guia de cotejo iii-2014
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simulaciòn de yacimientoTRANSCRIPT
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Universidad de oriente
Ncleo de Monagas
Escuela de Ingeniera y Ciencias Aplicadas
Departamento de Ingeniera de Petrleo
Simulacin de Yacimientos
Profa. Aibel Ydrogo
El Cotejo Histrico
Los datos originales introducidos en los modelos
de simulacin raramente representan las
condiciones exactas del yacimiento, debido a que
la distribucin de informacin no es continua, por
falta de informacin fidedigna, por baja resolucin
de los datos o por problemas de escala. Esto
significa que es necesario realizar una serie de
ajustes en parmetros claves hasta que se logre
reproducir con el simulador el comportamiento
histrico de presin y produccin con un grado
mnimo aceptable. El Cotejo Histrico es el
proceso mediante el cual se ajustan los datos
claves del modelo para reproducir el
comportamiento del yacimiento; y es una de las
etapas de la simulacin que requiere ms tiempo y
esfuerzo para ser completada, ya que depende
bsicamente del nmero de pozos existentes, de
los aos de historia de produccin y de la
complejidad del modelo. El cotejo histrico se
puede dividir en cuatro etapas:
a) Inicializacin: etapa donde se coteja que el
POES calculado por el modelo de simulacin con
el calculado manualmente y de manera
volumtrica y se establece que el modelo se
encuentra inicialmente en Equilibrio
Hidrosttico.
b) Cotejo de Presiones: es la etapa en la que se le
suministra al modelo de simulacin las tasas de
produccin de petrleo y las tasas de inyeccin,
las cuales sern reproducidas por el modelo; y se
coteja el comportamiento de presin del
yacimiento.
c) Cotejo de Saturaciones: consiste en ajustar la
distribucin de saturaciones de las distintas fases
en toda la extensin del yacimiento, la cual se
establece mediante los comportamientos de RGP y
corte de agua de los pozos productores. En esta
etapa es importante mantener el cotejo de
presiones alcanzado en la fase anterior.
d) Ajuste de la Productividad de los pozos: en
esta etapa se ajustan los valores reales de
productividad de los pozos existentes en el modelo
de simulacin antes de entrar a la fase de predicciones.
INICIALIZACION
Una vez que se introduce la data no recurrente
(aquella que no cambia con el tiempo) se hace
necesario inicializar el modelo de simulacin para
buscar posibles inconsistencias en las propiedades
del modelo. Este proceso resulta necesario como
consecuencia de la necesidad de establecer las
condiciones iniciales de la acumulacin, es decir
al tiempo t=0.
Despus de corregir los datos que pueden impedir
la ejecucin de la corrida, se comparan los
clculos realizados por el computador en relacin
al volumen de petrleo, gas y agua en relacin a
los clculos volumtricos hechos a mano. Estos
valores deben converger dentro de cierto margen
de error debido a la diferencia de resolucin
utilizada en ambos mtodos. Una diferencia de
+/- 5 % del valor calculado a mano se considera
aceptable. Para diferencias mayores es necesario
revisar y corregir las desviaciones encontradas en
cualquiera de los siguientes parmetros:
Los parmetros de porosidad, saturaciones de
fluidos, espesores y dimensiones de los bloques
(rea) y las propiedades PVT estn relacionados
directamente con la formulacin volumtrica para
el clculo del POES:
Porosidad Espesores netos de los
bloques
Saturacin de Fluidos Profundidad de los
CGP y CAP
Presiones Capilares Propiedades PVT (Bo,
Rs, Co, etc)
Dimensiones de los bloques Bloques fuera de la
estructura
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Las Presiones Capilares pueden influenciar el clculo del POES
al incrementar o disminuir la Swi como resultado
de cambiar la extensin de la zona de transicin
entre el yacimiento y el nivel de agua libre. De
igual manera ocurre con la posicin de los
contactos de fluidos, los cuales tendrn un
impacto significativo sobre el clculo del POES.
La sensibilidad del modelo de simulacin con
respecto a este valor depender de la extensin del
modelo en la direccin paralela a la ubicacin de
dicho contacto. Tambin es importante revisar la
cantidad de bloques que se encuentran
parcialmente fuera de los lmites del yacimiento.
Una vez establecido y corregido la causa del error
al calcular el POES, se procede a establecer si el
modelo de simulacin se encuentra inicialmente
en condiciones de equilibrio. El yacimiento se
debe encontrar en condiciones de equilibrio
hidrulico antes de ser drenado por los pozos y
esas condiciones deben ser representadas en el
modelo. Esta condicin es esencial y debe ser
verificada antes de ejecutar el modelo asignando
tasa a los pozos, esto con la finalidad de evitar
cambios de presin en el modelo causados por
drenaje y que pudiesen enmascarar problemas de
desequilibrio inicial. Las posibles causas de
condiciones iniciales de desequilibrio son:
a) Regiones en contacto y definidas con regmenes
de presin diferentes
b) Regiones en comunicacin con diferentes
propiedades PVT o Presiones Capilares
c) Uso de la tcnica de enumeracin para definir
las propiedades individuales de los bloques
Es necesario destacar que la tcnica de
enumeracin es usada para simular un yacimiento
en condiciones iniciales de desequilibrio. Esta
tcnica puede aplicarse para eliminar o reducir el
periodo de Cotejo Histrico de un yacimiento
dado.
COTEJO DE PRESIONES
Durante este proceso se busca cotejar las presiones
promedio tanto a nivel del yacimiento, como de
reas y pozos. Debido a que este proceso es un
proceso bsicamente de Balance de Materiales es
necesario cotejar la produccin e inyeccin total
del yacimiento, con el objeto de tomar en cuenta
el vaciamiento al cual ste ha sido sometido.
Con la finalidad de lograr reproducir las tasas de
petrleo de los pozos, es probable que sea
necesario incrementar el ndice de productividad
de los mismos, sin embargo si el factor necesario
para lograr este efecto es muy grande resulta ms
aconsejable aumentar la transmisibilidad de los
bloques incrementando la permeabilidad o incluso
los espesores de los bloques. Por otra parte, ser
necesario vigilar que las producciones de gas y
agua tengan un comportamiento similar al real
para simular razonablemente el vaciamiento del
yacimiento. Algunos simuladores permiten cotejar
la tasa total del pozo (qo+qg+qw) con este mismo
propsito. Los principales parmetros que pueden
influenciar el comportamiento de presiones en un
modelo de simulacin son los siguientes:
a) Tamao y permeabilidad del acufero
b) Transmisibilidad a travs de las fallas
c) Tamao de la acumulacin petrolfera
d) Compresibilidad de la roca y los fluidos
e) Ajustes del NTG (net to gross)
COTEJO DE SATURACIONES
Para realizar este proceso se debe establecer en el
modelo de simulacin una distribucin de la
saturacin de petrleo, gas y agua similares a la
distribucin real en el yacimiento. Slo con una
representacin apropiada de esta distribucin con
una descripcin adecuada de la movilidad relativa
de cada fase (permeabilidades relativas) y en el
caso de gas con las propiedades PVT, ser posible
cotejar con un grado aceptable el comportamiento
de la RGP y el corte de agua.
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Primeramente, se debe buscar cotejar el comportamiento de RGP y el % de AyS para todo
el yacimiento, modificando fundamentalmente la
movilidad de los fluidos a travs de las curvas de
permeabilidad relativa. El comportamiento inicial
de la RGP debe ser cotejado con valores de Rs
obtenidos del anlisis PVT. Luego es necesario
aumentar el detalle del cotejo llevndolo a nivel
de regiones y pozos, para o cual probablemente
ser necesario definir criterios de permeabilidad
preferencial. Una vez que este proceso ha sido
concluido satisfactoriamente, es necesario
asegurarse que no se ha perdido el cotejo de
presin, en cuyo caso ser indispensable repetir
este paso previo. Los parmetros que influencian
en mayor grado este proceso son:
a) Curvas de permeabilidad relativa
b) Permeabilidades preferenciales (en cada
direccin)
c) Curvas de Presin Capilar
AJUSTE DE PRODUCTIVIDAD DE LOS
POZOS
En esta fase se ejecutan corridas del modelo de
simulacin para ajustar los parmetros de influjo
de fluidos a las caractersticas reales de los pozos.
Para que este proceso tenga validez es necesario
calcular las presiones de fondo fluyente del pozo,
parmetro este que depender de las dimensiones
de la tubera, de la tasa de produccin, RGL total
y del %AyS.
Previamente durante los procesos estudiados
anteriormente solo se debe suministrar un valor
constante de Pwf. La productividad de cada pozo
deber ser ajustada dentro de los lmites
razonables hasta reproducir las tasas actuales de
produccin de los pozos activos. Los pozos
cerrados o las localizaciones a perforar sern
estimados dependiendo de su cercana a los pozos
activos.
METODOLOGIA GENERAL PARA
SIMULACION DE YACIMIENTOS
PROCESO PARA INICIALIZACION DEL
MODELO DE SIMULACION Despus de seleccionar la malla y completar la
preparacin de los datos del yacimiento, y antes de
comenzar el proceso de cotejamiento, es necesario
inicializar el modelo mediante el clculo de los
volmenes de fluidos originales en sitio. La
inicializacin del modelo consiste en establecer la
distribucin inicial de saturacin y presin
existentes en el yacimiento. El cotejo de las
condiciones iniciales es realizado ajustando los
datos a travs de un procedimiento de ensayo y error cambiando principalmente los parmetros
que presentan mayor incertidumbre y que definen
las condiciones iniciales del yacimiento. El
flujograma de la Figura 1 ilustra el procedimiento
de inicializacin para el caso general hipottico de un yacimiento de petrleo con capa de gas y
zona de agua. A continuacin se discuten los
detalles de las diferentes etapas involucradas.
1.- Corrida preliminar de inicializacin: Correr
el modelo en modo de inicializacin (datos no
recurrentes), con la finalidad de revisar la sintaxis
de los datos. Como resultado de esta corrida se
obtienen los datos no recurrentes interpretados por
el simulador, las distribuciones de presiones,
saturaciones y volmenes en sitio para los
diferentes fluidos
2.- Verificar entrada de datos: Es comn que la
primera corrida de inicializacin de un modelo de
simulacin aborte, como consecuencia de errores
en los formatos de entrada de datos del
yacimiento, inconsistencia de los datos de
permeabilidad relativas y/o datos PVT. En caso de
errores se debe revisar y corregir las
especificaciones de los formatos de entrada de
datos y repetir la corrida hasta obtener un cdigo
de datos limpios. Los errores en los datos de
inicializacin generalmente son de alguno de los
siguientes tipos: Problemas paramtricos, Tablas
de propiedades de fluidos, Tablas de saturaciones,
Tabla de miscelneos (condiciones de equilibrio),
Definicin de acuferos y Generacin de arreglos.
3.- Revisar datos que afectan el POES: Verificar
que el POES calculado por el modelo, est en
lnea con el estimado mediante balance de
materiales y clculo volumtrico en base a los
mapas de calidad de yacimientos. Si el valor
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calculados es sumamente alto/bajo esto es normalmente debido a errores en:
a.- Valores muy altos/bajos de porosidad (error en
formato de entrada de datos).
b.- Contactos de fluidos (gas-petrleo y/o agua-
petrleo, mal ubicados). c.- Inclusin/exclusin de
bloques que no pertenecen/pertenecan al
yacimiento. d.- Valores bajos/altos en las curvas
de presin capilar.
e.- Errores en los espesores de arena neta
4.- Revisar datos PVT: Es de primordial
importancia en la construccin del modelo de
Simulacin, verificar que la relacin gas-petrleo
inicial en solucin calculada por el modelo
reproduce satisfactoriamente al valor establecido
en la caracterizacin del anlisis PVT. De existir
diferencias significativas se deben revisar los
datos de los fluidos. En caso de no existir capa de
gas pasar a la etapa
5.- Revisar tamao de la Capa de Gas: Revisar
que la relacin inicial entre los volmenes de gas
en la capa de gas y petrleo en el yacimiento est
en lnea con el estimado volumtrico y de balance
de materiales. En caso contrario se deben revisar
los parmetros que afectan sus dimensiones
(valores y distribucin de porosidad y espesor de
arena neta en la zona de gas libre, y posicin del
contacto gas-petrleo). Una vez realizados los
ajustes necesarios, se repite la corrida de
inicializacin y se verifica de nuevo el valor del
POES. Este proceso se repite hasta lograr un buen
cotejo del POES.
6.- Revisar tamao del Acufero: Revisar que la
relacin inicial entre los volmenes de agua en el
acufero y petrleo en el yacimiento est en lnea con los balances de materiales previos al estudio
de simulacin. Esta relacin es uno de los
parmetros que menos afecta el nivel de energa
en el yacimiento.
Entre los parmetros a revisar para modificar el
tamao del acufero tenemos, el nmero y tamao
de los bloques que lo representan, porosidad,
espesor de arena neta y posicin del contacto
agua-petrleo. En vista de que lo importante en
cuanto al acufero es su tamao y energa, su
volumen poroso puede ser mucho mayor al de la
zona de petrleo.Para evitar alteraciones en el
tamao de la zona de transicin agua-petrleo y de
la distribucin de saturaciones en la misma el tamao de los bloques para representar el acufero
se debe aumentar gradualmente (entre 1 o 2 veces
el tamao de los bloques en la zona de petrleo
para la primera fila de bloques del acufero y as
sucesivamente). Una vez realizados los ajustes
necesarios, se repite la corrida de inicializacin y
se verifica de nuevo el valor del POES. Este
proceso se repite hasta lograr un buen cotejo del
POES.
7.- Revisar presiones iniciales de los fluidos:
Verificar que la distribucin de la presin inicial a
la profundidad de referencia (Datum, calculada
por el modelo, est en lnea con el valor promedio
reportado. En caso contrario se deben revisar los
parmetros asignados en las tablas de equilibrio y
propiedades de los fluidos (gravedad especfica),
elevaciones estructurales y espesores de arena
total. Una vez reproducidas las condiciones
iniciales del yacimiento se procede a introducir los
datos que pueden cambiar en funcin de tiempo
(datos recurrentes), para comenzar el proceso de
cotejo de la historia de produccin del yacimiento
PROCESO PARA COTEJO DEL
COMPORTAMIENTO HISTORICO
En el desarrollo de un modelo de simulacin
representativo del yacimiento, se utilizan datos
derivados de interpretaciones geolgicas y
mediciones de laboratorio. Los datos de
laboratorio son normalmente representativos de
las propiedades de los fluidos y de la interaccin
roca-fluido, pero el modelo geolgico es ms
sujeto a discusin, debido a que es el producto de
la interpretacin de informacin obtenida
indirectamente, como lo es la ssmica, registros
elctricos, etc.
La forma comn de reproducir el comportamiento
histrico de un yacimiento, consiste en especificar
las tasas de produccin de petrleo e inyeccin de
fluidos y dejar que el modelo simule el
comportamiento de presin, de la relacin gas-
petrleo y del porcentaje de agua. Para lograr esto,
generalmente es necesario hacer ajustes o cambios
en algunos parmetros del yacimiento (geolgicos
o de fluidos, mediante sensibilidades de los
mismos).
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Inicialmente el simulador calcula el comportamiento del yacimiento utilizando la
mejor informacin disponible. Si los resultados
calculados no corresponden al comportamiento
histrico, los datos del modelo deben ser
modificados hasta obtener un cotejo satisfactorio
entre los resultados computados y el
comportamiento observado del yacimiento. Este
procedimiento, conocido como cotejo histrico, conlleva a una representacin matemtica del
yacimiento, la cual permite predecir su
comportamiento futuro sujeto a diferentes
esquemas de explotacin.
Despus de cotejar el comportamiento del
yacimiento, se procede a validar el modelo del
yacimiento para comprobar si este reproduce el
comportamiento de los pozos. Este se realiza
simulando los ltimos cinco aos de historia sin
asignar valores a las tasas de produccin de
petrleo, sino seguir las restricciones impuestas
por el sistema de produccin. La reproduccin
satisfactoria de las tasas de petrleo confirmar,
que el modelo es adecuado para simular el
comportamiento del yacimiento. El flujograma de
la Figura 2, muestra el proceso de cotejo histrico
para un caso general hipottico de un yacimiento
de petrleo con capa de gas y zona de agua. A
continuacin se discuten los detalles de las
diferentes etapas involucradas:
1.- Seleccionar mtodo de solucin
Despus, de completar la inicializacin (Figura 1),
se debe correr el modelo por un perodo de tiempo
no mayor de un ao, usando los mtodos de
solucin disponibles en el simulador que se
utiliza, a fin de escoger el mtodo que proporciona
menos tiempo de corrida y mayor estabilidad
(menos nmero de iteracciones, mayores
intervalos de tiempo, valores menor o cerca de
uno en el balance de materiales y mayor tendencia
a mejorarlo
2.- Efectuar corrida para cotejo de presiones
promedio.
En general el cotejo histrico se realiza en dos
etapas: una primera donde se trata de reproducir el
comportamiento global y por regiones mayores
del yacimiento (grupos de pozos con caractersticas similares), para luego pasar a la
segunda etapa donde se realiza el cotejo a nivel de
pozos individuales. Para lograr el cotejo histrico
de la presin promedio global y por regiones
mayores del yacimiento, se realiza un proceso
interactivo que involucra cambios globales que
afectan varios bloques (regiones, del modelo,
antes que hacer cambios locales que afecten
solamente pocos bloques y que son menos tiles al
momento de cotejar el comportamiento individual
de pozos. Las corridas para esta parte del cotejo se
realizan cubriendo perodos de tiempo iguales a
aproximadamente el 20% de la historia de
produccin disponible, y asegurndose de incluir
reinicializacin (restart, en cada una de ellas)
a.- Revisar tasas de petrleo, intervalos de
completacin y valores de arena neta permeable.
Una fuente de error muy comn son los valores de
tasas de produccin y su correspondencia con los
intervalos de completacin y los espesores de
arena neta, de all que el primer paso en el cotejo
sea el asegurarse de que tal informacin sea la
correcta
b.- Ajustar energa del modelo Si los valores de
presin promedio calculados por el modelo se
apartan considerablemente del comportamiento
observado, falta o sobra energa en el modelo en
relacin a la situacin real en el yacimiento. La
forma de ajustar la energa en el modelo es
revisando la magnitud y distribucin del volumen
poroso en las zonas de petrleo y gas, as como la
fortaleza del acufero, en caso que exista, y/o las
compresibilidades de los fluidos y de la roca
yacimiento. El ajuste de la fortaleza del acufero
se realiza de la siguiente manera:
Para acuferos representados analticamente basta
con modificar los parmetros que intervienen en la
funcin de influencia del acufero, volumen
poroso y capacidad del acufero
Para acuferos representados por bloques del
modelo de simulacin, el ajuste consiste en
modificar las dimensiones y/o la porosidad de los
bloques que representan el acufero. Es posible
que el acufero tenga la fortaleza apropiada, pero
que la misma no se refleja adecuadamente en el
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yacimiento debido a la baja/alta, comunicacin acufero-yacimiento. Si este es el caso se debe
modificar la transmisibilidad en el acufero, y
entre este y la zona del yacimiento el contacto con
el mismo.
c.- Ajustar flujo de fluidos entre regiones mayores
Es posible que la tendencia de la presin global
promedio del yacimiento calculada por el modelo
est en lnea con la observada, pero que sin embargo al analizar tendencias por regiones,
grupos de pozos con caractersticas estticas
similares, se observen discrepancias considerables
con el comportamiento observado. Esto
generalmente ocurre con yacimientos de tamao
relativamente grandes y/o de geologa compleja
El cotejo de las presiones de las diferentes
regiones, se obtiene modificando el flujo de
fluidos entre ellas, para lo cual es necesario
efectuar cambios apropiados en las
transmisibilidades (permeabilidad, entre dichas
regiones). La seleccin de las regiones debe ser
realizada en base al anlisis del comportamiento
de presiones observadas. Luego de estar satisfecho
con el cotejo de la presin global promedio y por
regiones, incrementar el periodo de tiempo en
aproximadamente 20% de la historia disponible y
continuar con la corrida utilizando el
procedimiento de reinicializacin de datos
recurrentes (restart ) Repetir esta etapa hasta
completar el cotejo de la historia de produccin
del yacimiento.
Es posible que algunas de las corridas efectuadas
en esta etapa puedan fallar, debido a que la
presin de algunos bloques en el modelo se salga
del rango usado en la tabla PVT. En este caso
debe revisarse la completacin del pozo ubicado
en el bloque problema, los valores asignados de
porosidad y espesor de arena neta.
3.- Cotejo del comportamiento histrico de la
RGP y del % AyS
Usualmente la RGP y % AyS comienzan a variar
significativamente despus de cierto perodo de
produccin. Es necesario tener un ajuste de
presin durante este perodo antes de comenzar
con el ajuste de la RGP y del % AyS (Figura 2b). Las variaciones en estos parmetros son debido al
avance del gas y del agua en el yacimiento. El
ajuste no se puede obtener si los frentes de agua o
gas no son modelados adecuadamente, lo cual
implica un buen conocimiento de los mecanismos
de empuje de agua o gas que existan en el
yacimiento. Este problema es particularmente
importante en yacimientos estratificados en el que
varias capas se comunican. Los parmetros para
ajustar la RGP y % AyS son:
a.- los ya mencionados para el ajuste de presin.
b.- curvas de permeabilidades relativas para cada
capa
c.- distribucin vertical de permeabilidades
absolutas
d.- carcter o forma de las curvas de
permeabilidades relativas
La RGP es controlada por el grado de segregacin
de gas permitido en el modelo. Esta se puede
controlar modificando la permeabilidad vertical de
las zonas donde se requiere que el gas se segrege
menos rpido para que no sea producido, lo cual
reduce el agotamiento del yacimiento, o en
algunos casos modificando la pendiente de las
curvas de permeabilidades relativas o saturacin
de gas crtica.
Si la RGP es muy alta, puede indicar una relacin
de Kg/Ko muy optimista. Para reducir este efecto,
se debera modificar las pendientes de las curvas
de permeabilidades relativas (la de Kro hacerla
menos monotnica creciente y la de Kro menos
monotnica creciente)
Por otro lado, si es que el gas en el sistema se est
segregando muy rpido, se debe intentar corregir
reduciendo la permeabilidad vertical. Si por el
contrario, la RGP es muy baja, indica que no hay
suficiente gas en el sistema. Para incrementarla, se
hace lo contrario al caso anterior, es decir se
manipulan las pendientes de las curvas de
permeabilidades relativas hasta alcanzar una
relacin de kg/ko mayor. Esta mayor produccin
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de gas puede crear un segundo factor que debe ser considerado y es una menor presin del
yacimiento. En estos casos se pueden hacer ajustes
menores en las transmisibilidades cercanas al
acufero para corregir estas discrepancias.
Otro problema que puede presentarse es que el
gas comienza a fluir muy temprano en el modelo y
sin embargo, las pendientes de las curvas de
permeabilidades relativas lucen razonablemente
bien. En estos casos, un aumento de la saturacin
crtica puede retardar la
produccin de gas. El efecto secundario puede ser
un aumento en la presin del yacimiento, el cual
se trata como se ha mencionado anteriormente. Lo
contrario puede ser aplicado en caso de una
produccin tarda de gas.
En el caso del % AyS, la irrupcin de agua est,
primordialmente controlada por parmetros
sedimentolgicos. La descripcin sedimentolgica
jugar un papel importante ya que de ello depende
los canales preferenciales del flujo de agua. En
algunos casos se puede incrementar la
permeabilidad en ciertas direcciones (ejes de las
barras litorales por ejemplos), a fin de reproducir
la distribucin regional de la saturacin de agua
observada en el yacimiento. Tambin es posible
modificar las transmisibilidades en los bloques
que representan las fallas con el fin de modificar
el flujo en alguna direccin
4.- Cotejo de pozos individualesDespus de tener
un cotejo a nivel de yacimiento y regiones se
procede a reproducir el comportamiento individual
de cada pozo. La regla general es cotejar el mximo nmero de pozos, principalmente buenos productores o pozos con historias largas
con los mismos parmetros y tratar por separado
al final los pozos que no se puedan cotejar.
Obviamente que al realizar el cotejo global y por
regiones de las presiones, de la RGP y del %AyS,
ya se tiene una referencia sobre el estado de
saturaciones y presiones alrededor de cada pozo,
por lo que tales condiciones deben ser el punto de
partida para iniciar el cotejo del comportamiento
de pozos individuales, el cual se realiza siguiendo
el proceso siguiente:
a.- Ajustar nivel de energa del pozo
La presin del pozo depende del nivel de energa a
su alrededor. De ser esta muy baja/alta, se deben
considerar incrementar/reducir la permeabilidad
areal y vertical o ambos segn sea el caso, en el
bloque donde est ubicado el pozo y en los
bloques vecinos de ser necesario.
b.- Cotejar la relacin gas/petrleo
La RGP depende en alto grado de la relacin
Krg/Kro. Cuando el modelo no reproduce la
relacin gas-petrleo, se pueden modificar las
curvas de Krg y/o Kro, mediante un
procedimiento similar al usado en el cotejo de la
RGP del yacimiento.
Es comn que las curvas de permeabilidad
relativa representen el comportamiento de un pozo
solo durante cierto lapso, observndose que la
RGP calculada por el modelo disminuye mientras
que la RGP en el campo todava est aumentada.
Esto es consecuencia de que en el modelo no hay
gas disponible en la regin cercana al pozo. Esto
se puede corregir modificando las curvas de
permeabilidad relativa en los rangos de
saturaciones de gas existentes en el bloque del
pozo en el lapso en cuestin, o tambin
reduciendo la saturacin de gas crtica para que el
gas se libere ms rpido, o reduciendo la
permeabilidad vertical para que el gas se segregue
ms lentamente y pueda ser producido, o revisar
presin de burbujeo en la zona alrededor del pozo,
en aquellos yacimientos donde existan variaciones
de presin de burbujeo con profundidad.
5.- Validar modelo Despus de cotejar el
comportamiento del yacimiento y sus pozos, se
debe validar el modelo retrocediendo cinco aos
en la historia y asignando a cada pozo el valor de
ndice de flujo
ndice de productividad, que permita reproducir su potencial de produccin de petrleo real y
lograr una buena representacin de las presiones
de fondo fluyente (Figura 2c) Para ello se deben
construir curvas de levantamiento artificial para
simular el comportamiento del flujo vertical desde
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el fondo del pozo hasta la superficie, tomando en cuenta los cortes de agua y las RGP mximas y
mnimas observadas en los pozos. En el caso de
pozos que producen por bombeo, definir
solamente la presin mnima de fondo fluyente.
En este caso se cotejar la tasa de produccin.
Despus de cotejar las presiones de fondo, y las
tasas de produccin de petrleo real de todos los
pozos activos en el yacimiento, efectuar una
corrida sin otras restricciones que las impuestas
por el sistema de produccin, para validar el
modelo mediante la reproduccin de los ltimos
cinco aos de historia (Ver Figura 2c). En esta
corrida el modelo solo estar restringido por la
presin asignada al cabezal de los pozos (THP, en
las tablas de levantamiento, en caso de pozos
produciendo por flujo natural o por levantamiento
artificial con gas. La validacin se verifica
observando si existe desplazamiento de la curva
de comportamiento de produccin de los pozos,
bien sea hacia arriba o hacia abajo de su tendencia
natural.
En caso de no lograrse una validacin
satisfactoria, se debe revisar si han ocurrido
eventos que justifiquen cambios en los ndices de
flujo como reparaciones, recompletaciones,
cambios de zonas, etc. De ser as, se procede a
ajustar los ndices de los pozos afectados y se
repite la corrida. De no surtir efecto tampoco, se
debera hacer nuevos ajustes a las curvas de
permeabilidad relativa y regresar a la etapa 4.
De lograr una validacin satisfactoria en esta
etapa, se dispone de un modelo capaz de
reproducir el comportamiento del yacimiento. En
este caso slo se requiere reinicializar el modelo a
fin de llevar a cabo las predicciones respectivas.
6.- Documentar cotejo del comportamiento histrico del yacimiento. Esta etapa tiene como
objetivo, resaltar todas las dificultades
encontradas durante el proceso y como fueron
solucionadas. Igualmente, se deben indicar las
limitaciones o impedimentos que no permitieron
un ajuste satisfactorio en caso de que as ocurra, y
recomendaciones sobre datos e informacin
adicional requerida.
PROCESO PARA REALIZAR PREDICCIONES DE UN YACIMIENTO
Despus de obtener un cotejo razonable del
comportamiento histrico del yacimiento, se
dispone de un modelo confiable para predecir su
comportamiento futuro. Las caractersticas del
yacimiento, el conocimiento del ingeniero sobre el
rea en estudio, los lineamientos de produccin y
la planificacin estratgica de explotacin,
determinaran las opciones de explotacin que se
podran implantar en el yacimiento. Entre las
alternativas comnmente evaluadas, se encuentran
las siguientes:
1.- Determinar el comportamiento futuro de un
yacimiento sometido a agotamiento natural,
inyeccin de agua o gas.
2.- Evaluar las ventajas de un proceso de
inyeccin de agua de flanco contra un proyecto de
inyeccin por arreglos.
3.- Determinar el efecto de la ubicacin de los
pozos y el espaciamiento.
4.- Investigar qu efectos tienen las variaciones
de las tasas de inyeccin y/o produccin, sobre el
recobro.
5.- Investigar qu efectos tiene la perforacin
interespaciada sobre el recobro.
6.- Definir polticas de completacin de pozos en
yacimientos superpuestos.
7.- Estudiar la factibilidad de recuperacin
adicional mediante otros procesos de inyeccin
menos sofisticados como polmeros, surfactantes,
Nitrgeno, WAG, Inyeccin de gas miscible,
CO2, otros. Las bases de los estudios de
infraestructura de produccin e inyeccin, as
como los anlisis de rentabilidad que permitirn
seleccionar el esquema ptimo de explotacin, son
establecidas en base a las predicciones de estudios
de simulacin de yacimientos.