT-21
AT-22
AT-24 AT-25AT-26
AT-28AT-29 AT-3
AT-31(I)
AT-30
AT-31
AT-32AT-32(I)
AT-33
AT-34
AT-35
AT-36
AT-37
AT-39
AT-40
AT-41AT-42
AT-43
AT-45
AT-47
AT-49 AT-50
AT-51AT-52
AT-53AT-54
AT-55 AT-56
AT-57
AT-58
AT-60
AT-61AT-62AT-63
AT-64
AT-65AT-66
AT-67
AT-68
AT-69
AT-70
AT-72AT-73
AT-74AT-75
AT-76
AT-77
NG.xp-38
NG-29
NG-52
NG-53
NG-54
NG-55
NG-7
NG-8
ESTUDIO
ABANDONADO
PETROLEO
PTG
AABANDONAR
GAS
RRS
RG
IAGUA
ART
SUMIDERO
PT
100
1,000
10,000
100,000
1984
1989
1994
1999
2004
2009
2014
2019
2024
2029
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
50
60
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
• Generación Escenarios de Optimización y Desarrollo
• Pronósticos• Análisis Económico
• Selección del Best Case (Maximizar NPV, reducción riesgos)
• Análisis FODA• Plan de Acción ante Desvíos
O-233
PC-1000
PC-1001
PC-1003
PC-1004
PC-1061
PC-1062
PC-1063
PC-1075 PC-1076
PC-1095
PC-1150
PC-1154
PC-1213
PC-1214
PC-1276
PC-1306
PC-80
PC-82
PC-92
PC-2
PC-78
PC-1412
PC-1418
PC-1417
PC-1419
PC-1432
PC-1433
PC-1444PC-1446
PC-1445
PC-1447
PC-1456
PC-1457 PC-1434
LC-263PC-1475
PC-1473
PC-1476
PC-1474
Productor cerrado
Productor abierto
Iny ector cerrado
Iny ector abierto 4• Implementación del Proyecto Seleccionado
• Diseño Facilities• Monitoreo
• Análisis de Desvíos• Actualización del Modelo
Estático/Dinámico• Post Appraisal
• Lecciones Aprendidas• Identificación de Oportunidades
Forecast of Multiple Scenarios
Cumulative Cash Flow (M$)
Implementacióny
Post Appraisal
Zona 2
Zona 1
Pinj
Iw=cte.
Zona 2
Zona 1
Pinj
Iw=cte.
Pinj
Iw=cte.
1.6 Definiciones y conceptos de la simulación
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
EL VALOR DE LA SIMULACIONEL MODELAJE NOS PERMITE OBSERVAR LA FISICA DE LOS YACIMIENTOS SIN ESTAR PRESENTE Y EXAMINAR ALGUNOS QUE PASARIA SI?
SIN LA SIMULACION Y EL MODELAJE NUMERICO ESTAMOS FORZADOS A HACER MUCHAS SUPOSICIONES.
MEDIANTE SIMULACION PODEMOS DECIR AQUÍ ES DONDE ESTAMOS HOY,Y ESTE ES EL VALOR ECONOMICO DE LO QUE ESTAMOS PROPONIENDO.
LA SIMULACION ES INDISPENSABLE. ES LA MEJOR HERRAMIENTA DISPONIBLE.
MIENTRAS MAS MADURO ES EL YACIMIENTO Y MEJOR ES LA DATA, MAS UTILRESULTA EL USO DE LA SIMULACION.
Consiste en la construcción y operación de un modelo cuyo comportamiento sea lo más similar posible al real del yacimiento.
Simulación numérica de Yacimientos
CONOCER LA REACCION DEL YACIMIENTO A DIFERENTES ESCENARIOSDE EXPLOTACION ES CRITICO. NECESITAMOS VALIDAR TODOS ESOS ESCENARIOS MEDIANTE SIMULACION ANTES DE SELECCIONAR.
EL VALOR DE LA SIMULACION AUMENTA CUANDO SE INVOLUCRANTECNOLOGIAS NUEVAS DE ALTO RIESGO, O EL DESARROLLO DE NUEVOS YACIMIENTOS COMPLEJOS.
EL VALOR DE LA SIMULACION
EL COSTO DE LA SIMULACIONES MUY PEQUEÑO COMPARADO AL NUMERO DE BARRILES RECUPERADOS. SIN EMBARGO EL PROCESO DE ORGANIZAR LOS DATOS Y CONSTRUIR EL MODELO PUDIERA SER TODAVIA MAS VALIOSO QUE SUS RESULTADOS,YA QUE NOS PERMITE ENTENDER LA NATURALEZA DE LOS YACIMIENTOS.
EL COSTO DE SIMULACION INCLUYENDO LA MANO DE OBRA ES MENOS DE 1/2CENTIMO DE DOLLAR POR BARRIL.
Simulación numérica de Yacimientos
1.7 Tipos o modelos de simulación numérica
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
Tipos o modelos de simulación numérica
Tipos de Yacimientos (tipo de fluido)
Existen cinco diferentes tipos de crudo, que se diferencian por propiedades como GORi, Bo y gravedad API.
Black Oil (Aceite Negro)
Volatil Oil (Aceite Volátil)
Retrograde Gas (Gas Retrógrado)
Wet Gas (Gas Húmedo)
Dry Gas (Gas Seco)
Además de las propiedades mencionadas, es determinante la cantidad de
hidrocarburos pesados que contenga el crudo (%C7+ o % de Heptano Plus),
llamada también fracción pesada. En el Black Oil es mayor del 20%, mientras que en el gas seco es menor al 0.7%.
Tipos de crudo
Las diferencias en las propiedades, se listan a continuación.
PropiedadAceite Negro
(Black Oil)Aceite Volátil
Gas Retrógrado
Gas Húmedo Gas Seco
GOR Menor 2000 2000 - 3000 3500 - 50000 50000 ……..
°API Menor 40 40 - 55 Mayor 55 Mayor 55 ……
Negro Marrón Verde
Verde Naranja Blanco
Marrón Verde Marrón
Boi Menor 2.0 Mayor 2.0 …… …. …..
C7+ Mayor 20% 20 - 12.5% 12.5 - 4% 4 - 0.7% Menor 0.7%
Campo Caño limón Cusiana Floreña Cupiagua Guajira
Color Blanco …….
Tipos de crudo
Black OilEs el crudo existente en Talara y la Selva Peruana y es el que tiene mayor
fracción de hidrocarburos pesados (C7+).
El gas que se desprende del Black Oil es gas seco, debido a las moléculas livianas que se liberan. Este gas no se condensa.
El Black Oil tiene un gran valor económico.
GORi Menos de 1.750 SCF/SBT
º API Menor a 40
Boi Menor de 2 resBL/SBT
HC Pesados Mas del 20%
Muy Oscuros
Colores Negro
Marrón
BLACK OIL
Black Oil
Ejemplo de un diagrama de fase de un Black Oil. Observe que el hidrocarburo se conserva líquido durante todo el proceso, a pesar que libera gas.
Punto Crítico
Pre
sión [
psi
]
1
3
2
Separador
Trayectoria de Presión
% de líquido80
50
3010
70
2000
1000
300
Temperatura [ºF]
Nitrógeno 51.72%
CO2 9.34%
H2S 0.00%
Metano 7.14%
Etano 0.51%
Propano 7.30%
Butano (l,n) 13.07%
Pentano (l,n) 8.10%
Hexano 1.84%
Heptano Plus 0.98%
Analisis del Gas, Pozo RD-03
El gas seco, liberado por el crudo tiene una alta concentración de hidrocarburos livianos.
Diagrama de Fase del Black Oil
Separador de Gas Tanque de techo cónico FWKO, donde se separa inicialmente el crudo del agua.
Celda de Flotación, donde el crudo restante es retirado del agua.
Bombas
Facilidad de Tratamiento Black Oil
El aceite volátil es un tipo de hidrocarburo líquido con más componentes intermedios y livianos que un Black Oil. En Colombia el campo de Cusiana tiene este tipo de crudo en su yacimiento.
GORi 2.000 - 3.200 SCF/SBT
º API Mayor de 40
Boi Mayor de 2 resBL/SBT
HC Pesados Entre 12,5% y 20%
Marrón
Colores Naranja
Verde
VOLATIL OIL
El gas que sale del petróleo o aceite Volátil se llama Gas Retrógrado.
El °API en el ST aumenta durante la vida del yacimiento.
Una pequeña reducción de presión por debajo de la presión de burbuja causa una gran liberación de gas.
Volatil Oil
Al igual que el Black Oil, el petróleo volátil se encuentra también como líquido dentro del yacimiento, a diferencia que el volátil está mas cerca de la zona de gas en el diagrama.
Punto Crítico
Pre
sión
Temperatura
1
3
2
Separador
% de líquido80
3010
70
40
El almacenamiento del aceite volátil es similar al del Black Oil, se diferencian en que se debe tener cuidado para que el gas no se libere fácilmente, dadas las condiciones del Aceite Volátil.
Diagrama de Fase del Volatil Oil
Almacenamiento del Volatil Oil
Tanque de almacenamiento.
Prueba de Conocimientos 3
Haga CLICK sobre el botón de la respuesta y verifique con el sonido
1. De los tipos de crudo, el que menos gas tiene (GOR) es el: Black Oil. Volatil Oil. Wet Gas. Retrograde Gas.
2. La presión de burbuja del crudo en Caño Limón está en el orden de: 1000 - 1200 psi 600 - 650 psi 92 - 115 psi 42 - 70 psi
3. El Aceite Volátil (Volatil Oil) tiene más componentes livianos e intermedios que el Black Oil. Falso Verdadero
Haga Click salir de la Práctica
Retrograde Gas
Es un Hidrocarburo gaseoso por encima de la presión critica, y a medida que la presión disminuye condensa líquido en el yacimiento, pero dicho líquido se evapora nuevamente. En español se conoce como gas retrógrado o gas condensado.
GORi Más de 3.200 SCF/SBT
º API Mas de 57
Boi - - -
HC Pesados Entre 4% y 12,5%
Marrón
Colores Naranja
Verde y Blanco
RETROGRADE GAS
El gas en superficie es muy rico en hidrocarburos intermedios. Se procesa para sacar desde Etano hasta Hexano (C2 a C6).
Diagrama de Fase del Retrograde Gas
El gas retrógrado, al estar más allá de la presión crítica se encuentra como gas en el yacimiento. A medida que la presión comienza a descender y alcanza la presión de rocío, aparece crudo condensado.
Para obtener la mayor cantidad de líquido, el gas retrógrado es contenido en unos recipientes cerrados (separadores) que trabajan a una presión y temperatura óptima.En Perú , un yacimiento con este tipo de crudo se encuentra por ejemplo en Camisea.
Pre
sión
Temperatura
Punto Crítico
% de líquido
5
4020
10
80
1
3
2
Separador
Almacenamiento del Retrograde Gas
Separadores
Wet Gas
Es un Hidrocarburo que existe como Gas durante toda la vida en el yacimiento, pero condensa líquido en los separadores de superficie. Por eso se conoce como gas húmedo (Wet Gas).
GORi Más de 50.000 SCF/SBT
º API Mas de 57
Boi - - -
HC Pesados De 0,7% a 4,0%
Color del
condensado Blanco
WET GAS
Las propiedades del gas en el yacimiento no son las mismas que en superficie. El condensado es rico en hidrocarburos intermedios y se les conoce como productos de planta (GPM).
Diagrama de Fase del Wet Gas
La única forma de obtener condensado de un gas húmedo es mediante el uso de separadores a una presión y temperatura determinadas.
El tratamiento del gas Húmedo es muy similar al gas retrógrado pues el objetivo principal es el obtener la mayor cantidad del liquido.
El gas se almacena en tanques cilíndricos o esféricos.
% de líquido
150 510
Pre
sión [
psi
]
Temperatura
Punto Crítico
1
2
4500
2500
110 Separador
Almacenamiento del Wet Gas
Tanques esféricos
Tanque cónico
Dry Gas
El gas seco o dry gas contiene principalmente Metano y algunos hidrocarburos intermedios. Se llama gas seco porque no tiene suficientes hidrocarburos pesados para condensar.
GORi - - -
º API - - -
Boi - - -
HC Pesados Menos de 0,7%
Color - - -
DRY GAS
La composición del gas en yacimiento es la misma que superficie y básicamente se compone de Metano.A este tipo de gas también se le conoce como gas pobre o gas natural.
Diagrama de Fase del Dry Gas
Su almacenamiento similar que el gas húmedo, en tanques cilíndricos y esféricos.
% de líquido
150 510
Pre
sión [
psi
]
Temperatura
Punto Crítico
1
2
4500
2800
110
Del gas seco no se puede extraer condensado, su única utilidad es como gas natural.
Almacenamiento del Dry Gas
Tanque esférico
Prueba de Conocimientos 4
Haga CLICK sobre el botón de la respuesta y verifique con el sonido
1. El gas retrógrado se caracteriza por: Conservarse líquido en el yacimiento. No tener suficientes hidrocarburos pesados para condensar. Ser conocido también como gas pobre. Ser rico en hidrocarburos intermedios.
2. La gravedad API del gas retrógrado es: Menor de 40 Entre 40 y 57 Mas de 57 No tiene gravedad API. Es gas seco.
3. Si se tiene un hidrocarburo con una fracción pesada entre 0,7% y 4,0% y el color del condensado es blanco, el HC es un Dry Gas o Gas Seco. Falso Verdadero
Haga Click salir de la Práctica
Comparación
La forma de los diagramas de fase para los cinco diferentes tipos de crudo se muestra en la gráfica. Hacia la derecha aumenta la cantidad de hidrocarburos pesados, mientras que hacia la izquierda lo hacen los hidrocarburos livianos.
Temperatura
Pre
sión
Black Oil
Aceite Volátil
Gas RetrógradoGas Húmedo
Gas Seco
Aplicativos Excel PVT
Aplicativos Excel PVT
Wet Gas
Es un Hidrocarburo que existe como Gas durante toda la vida en el yacimiento, pero condensa líquido en los separadores de superficie. Por eso se conoce como gas húmedo (Wet Gas).
GORi Más de 50.000 SCF/SBT
º API Mas de 57
Boi - - -
HC Pesados De 0,7% a 4,0%
Color del
condensado Blanco
WET GAS
Las propiedades del gas en el yacimiento no son las mismas que en superficie. El condensado es rico en hidrocarburos intermedios y se les conoce como productos de planta (GPM).
Ventajas de la simulación numérica
• Cada bloque tiene valores únicos de propiedades de roca, lo que permite tener en cuenta heterogeneidades y anisotropía del yacimiento.• Cada bloque o zona tiene valores de datos PVT, lo cual permite modelar la variación de las propiedades del fluido en el yacimiento.• Se tiene en cuenta el flujo de fluidos entre bloques adyacentes, lo que permite simular el movimiento de los frentes de fluidos en proyectos de inyección, los cambios en la posición del contacto gas-aceite en yacimientos con empuje hidráulico y los cambios en las distribuciones de presión y saturación del fluidos en ambos casos.• Hay que tener en cuenta la existencia de pozos inyectores o productores mediante la adición de los términos apropiados a las ecuaciones de flujo.• Permite determinar los mejores intervalos y tasas de producción en yacimientos con problemas de conificación.• Permite el estudio de variables involucradas en los procesos de recuperación, tales como arreglos y espaciamiento de pozos, intervalos de completamiento, tasas de producción, entre otros.•Permite modelar el comportamiento de sistemas pozo-arena productora cuando se produce varias zonas aisladas.• Permite ubicar los pozos y las tasas de producción en lugares donde se explota un yacimiento por parte de varios operadores.•
Ventajas de la simulación numérica
• Permite evaluar la recuperación final primaria y el comportamiento bajos diferentes modos de operación tales como depetación natural, inyección de agua y/o gas , otros.• Tiempo en el cual debe iniciarse un proceso de recuperación mejorada a fin de maximizar la recuperación y el tipo de patrón que debe ser usado.• El tipo de proceso de recuperación mejorada mas apropiado y cuál será la recuperación final y el comportamiento con el proceso elegido.• Investigar los efectos de nuevas ubicaciones y espaciamientos de pozos.• Analizar los efectos de las tasas de producción sobre la recuperación• Analizar que tipos de datos tienen el mayor efecto sobre la recuperación y por lo tanto los que deben ser estudiados cuidadosamente con experimentos físicos de laboratorio.
Desventajas de la simulación numérica
• Distorsión numérica por la división en bloques del yacimiento y asignación de nodos, dado a que cada nodo le corresponde un volumen de control de tamaño considerable, dentro del cual las variables dependientes . PRESIÓN y SATURACION se le asigna un valor único, lo cual no es consistente con lo que ocurre realmente en el yacimiento.• Los simuladores consideran cambios abruptos de presión y saturación entre volúmenes de control consecutivos, lo cual tampoco ocurre en la realidad.• Para ello puede reducirse incrementando el número de nodos es decir disminuir las dimensiones de los volúmenes de control. Lo que puede ocasionar incrementar los costos y los tiempos de ejecución del simulador.
Desventajas de la simulación numérica
• errores de truncamiento por las ecuaciones diferenciales empleadas son aproximadas por una serie de ecuaciones discretizadas, con lo que la solución del conjunto de cuaciones numéricas difiere, en ciurto grado de la solución de la ecuación diferencial original.
•Error de redondeo acumulado por la gran cantidad de cálculos que requiern para la solución.• Falta de información probablemente sea la principal limitación para hacer la simulación numérica.•
1.8 Modelos aplicativos de la industria
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
Modelos aplicativos en la industria
• Descripción del yacimiento• Yacimiento Naturalmente fracturado• Fracturamiento hidráulico• Pozos Horizontales• Aplicaciones composicionales• Inyección de vapor
MODELOS APLICATIVOS EN LA INDUSTRIA
• 2001 MODEL0• Evaluación Geologica• EarthVision FloGrid GEM.
• Sw Función J Sw (Curvas Pc’s) .• K relativas (teóricas) 3 tipos de roca, 9 regiones .
• Evaluación Numérica• PVT de CR & SM usando Pseudo componentes (6)• IPR Analisis Nodal (Qi) Prod, Inj.• Diagrama de Flujo.• Mapas de Propiedades (Swi, Phi, NTG)• Corridas de Inicialización & Prediciones. (Decl .Presión, C3-C4 evol.)• Pronósticos
• 2003 MODELO• Información Nueva.
• Coronas ( 4 regiones de roca).• SM 1004 vs 2001 (teorico).• SM 1004 Nia & SM 1003 Noi.
• PVT SM 1004 & SM 1002. • 2004 MODELO
• Información Nueva.• Coronas
• SM 1005. • SM 1006.
• Regiones de Roca (5) FZI & HFU• Modelo geologico Petrel (SM & CR).
File: Block 88 & 56 - Simulation Model May 2005 PP.irfUser: cpinilloDate: 2005-06-16
Z/X: 13.00:1
4,357
5,143
5,929
6,715
7,501
8,288
9,074
9,860
10,646
11,432
12,218
Camisea Bloques 88 & 56Grid Top (ft)
1.9 Tendencia futura
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
Tendencia futura
TENDENCIA FUTURA
2. INFORMACION REQUERIDA PARA MODELOS DE
SIMULACION
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
2.1 GEOMETRIA , POROSIDAD, PERMEABILIDAD,
ESPESOR DE ARENA NETA
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
• Columna de petróleo?• Efectos de temperatura?
• Segregación ?• Variación Composición?
GEOMETRÍA
2.2 PERMEABILIDAD RELATIVA , PRESIONES
CAPILARES, COMPRESIBILIDAD ROCA
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
Tamaño de Poro
Facies 1Facies 1MegaporosoMegaporoso
1 1
10000
050100
Mercury Saturation (%)
10
100
1000
Ca
pilla
ry P
ress
ure
(p
sia
)
Facies 4Facies 4MicroporosoMicroporoso
Facies 3Facies 3MesoporosoMesoporoso
Facies 2Facies 2MacroporosoMacroporoso
1
10000
10
100
1000
Ca
pilla
ry P
ress
ure
(p
sia
)
050100Mercury Saturation (%)
050100
Mercury Saturation (%)
10
100
1000
Ca
pilla
ry P
ress
ure
(p
sia
)
10000
050100
Mercury Saturation (%)
10
100
1000
Ca
pilla
ry P
ress
ure
(p
sia
)
10000
1
2.3 Propiedades PVT
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
CONVENCIONAL
PETROLEO
GAS
DESPUES DE UN LARGO PERIODO
DE TIEMPOPETROLEO
GAS
FOAMY OIL
PROCESO SIMULADO AUMENTANDO LA DENSIDAD DEL GAS EN SOLUCION Sgc, Pseudo Pb, Velocidad reacción
PVT
1
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
2
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
PRESION(Lpc)
Bo(
By/
Bn
)
40 OAPI
25 OAPI
Factor Volumétrico
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
PRESION(Lpc)
RS
(Pcn
/Bn
)
40 OAPI
25 OAPI
Gas en solución
10 OAPI
PVT
2.4 Ubicación de pozos, completaciones IP e historia
de producción, presiones estáticas y fluyentes
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
Pb
Pi
Pwf
Pb
MUESTREO
PRESIONES
3400
3800
4200
4600
5000
PR
ES
ION
DE B
UR
BU
JEO
(Lp
ca)
COMPORTAMIENTO DE LA PRESION DE BURBUJEO CON PROFUNDIDAD
Facies 1Facies 1MegaporosoMegaporoso
1 1
10000
050100
Mercury Saturation (%)
10
100
1000
Ca
pilla
ry P
ress
ure
(p
sia
)
Facies 4Facies 4MicroporosoMicroporoso
Facies 3Facies 3MesoporosoMesoporoso
Facies 2Facies 2MacroporosoMacroporoso
1
10000
10
100
1000
Ca
pilla
ry P
ress
ure
(p
sia
)
050100Mercury Saturation (%)
050100
Mercury Saturation (%)
10
100
1000
Ca
pilla
ry P
ress
ure
(p
sia
)
10000
050100
Mercury Saturation (%)
10
100
1000
Ca
pilla
ry P
ress
ure
(p
sia
)
10000
1
Casos prácticosCasos prácticos
3. ETAPAS DE LA SIMULACION
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
Cómo planificar un estudio de simulación
ESTUDIOS MULTIDISCIPLINARIOS DE SIMULACION
Etapas y tiempo asociado a ellas en % del estudio (labor):
NFOQUE MACRO PARA HACER UN ESTUDIO DE SIMULACION
OBJETIVO (CUAL ES EL PROBLEMA)
SELECCIÓN DEL MODELO
SINTESIS DE DATOS (CALIDAD)
INICIALIZACION DEL MODELO
COTEJO HISTORICO
PREDICCION
CRITICA
?
ETAPAS DE MODELAJE
CUAL ES EL PROBLEMA ?
COMPLEJIDAD GEOLOGICA/SEDIMENTOLOGICA COMPLEJIDAD DE FLUIDOS AREAL VERTICAL AGOTAMIENTO IRREGULAR DE YACIMIENTO
ENTEDIMIENTO DEL COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO YACIMIENTO NATURALMENTE FRACTURADO
Como detener la declinacion del Yacimiento ?
Donde debo perforar los pozos ???
Que es mejor Inyectar agua o Gas ??
ANALISIS DEL PROBLEMA
1. ANALISIS DEL PROBLEMA Y DEFINICION DE OBJETIVOS - CARACTERISTICAS GEOLOGICAS DEL YACIMIENTO - COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS - OBJETIVOS REALISTAS?
2. SIMPLIFICAR EL PROBLEMA USANDO EL MODELO MAS SIMPLE QUE SEA CONSISTENTE CON EL YACIMIENTO
3. ENTENDER INTERACCION ENTRE DISTINTAS PARTES DEL YACIMIENTO - YACIMIENTO/ACUIFERO - MECANISMOS INVOLUCRADOS
4. JUSTIFICAR APROPIADAMENTE EL NUMERO DE BLOQUES USADOS
5.CONOZCA SUS LIMITACIONES Y CREA EN SU JUICIO - RESPUESTA APROXIMADA - JUICIO BASADO EN OBSERVACIONES DE CAMPO Y/O LABORATORIO - VALIDAR RESULTADOS MEDIANTE CALCULOS SIMPLES
6. SEA RAZONABLE EN SUS OBJETIVOS - MECANISMOS DESCRITOS EN FORMULACION DEL MODELO
REGLAS BASICAS DEL MODELAJE
7. AJUSTAR SOLO DATOS SOBRE LOS QUE SE TIENE DUDA EN COTEJOS - ASPECTOS FISICOS Y GEOLOGICOS - LA SOLUCION NO ES UNICA
8. NO SUAVIZAR EN EXCESO - NUNCA PROMEDIE FUERA DE LIMITES
9. PRESTE ATENCION A LAS MEDIDAS Y USO DE ESCALAS - EL SIGNIFICADO DE PERMEABILIDADES ABSOLUTAS, RELATIVAS Y PRESIONES CAPILARES PUEDE CAMBIAR CON LA ESCALA
10. PLANIFICAR TRABAJO DE LABORATORIO NECESARIO - NATURALEZA DEL PROCESO MODELADO (Proceso miscible, AGA,etc)
REGLAS BASICAS DEL MODELAJE
1. POES (Revisar espesores netos, contactos, Presión capilar, Datos PVT)
2. RGPi (Datos PVT)
3. Capa de Gas ( relación entre el tamaño de la capa de gas/tamaño zona de petróleo?), revisar volumen poroso de la capa de gas, espesor neto CGP.
4. Acuifero ( relación entre el tamaño del acuifero y el tamaño del yacimiento?), modificar tamaño del acuifero (usar acuifero analitico)
INICIALIZACION DEL MODELO DEL YACIMIENTO
1. Tasas de petroleo OK? (Revisar completaciones, espesores netos, contactos, porosidad, transmisibilidad)
2. Presion del yacimiento OK? (Ajustar tamaño del acuifero, barreras transmisibilidad, permeabilidad vertical)
3. Presion por grupo de pozos OK? (Ajustar completaciones, permeabilidad vertical, espesores de arena,transmisibilidades)
4. RGP y % AyS OK? (ajustar permeabilidad vertical, tamaño del acuifero, barreras de transmisibilidad, permeabilidad de barras, Sgc, Krw, Krg)
(Yacimiento, Grupos de pozos, regiones, pozos claves)
COTEJO DEL COMPORTAMIENTO HISTORICO
4. Construir y cargar datos de levantamiento vertical
5. Retroceder 3-5 años de historia, validar el modelo
6. Espesificar IP (Qcal = Qreal?, si no ajustar IP, BHP OK? Revisar curvas VFP)
7. Correr periodo de historia restante sin restricciones (Cotejo OK?, ajustar IP pozos, permeabilidad relativa, permeabilidad vertical, Sgc, Kr pozos)
COTEJO DEL COMPORTAMIENTO HISTORICO
1. Caso base (esquema actual)
2. Sensibilidades al caso base (RGP, perforacion adicional)
3. Existe Recuperación secundaria? (Evaluar factibilidad de inyectar agua o gas, AGA, Efectuar sensibilidades inyección/producción, perforación adicional, interespaciada, tasa iny. Optima)
4. Documentar aplicación y resultados del proceso
5. Preparar Plan Operacional
PREDICCIONES
POR FACTORESECONOMICOS
PRODUCCION INICIAL (B/D)PRODUCCION INICIAL (B/D)
100
300
500
700
0 200 400 600 800 1000 1200
CO
ST
O (
MM
Bs)
CO
ST
O (
MM
Bs)
T I R = 15%
T I R
= 1
0%
POZOSHORIZONTALES
REENTRIES
PROD. CONJUNTADE YACIMIENTOS(COMMINGLED)
P.D.R. CDIAMETRO
REDUCIDO (P.D.R.)
CAMBIO FORMACIONAL
Fracture
Foam
WAGWAG
Fracture
Foam / WAGInjector
TECNOLOGIAS PERFILESTECNOLOGIAS PERFILES
SECCION ESTRUCTURAL
LINEA SISMICALINEA SISMICA
EL EXITO
CONTINUAINTERACCION
ESTRATEGIAS DEEXPLOTACION
SECCION ESTRUCTURALSECCION ESTRUCTURAL
LOC. IMZ-17LOC. IMZ-17
DM-118(PROY.) LOC. IMZ-17
A A'
SE
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
POST EOCENO
POST EOCENO
EOCENO
GUASAREMITO JUAN/COLON
SOCUYLA LUNAMARACA
LISUREAPONRIO NEGROBASAMENTO
BASAMENTO0 1 Km
ESCALA GRAFICA
PT: 6181'PT: 6555'
MITO JUAN/COLONSOCUY
LA LUNALISURE
MARACA
APON RIO NEGRO
Yacimientos
Tecnología de Producción
Simulación de Yacimientos
Mapeo
Petrofísica
Geología
Geofísica
BASE DE DATOS POR YACIMIENTO
(actualizada en tiempo real)
VISION
CREVASSE SPLAYSDEPOSIT
ABANDONED CHANNELDEPOSIT
DELTA FRONT MOUNTH BAR
FLOODPLAIN MARSH
Hacia el Modelaje 3-D de alta resolución
Hacia el Modelaje 3-D de alta resolución
4. MODELOS DE SIMULACION
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
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Tipos de Simuladores
• Petróleo negro– Los hidrocarburos se consideran un sólo líquido y un sólo gas; no
influye la composición• Simuladores composicionales
– Permiten la variación de la composición de las fases con presión– Se usan para petróleos volátiles y condensados
• Simuladores térmicos– Usan además de las ecuaciones de flujo de fluidos, transmisión de
calor y reacciones químicas– Se usan para inyección de vapor y combustión en sitio
• Simuladores químicos– Toman en cuenta transporte de masa por dispersión, absorción,
fraccionamiento y comportamiento complejo de fases– Se usan para inyección de polímeros, tenso-activos y alcalinos
4.1 Tipos de grid disponible. Discretización . Cálculo de transmicibilidad
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
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DETALLES DE LA GRIDDETALLES DE LA GRID
ORIENTACION DE LA GRID
GRID SOBRE UN RESERVORIO
ESQUEMA DE LA GRID
600 m
300 m
SEPARACION ENTRE POZOS
SELECCIÓN DE LA GRID
(.) EL TIPO DE GRID Y NUMERO DE GRID-BLOCKS DEPENDE DE:
- Objetivos del estudio (Que quiere Ud. Modelar?) - Número de pozos y tamaña del área de estudio.
- Heterogeneidades (variación de K). - Dispersión Numérica.
- Mecanismos de flujo (segregación gravitacional, desplazamiento tipo pistón, impulsión por capa
de gas, etc.)
SELECCIÓN DE LA GRID (Cont)
(.) OBJETIVOS DEL ESTUDIO
- Nivel de exactitud requerido por el problema
- En ajuste de los tiempos de ruptura del frente (breakthrough) en inyección de fluidos (Efectos de Dispersión Numérica), se requiere una gran
cantidad de grid-blocks en la dirección del flujo.
- Modelos de gas en solución o expansión, pueden hacerse con grid tipo cuarzo, debido a que el
mecanismo es disperso.
SELECCIÓN DE LA GRID (Cont)
(.) OBJETIVOS DEL ESTUDIO (Cont)
- Los sistemas de Water drive o Gas cap o Inyección de fluidos, donde ocurre segregación gravitacional,
requiere mas GB en la vertical para considerar el movimiento de los contactos (se recomienda 10).
- Si se va a considerar perforación Infill, se debe tener los suficientes GB entre pozos para colocar los Infill. Se recuerda que la simulación usualmente minimiza
los resultados por perforación Infill.
SELECCIÓN DE LA GRID (Cont)
(.) OBJETIVOS DEL ESTUDIO (Cont)
- Para la capa de gas, use grandes GB, pero use Grid fina donde la capa se mueve hacia abajo. Use Grid
refinada local cerca al pozo (wellbore) para capturar efectos de coning.
- Para acuíferos, es mejor utilizar funciones de acuífero antes que grandes GB si es que la K del acuífero es
baja. Si el acuífero tiene K alta, use grandes GB.
SELECCIÓN DE LA GRID (Cont)
(.) NUMERO DE POZOS
- Campos grandes con un gran número de pozos requiere de estudios de simulación grandes, debido
a la incertidumbre de las condiciones de límite externo (ingreso y/o salida de flujo del área de
estudio.
- Si se requiere “observar” una conificación de agua o pozo horizontal, es mejor usar una GB refinada, debido a que el detalle que se quiere “observar”
esta cerca al pozo.
SELECCIÓN DE LA GRID (Cont)(.) HETEROGENEIDADES (Variación de K)
- Se debe decidir si la permeabilidad va a ser manejada por promedios o por modelaje de heterogeneidades.
- En general, heterogeneidades a pequeña escala (macroscópica, microscópica) puede ser manejada
por promedios. Esto se hace reduciendo la porosidad ( -----> e) o reduciendo (Sorw)lab ----> (Sorw)block.
- En general, heterogeneidades a gran escala (megascópica, gigascópica) debe ser modelada
directamente, debido a que los efectos son tensoriales (direccionales) y causarían irrupción prematura en
algunos pozos y en otros no.
SELECCIÓN DE LA GRID (Cont)(.) ORIENTACION DE LA GRID
- La Grid debe ser orientada en la dirección de la máxima permeabilidad.
- Los pozos, en lo posible deben estar localizados en el centro de los GB. Los GB deben ser uniformes.
- Se prefiere una Grid paralela a los proyectos de inyección de fluidos:
Grid paralela --> Irrupción temprana Grid diagonal --> Irrupción tardía.
- Las heterogeneidades y el número de GB entre pozos controlará los tiempos de irrupción (mínimo 3).
Discetización
Podemos definir a la discretización como la subdivisión de la distancia y tiempo en incrementos definidos y específicos.
Es decir, las ecuaciones diferenciales parciales que describen el flujo de fluidos en el reservorio, no pueden ser resueltas analíticamente. Estas deben ser resueltas numéricamente, reemplazando las ecuaciones diferenciales con ecuaciones de diferencias.
En tal sentido, para usar ecuaciones de diferencias es necesario tratar al reservorio como si estuviera compuesto de elementos de volumen discretos y calcular los cambios en las condiciones para cada elemento de volumen en cada intervalo de tiempo discreto.GRIDBLOCKSe refiere al término conceptual de los elementos de volumen del reservorio. TIME STEPSon los intervalos de tiempo discretizados.
Discetización(cont)
Dos tipos de sistema de grid son generalmente usados
A.- BLOCK CENTRADO.- Los parámetros dependientes son calculados en el centro del Block, no existen puntos en el límite. El sistema de Block centrado es compatible con las condiciones de límite tipo Neumann. Las condiciones de límite Neumann especifican que el flujo cruza los límites. En este caso el flujo que cruza el límite puede ser representado por un término fuente en el límite del Block.
B.- PUNTO CENTRADO.- Los parámetros dependientes son calculados en la intersección de las líneas del grid. Existen puntos en los límites. Este tipo de grid es compatible con las condiciones de límite tipo Dirichlet que especifica que el flujo no cruza los limites.
BALANCE DE MATERIALES (ANALITICOS)
NUMERICOS (SIMULACION)
MODELOS ESCALADOS (LABORATORIO)
PETRÓLEO NEGROCOMPOSICIONALTERMICOFRACTURADO
ESPESORESY
PROFUNDIDAD
ESPESORESY
PROFUNDIDAD
Fm. SAN JUAN
CARAPITA INFERIOR
CARAPITA SUPERIOR
ORC-17 ORC-26 ORC-18 ORC-25
NO SE NO SE NO SE NO EO
SECCION TRANSVERSAL - SISMICA
EVALUACION PETROFISICA
0 GR 150
0.2 ILD 2000
100 SW 0
EVALUACION PETROFISICA
REGISTRO - IMAGEN
14245’
IMAGEN NUCLEO
Fracturas Abiertas
Fracturas Cerradas
CORRELACION FRACTURA
REGISTRO DE IMAGENES
INTERPRETACION SISMICA
INTERPRETACION SISMICA
4.3 Black oil, composicional, térmico, fracturado
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
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TIPOS DE SIMULADORES(.) MODELO BLACK-OIL
- Comportamiento de Fase: Simple, variación de temperatura no es importante.
- Producción primaria, inyección de agua, inyección de gas seco, inyección miscible de gas, inyección
de polimero.
(.) MODELO COMPOSICIONAL
- Comportamiento de fase: Complicado, variación de temperatura no es importante.
- Reservorios de gas condensado, reciclo de gas, inyección de gas rico o CO2, petróleo volátil,
gradiente composicional.
TIPOS DE SIMULADORES
(.) MODELO TERMAL
- Comportamiento de Fase: Simple o moderadamente complicado, variación de temperatura es importante.
- Inyección de vapor, combustión in-situ, aditivos al vapor.
4.4 MODELO UNIDIMENSIONAL, 2D VERTICAL, 2D
HORIZONTAL , 3D RECTANGULAR, RADIAL.
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
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MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN
Modelo Adimensional TOPE DELYACIMIENTO
CONTACTOAGUA-PETROLEO
CONTACTOGAS-PETROLEO
PRODUCCIONINYECCION
ZONA DEPETROLEO
INYECTOR
PRODUCTOR
MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN
Modelo Unidimensional
Este tipo de modelo es normalmente usado antes de iniciar simulaciones mayores, para efectuarsensibilidades con el fin de investigar el efecto de cambios en el tamaño de los bloques en la dirección
horizontal sobre las variables mas importantes del yacimiento. En este caso, el modelo simula una fracción delyacimiento y los volúmenes de inyección y producción son asignados en función a la relación entre los
volúmenes usados en la realidad y la fracción simulada del yacimiento.
MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN
Modelo 2-D Horizontal (Areal)
INYECCION
PRODUCCION
Normalmente es usado para efectuar simulaciones de procesos de inyección en yacimientos, enlos cuales no se dispone de una buena definición geológica en la dirección vertical, enyacimientos homogéneos o en simulaciones de un campo (varios yacimientos) completo
MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN
Modelo 2D Vertical (Sección Transversal)
CAPA 1
CAPA 2
CAPA 4
CAPA 3
INYECTOR
PRODUCTOR
Este tipo de modelo es normalmente usado antes de iniciar simulaciones mayores, para efectuarsensibilidades con el fin de investigar el efecto de cambios en el tamaño de los bloques en la dirección
vertical sobre las variables mas importantes del yacimiento, así como para evaluar la factibilidad de agrupardiferentes unidades de flujo en una sola capa con el fin de reducir el número de capas a usar en simulaciones
con modelos tridimensionales para todo el yacimiento.
MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN
Modelo 3-D RectangularPRODUCCION
INYECCION
En general se usa este tipo de modelo para realizar estudios detallados de yacimientos completos, ya que permiten una mejor representación geológica, resultando en mejores herramientas de predicción.
MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN
Modelo Adimensional
TOPE DELYACIMIENTO
CONTACTOAGUA-PETROLEO
CONTACTOGAS-PETROLEO
PRODUCCIONINYECCION
ZONA DEPETROLEO
REC
OB
RO
(%
PO
ES)
NUMERO DE BLOQUES (N) 20 10 7 5
45
55
VARIACION DEL RECOBRO CONTRAEL NUMERO DE BLOQUES
*
***
INYECTOR
PRODUCTOR
MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN
Modelo radial areal (r,) Modelo radial vertical (r,z)Este modelo es la mejor adaptación para reproducir la región de drenaje de un pozo completamente perforado, o perforado en una zona productora de espesor constante en un yacimiento homogéneo
Este modelo es similar al anterior, pero permite tomar en cuenta penetración parcial del pozo y
completación parcial del pozo como función de parámetros del yacimiento y la profundidad.
investigar procesos a nivel de pozos individuales, estimulaciones, inyección alternada de vapor, etc.
1/3
1/3
Iny
Iny
ELEMENTOS DE SIMETRIA DE ARREGLOS DE 7 POZOS INVERTIDO
1/4 de hexagono
1/2 de hexagono
4.5 Orientación de grillado
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
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ORIENTACION DE LA MALLA
Los resultados obtenidos a partir de simulaciones del proceso de inyeccion continua devapor son afectados por errores numericos resultantes a partir del esquema de solucionusado en la aproximacion de las ecuaciones diferenciales en diferencias finitas. El efecto deorientacion de la malla sobre el comportamiento del proceso de inyeccion continua de
vapor, el problema ocurre cuando existen grandes diferencias entre las mobilidades de lasfases desplazante y desplazada.
X
X
XX X
X
X
X
XX X
X
X
X
X X
X
X
X
X X
X
ESQUEMA DE 5 PUNTOS ESQUEMA DE 9 PUNTOS
MALLA PARALELA
MALLA DIAGONAL
Vista areal de mallas paralela y diagonal
en arreglos de cinco pozos invertido
5. Selección del simulador
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
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Febero 21- Marzo 16, 2014
5. Selección del simulador
Comparación de las Técnicasde Estudios de Yacimientos
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Procesamiento
Builder
Descripción de Yacimiento
Diagrama de Pozos (wellbore)
Procesamiento - Simuladores
IMEX _ Black Oil
IMEX _ Black Oil
IMEX _ Características
IMEX _ Black Oil
IMEX _ Black Oil
IMEX _ Características
IMEX _ Características
IMEX _ Características
STARS
STARS Procesos Químicos, térmicos y Avanzados
STARS Procesos Químicos, térmicos y Avanzados
STARS Procesos Químicos, térmicos y Avanzados
STARS
STARS
STARS
STARS – Algunos Fenómenos Físicos que podemos Simular
STARS – Algunos Fenómenos Físicos que podemos Simular
STARS – Características Avanzadas
STARS – Características Avanzadas
STARS – Características Avanzadas
STARS – Características Avanzadas
STARS – Características Avanzadas
Winprop
Winprop – Comportamiento de Fases
Winprop
CMOST
CMOST (History Matching, Optimization,and Uncertainty Assessment Toll)
Results
Result 3D/Results Graph
Result 3D/Results Graph
Result 3D/Results Graph
Result 3D/Results Graph
Algunas Características Avanzadas
Triggers (Well Management)
Procesamiento en Paralelo
Mallado Dinámico (Dynagrid)
ParaDyne (parallel + Dynagrid)
Modelo Geomecánico
Acoplamiento Yacimiento/Superficie
Simulación de Yacimientos
MODELAJEDINAMICO
Yacimientos/Produccion
Geología
Petrofísica
Sedimentológico/estratigráfico
Geofísica
MODELAJE DE YACIMIENTOS
Caracteristicas Geológicas
Caracteristicas de los Fluidos
Mecanismos de Producción
Predictivo
Propiedades RocaInteracción Roca -Fluidos
INFORMACIÓN REQUERIDA PARA EL MODELAJE
• Datos del yacimiento: Geometría, , porosidad, permeabilidad, espesor de arena.
• Curvas de permeabilidad relativa, presiones capilares, compresibilidad de roca.
• Propiedades PVT: Factor volumétrico, relación gas-petróleo en solución y viscosidad, Composicion del Fluidos en Sitio..
• Ubicación de pozos, completaciones, índices de productividad e historia de producción, Presión
INTERPOLACION
?
?
MODELOSBALANCE DE MATERIALES (ANALITICOS)
NUMERICOS (SIMULACION)
MODELOS ESCALADOS (LABORATORIO)
PETRÓLEO NEGROCOMPOSICIONAL
TÉRMICOFRACTURADO
Balance de Materiales
Permite calcular POES, m, We, Mecanismos de ProducciÓnSuposiciones básicas
• Se basa en el principio de conservación de la masa• Yacimiento tipo tanque homogéneo
• Flujo Isotermico
pwgsiptp
ewi
fwiWti
giggi
titit
WBBRRBN
WpS
CSCNBm
BBB
NmBBBN
11
ECUACIÓN BALANCE DE MATERIALES
gssiot BRRBB
Donde;
F
Et
F
Et
INCOGNITAS:
POESTAMAÑO DE CAPA DE GAS
INFLUJO DE AGUA ACUMULADO
F
Et
m-grande
m-
pequeño
PENDIENTE =G
PENDIENTE =N
BALANCE DE MATERIALES
F = N(Eo + mEg + Efw) + We F = N Et + We
Con capa de Gas
Sin capa de Gas (m = 0)
INDICES DE MECANISMOS DE PRODUCCIÓN(PIRSON´S INDEX)
gsiptp
pwe
gsiptp
giggi
ti
gsiptp
tit
BRRBN
WBWWDI
BRRBN
BBB
NmB
SDI
BRRBN
BBNDDI
(Depletion Drive Index)
(Segregation gas cap Drive Index)
(Water Drive Index)
DDI + SDI + WDI = 1
Mecanismos Naturales de Producción
• Yacimientos de Petróleo– Expansión de rocas y fluidos
– Gas en solución– Capa de gas– Influjo de agua
– Segregación gravitacional– Compactación
– Mecanismos combinados• Yacimientos de Gas– Expansión o agotamiento
– Influjo de agua– Mecanismos combinados
Influencia del Mecanismo de Producciónsobre la Presión y Factor de Recobro
100
80
60
40
20
0 1
2 3 5
4
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
• Expansión Roca y Fluidos
• Gas en Solución• Capa de Gas• Influjo de Agua• Segregación Gravitacional
l
RECOBRO(%)
AG
OTA
MIE
NTO
P/P
i (%
)
Simulación Numérica
• Se basa en principios de balance de materiales
• Toman en cuenta heterogeneidad del yacimiento y dirección de flujo de los fluidos
• Toma en cuenta las localizaciones de pozos productores e inyectores y sus condiciones operacionales
• Los pozos pueden operarse y cerrarse de acuerdo a condiciones especificadas
• Se pueden prefijar las tasas o las presiones de fondo o ambas
• El yacimiento se divide en múltiples celdas o bloques (tanques)
• Los cálculos se efectuan para las fases petróleo, gas y agua a intervalos discretos
ECUACIONES BASICAS USADAS POR SIMULADORES
¶ /¶ x ( kx/ ¶ m p/¶ x ) + ¶ /¶ y ( ky/ ¶ m p/¶ y ) - qv/ r = ( C r + Cf ) ¶ f p/¶t
Ux = - k x / * ¶ m p/¶ x
Cr = 1/ * ¶ f f /¶ x
Cf= 1/ * ¶ r r /¶ x
a1P0 - b1P1 + c1P2 = d1
a2P1 - b2P2 + c2P3 = d2
a3P2 - b3P3 + c3P4 = d3
anPn-1- bnPn + c1Pn+1 = dn
Clasificación de los yacimientos con base en el diagrama de
fases.
MODELO DE PETRÓLEO NEGRO
GAS
PETROLEO
AGUA
ENTRADA
GAS
PETROLEO
AGUA
SALIDA
ACUMULACIÓN
TRES FASES, 3 COMPONENTES
MODELO COMPOSICIONAL
Pc
PETROLEONEGRO
VOLATIL
CONDENSADO
GAS SECO
P
T
ACUMULACIÓN
TRES FASES, n COMPONENTES
GAS
PETROLEO
AGUA
ENTRADA
C1C2::
Cn
GAS
PETROLEO
AGUA
SALIDA
C1C2::
Cn
ES SIMILAR AL COMPOSICIONAL Y USA NC+1 ECUACIONES, QUE EXPRESAN
LA CONSERVACIÓN DE LA MASA (DIFUSIVIDAD) PARA LOS NC COMPONENTES Y
UNA ECUACIÓN (DIFUSIÓN) PARA LA CONSERVACIÓN DE LA ENERGÍA.
LOS MODELOS DE PETRÓLEO NEGRO Y COMPOSICIONALES SIMULAN FLUJO
ISOTÉRMICO Y NO REQUIEREN LA ECUACIÓN DE ENERGÍA
MODELO TÉRMICO
VAPOR
PERDIDAS DE CALOR
MODELO FRACTURADO
CONSIDERA SISTEMAS DE DOBLE POROSIDAD Y/O DOBLEPERMEABILIDAD PARA MODELAR LAS CARACTERISTICAS
(CARACTERIZAR) DE LAS FRACTURAS Y LA MATRIZ DELA ROCA EN EL YACIMIENTO.
PREGUNTAS QUE SE PUEDEN RESPONDER CON SIMULACIÓN
• Cómo se debe desarrollar y producir un yacimiento para maximizar el recobro.
• Dónde y cuando perforar los pozos.
• Cual es el mejor esquema de recuperación adicional para el yacimiento, número de pozos inyectores, inyección por arreglos o periférica, tasas de inyección y producción.
• Cómo y cuándo debe ser implementado el proyecto.
• Porqué no se está comportando el yacimiento como se había pronosticado. Qué se puede hacer para mejorarlo.?
• Qué tan sensibles son las predicciones a los datos?
• Cuáles son los parámetros críticos que se deben medir en la aplicación en el campo de un esquema de recobro particular?
• Cuál es el mejor esquema de completación de pozos en un yacimiento selectivo doble. De qué porción del yacimiento
proviene la producción?
• Qué tan sellantes son las fallas y las barreras de permeabilidad observadas.
PREGUNTAS QUE SE PUEDEN RESPONDER CON SIMULACIÓN
APLICACIONES MAS COMUNES DE SIMULACIÓNDE YACIMIENTOS
• Determinar el comportamiento de un yacimiento bajo un proceso de inyección particular o agotamiento natural.
• Evaluar las ventajas de un proceso de inyección de agua de flanco contra un proceso de inyección por arreglos.
• Determinar el efecto de la ubicación de los pozos y el espaciamiento.
• Investigar el efecto sobre el recobro de variaciones en las tasas de inyección y/o producción.
• Investigar el efecto sobre el recobro de la perforación interespaciada.
• ES HACIA EL DESARROLLO DE SISTEMAS INTEGRADOS MULTIDISCIPLINARIOS AUTOMATIZADOS, QUE PUEDAN COMUNICARSE EN UNA ESTACIÓN DE TRABAJO
• FACILITANDO EL FLUJO DE INFORMACIÓN MULTIDISCIPLINARIA EN TIEMPO REAL Y LA INTERACCIÓN ENTRE LOS INTEGRANTES DE EQUIPOS DURANTE LA EJECUCIÓN DE LOS ESTUDIOS
• CON ESTO SE ESPERA SIMPLIFICAR Y MEJORAR AUN MÁS EL TRABAJO DE MODELAJE, REDUCIENDO EL NIVEL DE EXPERIENCIA REQUERIDO POR LOS USUARIOS Y LA ACTUALIZACION DE LOS MODELOS EN TIEMPO REAL
TENDENCIA FUTURA
Modelaje de Sistemas
Complejos
Generación de Modelos
Estático - Dinámicos de Alta Resolución
ABANDONED CHANNELDEPOSIT
DELTA FRONT MOUNTH BAR
FLOODPLAIN MARSH
• Integración de Modelaje Geológico con
Simulación
PORQUE SE NECESITA ESCALAMIENTO? • Los yacimientos son heterogéneos a todas las
escalas
• Es necesario representar todas esas escalas en el modelo del yacimiento
• Las propiedades de transporte mas importantes son generalmente dependientes
de la escala a la cual se miden Para representar adecuadamente la heterogeneidad del yacimiento se requeririan modelos de simulación muy detallados y complejos
(e.g. 100E06 millones de bloques o mas....)
ESCALAS DE HETEROGENEIDAD
Escala microscópica ( 10E-5 hasta 10E-3 m)
Secciones finas
Pequeña Escala( 10E-2 hasta 10E-1 m )
Tapones de núcleosCuerpos/
Facies sedimentarias
Mediana Escala( 0.1- 100 m )
CANAL FLUVIAL ABANICOS DE ROTURA
LLANURA DE INUNDACION
DIQUES
BARRA DE MEANDRO
Ambiente de depositación
Escala Giga(10-100 Km)
Escala de Simulación
Modelo Estático del Yacimiento
• descripción a gran escala • propiedades de núcleos no son validas
Modelo Dinámico del Yacimiento
• descripción a escala media o pequeña• se usan datos de núcleos
• no hay suficientes datos para cada celda
Millones de Bloques
Escalamiento :• monofásico• multifásico
Miles de Bloques
escalamiento es necesario
QUE ES ESCALAMIENTO?
CPU1 CPU2 CPU3 CPU4
work
waitcomms
NB: CPU’s 2-4 are waiting for CPU 1
• Domain Decomposition (2D)• split grid into P parts
• put each bit on separate processor
whole grid
1 2
3 4
• PROCESAMIENTO EN PARALELOReducir tiempo de ejecución
Manejar modelos grandes (> 106 celdas)
• INCORPORACIÓN DE GEOMECÁNICASimuladores completamente acoplados
Simuladores parcialmente acoplados (STARS)
• SIMULACIÓN DE PROCESOS COMPLEJOS
• SIMULADORES “STREAMLINE”
• Importar data para ECLIPSE & diseñar malla de Simulación
• Utiliza estructura & mapas de propiedades a partir de:– digitizar mapas en papel
– generic ASCII files– páquetes de mapeo
– 3D modelos geologicos– data bases
• Importar, mapas de contornos o grid del mapa
•Modelaje de fallas vertical,
inclinadas
Importar Data de Mapas /Digitizar Contornos
Cargar / DigitizarSurvey Data
Crear Malla
ProfundidadConversion
Modificar Data de Mapas
Interpolar / ContornosMalla
Archivos de Datospara ECLIPSE Volumetrics
Reportes-Graficos
Construccion de Malla y Datos
SISTEMA ECLIPSE
Simuladores– ECLIPSE 100 - petróleo negro
– ECLIPSE 300 - composicional Ambiente Office– ECLIPSE 500 - térmico
Simuladores– ECLIPSE 100 - petróleo negro
– ECLIPSE 300 - composicional Ambiente Office– ECLIPSE 500 - térmico
FloGrid/PetraGrid/Grid - simulation Interactiva
generación grid
FloGrid/PetraGrid/Grid - simulation Interactiva
generación grid
Schedule - Preparaciónde datos de producción
Schedule - Preparaciónde datos de producción
PVTi - Preparar datosde fluidos en formato del
simulador
PVTi - Preparar datosde fluidos en formato del
simulador
SCAL - Preparar datosde permeabilidades
relativas y Pc
SCAL - Preparar datosde permeabilidades
relativas y Pc
FloViz / RTView - Visualización 3-D de
resultados simulaciones
FloViz / RTView - Visualización 3-D de
resultados simulaciones
VFPi - Preparar datade flujo vertical en
tuberias
VFPi - Preparar datade flujo vertical en
tuberias
GRAF - Analisis de resultados de las
simulaciones
GRAF - Analisis de resultados de las
simulaciones
Weltest 200 - Modelo numerico para
interpretacion analitica de pruebas de pozos
Weltest 200 - Modelo numerico para
interpretacion analitica de pruebas de pozos
SimOpt - Optimización de cotejo historico ánalisis
sensibilidades.
SimOpt - Optimización de cotejo historico ánalisis
sensibilidades.
FloGrid / Grid
FloGrid / GridPVTi
ScheduleWeltest 200
ECLIPSE100/300/500
VFPiSimOpt
GRAFFloViz / RTView
investigaar differentes scenariosvisualizar resultados
Presión en tuberiasdatos de produccóon historica
black oil r composicionalfracturado, condensado, otros
pozos horizontales, EOR, térmico, etc.
porositdad, permeabilidad (logs, cores)ánalisis de fluidos (lab data)
pressión & contactos (logs, well tests, etc)
Estructura (íismica,Registros)Espesores total / neto (Registros)
Ubicación de pozos y completaciones
Predicciones &optimización production
Solve for presión & saturación
Selección del modelo de simulación
Describirel yacimiento
Diseño de laMalla del
Yacimiento
CotejoHistórico
CotejoHistórico
ECLIPSE–Proceso de Modelaje
VISUALIZACIÓN 3D
INICIALIZACIÓN DEL MODELO DEL YACIMIENTO
1. POES (Revisar espesores netos, contactos, Presión capilar, Datos PVT)
2. RGPi (Datos PVT)
3. Capa de Gas ( relación entre el tamaño de la capa de gas/tamaño zona de petróleo?), revisar volumen
poroso de la capa de gas, espesor neto CGP.
4. Acuifero ( relación entre el tamaño del acuifero y el tamaño del yacimiento?), modificar tamaño
del acuifero (usar acuifero analitico)
VISTA AREAL DE LA MALLA DE SIMULACION
27x59x10 BloquesC-455/60 = 6 Capas
3 Tipos de roca
COTEJO DEL COMPORTAMIENTO HISTORICO
1. Tasas de petróleo OK? (Revisar completaciones, espesores netos, contactos, porosidad, transmisibilidad)
2. Presion del yacimiento OK? (Ajustar tamaño del acuifero, barreras transmisibilidad, permeabilidad vertical)
3. Presion por grupo de pozos OK? (Ajustar completaciones, permeabilidad vertical, espesores de arena,transmisibilidades)
4. RGP y % AyS OK? (ajustar permeabilidad vertical, tamaño del acuifero, barreras de transmisibilidad, permeabilidad
de barras, Sgc, Krw, Krg)
(Yacimiento, Grupos de pozos, regiones, pozos claves)
COTEJO DEL COMPORTAMIENTO HISTORICO
4. Construir y cargar datos de levantamiento vertical
5. Retroceder 3-5 años de historia, validar el modelo
6. Espesificar IP (Qcal = Qreal?, si no ajustar IP, BHP OK? Revisar curvas VFP)
7. Correr periodo de historia restante sin restricciones (Cotejo OK?, ajustar IP pozos, permeabilidad relativa,
permeabilidad vertical, Sgc, Kr pozos)
DISTRIBUCION DE PRESION
ZONAS NO DRENADAS
Inicial Actual RecobroUnidad MMBN MMBN (% POES)
C-455
1a, 1b, 2a 572.99 462.57 19.272b 106.70 94.62 11.32
3 81.07 56.31 30.54 4a 63.20 58.40 7.59
C-460
4b, 5 183.30 141.99 22.496a, 6b 103.00 92.71 9.99
DISTRIBUCION DEL PETROLEO
PREDICCIONES
1. Caso base (esquema actual)
2. Sensibilidades al caso base (RGP, perforacion adicional)
3. Existe Recuperación secundaria? (Evaluar factibilidad de inyectar agua o gas, AGA,
Efectuar sensibilidades inyección/producción, perforación adicional, interespaciada, tasa iny. Optima)
4. Documentar aplicación y resultados del proceso
5. Preparar Plan Operacional
• Agotamiento Natural (Caso Base)• Inyección de 100 MMPCN/D de gas• Inyección de 100 MB/D de agua• Inyección combinada agua-gas
• Inyección tipo AGA• Inyección máxima con desarrollo
ESQUEMAS DE EXPLOTACION
• PERFORACION INTERESPACIADA EN ZONAS POCO DRENADAS.
• IMPLANTAR PROCESO REC. SECUNDARIA.
• REPRESURIZACION DEL YACIMIENTO.
POSIBLES SOLUCIONES
REGLAS BASICAS
1. ANALISIS DEL PROBLEMA Y DEFINICION DE OBJETIVOS - CARACTERISTICAS GEOLOGICAS DEL YACIMIENTO - COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS - OBJETIVOS REALISTAS?
2. SIMPLIFICAR EL PROBLEMA USANDO EL MODELO MAS SIMPLE QUE SEA CONSISTENTE CON EL YACIMIENTO
3. ENTENDER INTERACCION ENTRE DISTINTAS PARTES DEL YACIMIENTO - YACIMIENTO/ACUIFERO - MECANISMOS INVOLUCRADOS
4. JUSTIFICAR APROPIADAMENTE EL NUMERO DE BLOQUES USADOS
5.CONOZCA SUS LIMITACIONES Y CREA EN SU JUICIO - RESPUESTA APROXIMADA - JUICIO BASADO EN OBSERVACIONES DE CAMPO Y/O LABORATORIO - VALIDAR RESULTADOS MEDIANTE CALCULOS SIMPLES
REGLAS BASICAS
6. SEA RAZONABLE EN SUS OBJETIVOS - MECANISMOS DESCRITOS EN FORMULACION DEL MODELO
7. AJUSTAR SOLO DATOS SOBRE LOS QUE SE TIENE DUDA EN COTEJOS - ASPECTOS FISICOS Y GEOLOGICOS
- LA SOLUCION NO ES UNICA
8. NO SUAVIZAR EN EXCESO - NUNCA PROMEDIE FUERA DE LIMITES
9. PRESTE ATENCION A LAS MEDIDAS Y USO DE ESCALAS - EL SIGNIFICADO DE PERMEABILIDADES ABSOLUTAS, RELATIVAS Y
PRESIONES CAPILARES PUEDE CAMBIAR CON LA ESCALA
10. PLANIFICAR TRABAJO DE LABORATORIO NECESARIO - NATURALEZA DEL PROCESO MODELADO (Proceso miscible, AGA,etc)
EL VALOR DE LA SIMULACION
EL MODELAJE NOS PERMITE OBSERVAR LA FISICA DE LOS YACIMIENTOS SIN ESTAR PRESENTE Y EXAMINAR ALGUNOS QUE PASARIA SI?
SIN LA SIMULACION Y EL MODELAJE NUMERICO ESTAMOS FORZADOS A HACER MUCHAS SUPOSICIONES.
MEDIANTE SIMULACION PODEMOS DECIR AQUÍ ES DONDE ESTAMOS HOY,Y ESTE ES EL VALOR ECONOMICO DE LO QUE ESTAMOS PROPONIENDO.
LA SIMULACION ES INDISPENSABLE. ES LA MEJOR HERRAMIENTA DISPONIBLE.
MIENTRAS MAS MADURO ES EL YACIMIENTO Y MEJOR ES LA DATA, MAS UTILRESULTA EL USO DE LA SIMULACION.
• CONOCER LA REACCION DEL YACIMIENTO A DIFERENTES ESCENARIOSDE EXPLOTACION ES CRITICO. NECESITAMOS VALIDAR TODOS ESOS ESCENARIOS MEDIANTE SIMULACION ANTES DE SELECCIONAR.
• EL VALOR DE LA SIMULACION AUMENTA CUANDO SE INVOLUCRANTECNOLOGIAS NUEVAS DE ALTO RIESGO, O EL DESARROLLO DE NUEVOS YACIMIENTOS COMPLEJOS.
EL VALOR DE LA SIMULACION
EL COSTO DE LA SIMULACION• ES MUY PEQUEÑO COMPARADO AL NUMERO DE BARRILES RECUPERADOS. SIN EMBARGO EL PROCESO DE ORGANIZAR LOS DATOS Y CONSTRUIR EL MODELO PUDIERA SER TODAVIA MAS VALIOSO QUE SUS RESULTADOS,YA QUE NOS PERMITE ENTENDER LA NATURALEZA DE LOS YACIMIENTOS.
• EL COSTO DE SIMULACION INCLUYENDO LA MANO DE OBRA ES MENOS DE 1/2CENTIMO DE DOLLAR POR BARRIL.
Field Case
INTEGRATED RESERVOIR STUDY
PHASE I:
Geological/ Statrigraphic Model
PHASE II:
Mechanistic & Prototype Simulation Model
PHASE III:
3D Full Field Simulation
PHASE IV:
Field Pilot Test Design
IV
Lago deMaracaibo
I
I IXIV XII
IX X VIII
VI
VV VII
XIII
XI
N
-12400'
-12600'
-1 2 8 1 9 'NP
NP
NP
-1 2 4 3 2 '
-1 2 3 6 3 '
-1 2 3 2 6 ' -1 2 6 7 3 '
-1 2 5 7 2 '
-1 2 2 0 7 '
NP
-1 2 2 7 1 '
-1 2 1 8 4 '
-1 2 0 8 0 '
NP
NP
NP
NP
NP-1 2 1 6 0 '
NP
-1 2 1 6 0 '
-1 2 2 8 9 '
-1 2 3 0 9 '
-1 2 3 9 4 '
-1 2 2 6 2 '
-1 2 3 3 6 '-1 2 1 4 0 9 '
-1 2 5 1 4 '
-1 2 5 0 6 '
-1 2 4 2 5 '
-1 2 6 6 8 '
-1 2 1 5 8 '
NPNP
NP
-1 2 4 1 2 '
-1 3 0 4 2 '
-1 2 5 6 4 '
-1 2 4 6 5 '
-1 2 3 3 8 '-1 2 3 3 4 '
-1 2 2 6 0 '
-1 2 2 8 9 '
-1 2 3 1 0 '
-1 2 2 3 7 '
-1 2 1 5 6 '
-1 2 4 4 4 '
NP
NP
NP
NP
-1 2 1 7 0 '
-1 2 1 4 4 '
-1 2 1 8 7 'NP
NP
NP
NP
NP
-1 2 1 4 4 '
-1 2 1 3 8 '
-1 2 2 2 2 '
-1 2 4 8 9 '
NP
-1 2 4 5 8 '
NP
NP
NP
NP
-1 2 0 7 0 '
-1 2 5 6 3 '
-1 2 0 5 9 ' NP
NP
NP
-1 2 3 8 6 '
0'
b . n . l .
-1 2 1 7 2 '
NP
L
L
L
D
D
D
L
L
LL
D
D
DD
D D
D
D
D
D
L
LL
L
L
L
D
D
D
D
L
L
L
L
D
D
L
L
D
L
D
LD
L
D
L
L.A.
NP
NP
NP
NP
-1 3 0 5 3 '
-1 2 9 8 0 '
-1 2 1 5 1 '
-1 2 2 6 3 '
-1 2 3 6 8 '
-1 2 3 8 9 '
-1 2 5 4 8 '
NP
-1 2 2 4 9 ' NP
-1 2 1 6 7 '
NP
-1 2 2 6 0 '
NP
NP
-12200'
-12300'
-12100'
-12200'
-1 2 3 9 8 '
-1 2 1 6 3 '
D L
NP
-1 2 3 0 3 '
-1 2 2 2 3 '
-1 2 0 2 4 '
-1 2 1 4 2 '
NP
-1 2 2 0 7 ' -1 2 2 1 5 '
-1 2 4 2 9 '
NP
-1 3 1 4 8 '
-1 3 0 3 5 '
-1 2 9 9 5 '
-12
000'
-12100'
-1 2 0 9 0 '
-12200'
-12500'
-12100'
-12 200'
-12300'
-12400'
-12600'
-12500'
-12600'
-12700'
-12800'
-12
900'
-12
800'
LD
D L
NP
NP
NP
NP
NP
NP NP
NP NP
NP
NP
NP
NPNP
NP
NPNP
NP
NP
NP
NP
NP
NP
D L
NP
NP
NP
NP
NPNP
NP
NP
NP
NP
NP NP
NP NP
NP
NP
NP NP
NP
NP
NP
NP
NP
AL
NE
AM
E
NP
-12800'
-12900'
-13100'
-13200'
-1 2 0 4 9 '
-126
00'
NP
D
L
-12
700'
NP
VLC-993
VLC-363
VLC-395/925
VLC-993
N
Geologicaly and Petrophysicaly
characterized Complete Reservoir
Model
OOIP confirmed
Prototype Model simulation
confirms that actual exploitation
scheme is innadecuate
WAG is confirmed to be the most
suitable EOR process for the field
INTEGRATED RESERVOIR STUDY
IV
Lago deMaracaibo
I
IIXIV XII
IX X VIII
VI
VV VII
XIII
XI
N
-12400'
-12600'
-1 2 8 1 9 'NP
NP
NP
-1 2 4 3 2 '
-1 2 3 6 3 '
-1 2 3 2 6 ' -1 2 6 7 3 '
-1 2 5 7 2 '
-1 2 2 0 7 '
NP
-1 2 2 7 1 '
-1 2 1 8 4 '
-1 2 0 8 0 '
NP
NP
NP
NP
NP-1 2 1 6 0 '
NP
-1 2 1 6 0 '
-1 2 2 8 9 '
-1 2 3 0 9 '
-1 2 3 9 4 '
-1 2 2 6 2 '
-1 2 3 3 6 '-1 2 1 4 0 9 '
-1 2 5 1 4 '
-1 2 5 0 6 '
-1 2 4 2 5 '
-1 2 6 6 8 '
-1 2 1 5 8 '
NPNP
NP
-1 2 4 1 2 '
-1 3 0 4 2 '
-1 2 5 6 4 '
-1 2 4 6 5 '
-1 2 3 3 8 '-1 2 3 3 4 '
-1 2 2 6 0 '
-1 2 2 8 9 '
-1 2 3 1 0 '
-1 2 2 3 7 '
-1 2 1 5 6 '
-1 2 4 4 4 '
NP
NP
NP
NP-1 2 1 7 0 '
-1 2 1 4 4 '
-1 2 1 8 7 'NP
NP
NP
NP
NP
-1 2 1 4 4 '
-1 2 1 3 8 '
-1 2 2 2 2 '
-1 2 4 8 9 '
NP
-1 2 4 5 8 '
NP
NP
NP
NP
-1 2 0 7 0 '
-1 2 5 6 3 '
-1 2 0 5 9 ' NP
NP
NP
-1 2 3 8 6 '
30
'
b . n . l .
-1 2 1 7 2 '
NP
L
L
L
D
D
D
L
L
LL
D
D
DD
D D
D
D
D
D
L
LL
L
L
L
D
D
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L
L
L
L
D
D
L
L
D
L
D
L
DL
D
L
L.A.
NP
NP
NP
NP
-1 3 0 5 3 '
-1 2 9 8 0 '
-1 2 1 5 1 '
-1 2 2 6 3 '
-1 2 3 6 8 '
-1 2 3 8 9 '
-1 2 5 4 8 '
NP
-1 2 2 4 9 ' NP
-1 2 1 6 7 '
NP
-1 2 2 6 0 '
NP
NP
-12200'
-12300'
-12100'
-12200'
-1 2 3 9 8 '
-1 2 1 6 3 '
D L
NP
-1 2 3 0 3 '
-1 2 2 2 3 '
-1 2 0 2 4 '
-1 2 1 4 2 '
NP
-1 2 2 0 7 ' -1 2 2 1 5 '
-1 2 4 2 9 '
NP
-1 3 1 4 8 '
-1 3 0 3 5 '
-1 2 9 9 5 '
-12
000'
-12100'
-123
00'
-1 2 0 9 0 '
-12200'
-12500'
-12100'
-12 200'
-12300'
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-12600'
-12500'
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-12700 '
-12800 '
-128
00'
-12
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800'
L
D
D L
NP
NP
NP
NP
NP
NP NP
NP NP
NP
NP
NP
NPNP
NP
NPNP
NP
NP
NP
NP
NP
NP
D L
NP
NP
NP
NP
NPNP
NP
NP
NP
NP
NP NP
NP NP
NP
NP
NP NP
NP
NP
NP
NP
NP
AL
NE
AM
E
NP
-12800'
-12900'
-13100'
-13200'
-1 2 0 4 9 '
-126
0 0'
-13300'
NP
D
L
-12
700'
NP
VLC-993
VLC-363
VLC-395/925
VLC-993
N
PHASE II
SCOPE
Production mechanisms
Scaling parameters
EOR efficiency (Gas & Water)
RESULTS
Solution gas & oil swelling
Recoveries (relative)
WAG:46.1 %
WATER: 34.9 %
DEPLETION: 12.4 %
VLC-363 MECHANISTIC SIMULATION
Structure Map on the top of C- 455
SIMULATION GRID
FACIES INTERPRETATION SUPPERIMPOSEDON NET PAY MAP, UPPER GREEN UNIT (C-455)
##Slide ##
PERMABILITY DISTRIBUTION UPPER GREEN FLOW UNIT, LAYER 1
POSSIBLE PRODUCTION ZONATION
AREAIII
AREAII
AREAI
AREAIV
PROBABLY SEALING
FLOW BAFFLE
LAYER
1
2
3
4
5
6
7
INITIAL
389.3
181.9
213.1
82.5
176.9
99.99
27.9
1171.9
ACTUAL
321.9
141.7
166.1
67.0
143.0
83.1
23.6
946.6
AREA
1
2
3
4
5
INITIAL
484.0
261.4
108.6
301.5
16.1
1171.9
ACTUAL
388.1
218.5
93.0
233.5
12.9
946.6
INITIAL AND ACTUAL OIL IN PLACEDISTRIBUCION (MMBN)
Oil SaturationUpper Green flow unit
Gas SaturationUpper Green flow unit
Ö Natural Depletion (Base Case)
Ö Gas Injection
Ö Water Injection
Ö Water-Gas Flank Injection
Ö WAG Injection
Ö Maximun Injection
EXPLOITATION SCHEMES
FLANK DRIVE WAG PROCESS
BASEWAG (150:50)
WAG (150:30-80)
INCREMENTAL OIL RECOVERY
TIME (YEARS)
30 MMSTB
180 MMSTB(20 Years)
MMSTB
260 MMSTB
(30 Years)
26 MBOPD
OIL PRODUCTION POTENCIAL
TIME (YEARS)
WAG PREDICTIONS COMPARISON
PATTERN (150: 50-80)PATTERN (150: 30-80)FLANK (150: 30-80)
STB/D
40 MMSCF/D
80 MMSCF/D
GAS PRODUCTION RATE
TIME (YEARS)
WAG PROCESS PREDICTIONS
PATTERN (150: 50-80)PATTERN (150: 30-80)FLANK (150: 30-80)
OPERATIONAL PLAN
1
2
3
45
67
8
910
TRESGAS I 4000 Psia
B.IV
Modulo Iny. Agua PA III/IV
Multiple Iny. Gas
Drilling 7 injectorsConvertion VLC-1066/958/954
Drilling 22 Prod. 1st lineAditional drilling of 12 wells
2400 Psia
OPERATIONAL PLAN
PILOT TEST
OPERATIONAL PLAN
L.I.C.
• MAXIMUM PRESSURE.• INJECTION CAPACITY.
• INJECTIVITY PROFILES BY CYCLE.• SIZE OF INJECTION CYCLES.
• OPTIMUM INJ. WATER/GAS RATIO.• PRODUCTION RESPONSE TIME.• STABILITY OF INJECTION FRONT.
• BREAKTHROUGH TIME.• RECOVERY BY FLOW UNIT.
6. Aplicaciones del software
Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo
COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA
CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
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