presentacion sesion # 11 terminada

SEMINARIO DE INVESTIGACIÓN EN LA INTEGRACIÓN MULTIDISCIPLINARIA PARA LA

CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS

Rafael Junior Barrera ArrietaKaroll Waitila Caro Orjuela

Miguel Antonio Moreno SolerLuis Carlos Patiño Lagos

Luis Osvaldo Pérez Castellanos

SEMINARIO DE INVESTIGACIÓN EN LA INTEGRACIÓN MULTIDISCIPLINARIA PARA LA CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS



11ª CARACTERIZACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS

Protocolante: Karol Waitila Caro OrjuelaRelator: Luis Carlos Patiño Lagos

Correlator : Luis Osvaldo Castellanos

Director: David Alfredo FuentesCo-Director: Francisco Velandia

Fecha: 06/02/2013

CARACTERIZACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS


CONTENIDO DEL SEMINARIO 1. ANÁLISIS DE CUENCAS SEDIMENTARIAS 1.1. Formación de cuencas sedimentarias (Tectónica - Geofísica) 1.2. Mecanismos de formación de cuencas sedimentarias (Geología Estructural - Geofísica) 1.3. Relleno de la cuenca sedimentaria (Sedimentología – Estratigrafía – Geoquímica)

2. SISTEMA PETROLÍFERO (O PETROLERO) 2.1. Concepto 2.2. Elementos del sistema (fuente, reservorio, carga, sello, trampa, eventos o timing) 2.3. Procesos del sistema (formación de estructuras, tectonoestratigrafía, maduración, generación-migración-acumulación, preservación. 2.4. Dimensiones espaciales del sistema (cartografía geológica – Estratigrafía) 2.5. Dimensión temporal del sistema (edad, momento crítico, procesos) 2.6. Identificación e investigación del sistema 2.7. Clasificación genética de los sistemas petrolíferos (Análisis de cuencas y geoquímica) 2.8. Sistemas no convencionales 2.9. Niveles de certeza 2.10. Análisis de riesgo del sistema petrolífero


3. MODELO GEOLÓGICO O ESTÁTICO 3.1. Información geológica, geofísica y geoquímica: adquisición, procesamiento e interpretación. 3.2. Geología 3.4. Geoquímica 3.5. Integración e interpretación de información: Modelo Estático 4. CARACTERIZACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS 4.1. Estudios integrados 4.2. Según tipo de fluidos 4.3. Recursos y reservas4.4. Yacimientos no convencionales 5. ANALISIS PETROFISICOS 5.1. Porosidad 5.2. Permeabilidad 5.3. Mojabilidad-humectabilidad 5.4. Presión capilar 5.5. Saturación 5.6. Tensión superficial o interfacial


6. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO 6.1. Densidad 6.2. Factores volumétricos 6.3. API 6.4. Gravedad especifica 6.5. Solubilidad 6.6. Análisis PVT 7. MODELADO Y SIMULACION DE YACIMIENTOS 7.1. Tipos de modelos 7.2. Modelo matemático de yacimientos 7.3. Simulación de yacimientos 7.4. Técnicas para la simulación 7.5. Herramientas necesarias para la simulación de yacimientos 7.6. Estudio de software utilizados en la simulación de yacimientos 7.7. Aplicaciones de simulación de yacimientos 8. CARACTERIZACION DE DATOS DE EXPLORACION APLICADO A CAMPO ESCUELA COLORADO 8.1. Obtención de datos concernientes a la exploración 8.2. Caracterización de datos de la exploración


AGENDA1.PARAMETROS EVALUATIVOS DEL YACIMIENTO

2.ESTUDIOS INTEGRADOS Definición Para qué ?Estructura de un estudio integradoFases de un estudio. Tiempos. Costos. Productos• Fase I Auditoría datos disponibles • Fase II Caracterización de yacimientos• Fase III Simulación Numérica• Fase IV Planes de Explotación

Diagramas de fases Características de los fluidos Sistema de producción

3. TIPOS DE FLUIDOS


4. CONCLUSIONES

5. BIBLIOGRAFIA


EVALUACIÓN DEL YACIMIENTO

Modelo estático del yacimiento Modelo dinámico del yacimiento

Descripción del yacimiento

Propiedades Estáticas

Registros de pozo a hueco abierto

Descripción geológica

Geofísica de superficie y en pozo

CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO

Simulación del yacimiento

Propiedades Dinámicas

Registro de pozos a hueco revestido

Pruebas de formación

Estudios con trazadores

Análisis de corazón

Figura1:Mod.caracterizacion de yacimientos petrolíferos y su interrelación con las geociencias:Estado del arte;pag 15


1. ESTUDIOS INTEGRADOS


Para la Explotación se destacan cuatro procesos alineados directamente con la Creación de Valor del negocio de Producción : INSTALACIONES

DE INYECCION

PLANTAS

INSTALACIONES DE PRODUCCION

3,4

2

1

4.Operaciones de producción

3. Instalaciones 2.Construccion de pozos

1.Modelaje de los yacimientos

Condiciona los procesos aguas abajo del Macro proceso de Producción :

En Construcción de Pozos :Número de Pozos a perforar,

Tamaño tuberías de revestimiento,Diseño sistema Lodos de perforación,

Completación de pozos,Oportunidades de optimización : Multilaterales, Horizontales,

Altamente Inclinados

En Instalaciones:Plantas de compresión,

Estaciones de flujo,Plantas de Inyección

Medición.

En Operaciones de Producción:métodos de levantamiento,

Planes de inyección,Declinación de yacimientos

Manejo de fluidos indeseables,Adquisición de datos

Trabajos a pozos,Control de arena.


DEFINICION:Análisis Interpretativo y multidisciplinario de un yacimiento, como una unidad geológica e hidráulica integral,

A fin de : describir su naturaleza y geometría; calificar y cuantificar propiedades de roca y fluidos, y establecer distribución y volúmenes recuperables de hidrocarburos

Integrando : aspectos estructurales, estratigráficos, sedimentológicos, petrofísicos y de fluidos, en un modelo único

Que permita : establecer un plan de explotación que garantice la máxima recuperación económica de sus reservas .


?

Pozo seco !

Conocer el subsuelo............

• Reducir la incertidumbre en los planes de explotación

• Incrementar Reservas

• Maximizar el recobro final

• Minimizar declinación • Incrementar el % de éxito de las campañas de perforación y reparación de pozos.

Cuál es el objetivo ?

Alta complejidad geológica Bajos factores de recobro Altas tasas de declinación de producción Dificultad en mantener los niveles de Producción

Problemática actual


Evolución de los Estudios

Estudios Aislados

70´s

Ingeniería Geología

MODELO: 2D

Estudios Secuenciales

80´s

Producción

YacimientosGeología Petrofísica

MODELO: 3D

90´s

Estudios Integrados

U..E.

ESTUDIOS DEYACIMIENTOS

Desarrollo de yacimientos Producción Infraestructura

Petrof

Ings

GeofGeol

Sedim

MODELO: 4D

2000 -2013

Estudios Integradoscon decisiones en tiempo real


ETAPAS DE UN ESTUDIO INTEGRADOFASE I FASE II FASE III FASE IV

DatosCaracterización Simulación Gerencia

Modelo estático

Modelo dinámico

Modelo de datos validados del Proyecto

ModelodeNegocio


• Revisión de estudios

previos

• Detección de necesidades

adicionales de

información

• Conociendo naturaleza y

complejidades

determinar

alcance de Fase II

• Identificación de

oportunidades

inmediatas.

• Base de datos del

proyecto

FASE I

ETAPAS DE UN ESTUDIO INTEGRADO

Datos

Conversión

Adquisición

Recolección

Inventario

Análisis

Validación

Arquitectura Petrofísicos Fluidos Históricos

Modelo de datos

Sísmicosgeológicos

Perfilesnúcleos

P.V.TMuestras

Pruebas de pozos

Producción Inyección


Modelo Estructural

VLG3707VLG3707 VLG3715VLG3

715

VLG 3726VLG3726

VLG3724

VLG 3724

VLG 3721

Modelo Estratigráfico

Modelo Sedimentológico

Modelo Petrofísico

Modelo de Fluidos

• ANALISIS DE FLUIDOS

• PROPIEDADES P.V.T.

• PERMEABILIDADES RELATIVAS

• PRESIONES CAPILARES

• CONTACTOS INICIALES DE FLUIDOS

•CALCULO POES/GOES y RESERVAS

• ANALISIS DE FLUIDOS

• PROPIEDADES P.V.T.

• PERMEABILIDADES RELATIVAS

• PRESIONES CAPILARES

• CONTACTOS INICIALES DE FLUIDOS

•CALCULO POES/GOES y RESERVAS

SYNTOOL, SEISWORKS, SYNTHETIC,CHARISMA SGMA, LOCACE,GEOSECTDQ, GEODEPTH,INDEPTHZ-MAP, CPS-3

HERRAMIENTAS

RECALL, PRISM,PETROWORKSSTRATLOG

TERRASCIENCEAPPLE COREIRAP-RMS

STRATWORKS,

PVTPACKOFMPAN-SYSTEMSAPHIRWELL-TEST 200MBALPROSPER

FASE II


Poblar espacialmente los volúmenes interpozosinterpolando la información puntual.............GEO-ESTADISTICAMENTE !

x

y

z

NSS3 Arenisca grano grueso

S11 Arenisca grano medio

S2 Arenisca grano fino

S2 L, H 0-50 mD

50-100 mD

100-150 mD

150-200 mD

VIII

VII

VI

V

IV

VIII

VII

VI

V

IV

SIMULACIÓN ESTOCASTICA

VIII

VIIVI

V

IV

12345678910

11

MODELO “ESCALADO”

FACIES

Kx

Modelo Geoestadístico

Modelo GeomecánicoAnálisis de los esfuerzosgeo-mecánicos actuando sobre el yacimiento

Análisis de los esfuerzosgeo-mecánicos actuando sobre el yacimiento

Prevenirinestabilidad estática o dinámica de la formación

Prevenirinestabilidad estática o dinámica de la formación

FASE II FASE II


FASE II Caracterización.........

RELACIÓN DE PRESIONES VS FR

0

20

40

60

80

100

0 10 20 30 40 50 60

FR (%)

R

ela

ción

Py/

Pi (%

)

.

EXPANSIÓN DE LA ROCA

GAS EN SOLUCIÓN

EXPANSIÓN CAPA DE GAS

EMPUJE HIDRAULICO

Mecanismos de producción

SEGREGACION GRAVITACIONAL

El mecanismo de producción de un yacimientoes determinante en los factores de recobro.

Modelo de Comportamiento

Analiza historias de Producción e Inyección.Pruebas de Producción.Pruebas de Presión.Balance de Materiales.Evalúa mecanismos de Producción.

(% AyS)

1996

AGUA

0

200

400

600

0

20

40

60

80

1966 1976 1986

(MBD)

PETRÓLEO

% AyS

Proyectos de Iny. Agua


VISUALIZACION

Permite ......El análisis de tendenciasespaciales de propiedades.

Un mejor entendimiento del yacimiento por parte del equipo multidisciplinario

Visualización es la mejor manera de integrar, validar y

analizar la información integrada en 3D.

La dinámica de los yacimientos es

extraordinariamente compleja

Es una necesidad vital para el diseño, monitoreo, control y soporte de decisiones


.... Por qué Simulación ?FASE III

MétodoVolumétrico

Curvas deDeclinación

Balance de Materiales

Modelo de Simulación

Datos requeridos

De RocasDe FluidosDe PozosProd/InyPresiónes

Por,SatPVT

NoNo

Por, Sat,K,CePVT

Por,Sat,K,Ce,PcPVT

NoNo

NoSólo Prod.

I.P.--> Qo vs tSI SI

No No SI SI

- Certidumbre +Productos/Confiabilidad

POES/GOESF. RecobroQo vs t / Confiab.Presión vs t

SI / OptimisSi--> corr.

NOSI / Poca

SI / RazonableSI / Buena

SI / BuenaSI / Muy Buena

NONO

SI / PocaNO

SI -> I.P./ RznbleSI

SI / BuenaSI

Aplicabilidad /Confiabilidad

Anal.Producción SI / Razonable SI / Razonable SI / Buena SI / Muy Buena

Homogeneo Heterogeneo

Comparación de técnicas para el análisis de comportamiento y estimación de reservas


ETAPAS DE UN ESTUDIO INTEGRADO

FASE III Simulación DinámicaFase II

REALIZAR PREDICCIONES

REALIZAR COTEJO HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN

SELECCIÓN DELSIMULADOR

CARGA DE DATOS

ELEMENTOS DE SIMETRÍA

INICIALIZACIÓNDEL MODELO

MODELO ENEQUILIBRIO

nosi

AJUSTADATOS BASICOSSISTEMAROCA-FLUIDOS

Geo-Ingeniería

Incorpora todos los modelos generados en las fases anteriores en un modelo numérico de cálculo, que utiliza ecuaciones de transferencia de masa y movimiento de fluidos en medios porosos para :• Estimar POES/GOES y Reservas Recuperables• Analizar comportamiento de Producción• Analizar comportamiento de Presión• Predecir el comportamiento futuro del yacimiento.

ECLIPSE/ ATHOS / VIP FALCON/ STARSTHERM

OFM / SCHEDULEGRID / GRAFSIMVIEW

RT-VIEW / ACTRISGRAF / SIMVIEW

Auxiliares


Cuando se Debe Modelar ?

GIGO => Garbage In , Garbage Out Se tiene Información

Suficiente ? La Información es de Calidad ?

ASPECTOS DE ATENCION Debemos tener claro el objetivo;

cuáles

incognitas necesitamos resolver ? Adaptación de datos para ajuste de

historia es crucial y debe ser realista.

FASE III SimulaciónModeloPREGUNTAS QUE SE PUEDEN RESPONDER

CON SIMULACIÓN :

Cómo desarrollar y producir un campo para maximizar el recobro Económico de reservas. Dónde y cuándo perforar los pozos.Cuál es el mejor esquema de Recuperación adicional : No. de inyectores, inyección por arreglos o periférica, tasas de inyección y producción. Cómo y cuándo debe implementarse.Porqué no se está comportando el yacimiento como se había pronosticado. Cómo se puede mejorar.Cuáles son los parámetros críticos en la aplicación de un esquema de recobro particular?

Cuál es el mejor esquema de completación de pozos? De qué porción del yacimiento proviene la producción ?

Qué tan sellantes son las fallas y las barreras de permeabilidad observadas.

ImportanteHerramientade Gerencia y planificación


FASE IV Planificación y Gerencia

Elaborar Estrategias de ExplotaciónElaborar Estrategias de Explotación

Inversiones de Capital

Maximizarel Valor

N

Desarrollo Primario , Secundario, Terciario ?.Cambio de esquemas de explotación.Cambio de patrones de Inyección.Necesidades de Nuevas tecnologías.Espaciamiento óptimo. Número de pozos.

CONOCIENDO LA REALIDAD DEL SUBSUELODISEÑAMOS PLANES DE ACCIÓN :


Máxima Creación de Valor

Estrategias para maximizar el recobro

Escenarios dePrecios

Escenarios deProducción

Estructura de Costos

Estructura deImpuestos

FASE IVPLANIFICACIÓN Y GERENCIA

Modelo de

Negocio


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1 2 3 4 5 6 7

DISTRIBUCION DE ESFUERZOS POR DISCIPLINA

MODELOESTRUC

MODELOESTRAT

MODELOSEDIM

MODELOPETROF

MODELOFLUIDOS

MODELOSIMULACION

15 % 20 % 10 % 15 % 25 % 15 %


Figura 2. Clasificación de los Tipos de Yacimientos. Fuente: McCain Jr, W.D "Chemical Composition Determines Behavior of Reservoir Fluids". Paper

Reservoir Management.

Una de las maneras más eficientes y comunes para clasificar los tipos de yacimientos es mediante Diagramas de Fases. En estos diagramas es posible analizar el comportamiento del yacimiento de acuerdo al tipo de fluido que este contenga.

CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS Cinco Tipos de Fluidos en Yacimiento


LÍQUIDOS

Black oil

• Como aceite en yacimiento

Aceite volatil

• Como aceite en yacimiento

GASES - GAS NATURAL

Gas Seco• Condensado producido < 3 STB/MMSCF

Gas Húmedo• Condensado constante• No condensa en el yacimiento

Gas Retrogrado• Condensa en el yacimiento• Condensado producido

variable Gas dulce• No contiene sulfuro de

hidrógenoGas ácido

• Contiene sulfuro de hidrógeno

Tipos de fluidos


DIAGRAMAS DE FASES: Aceite Negro

YacimientosFigura 3. Diagrama de Fase Típico para un Aceite Negro. Fuente: McCainJr, W.D "Chemical Composition Determines Behavior of

Reservoir Fluids". Paper Reservoir Management..


Yacimientos deAceite Negro

• Variedad de especies quimicas que incluyen moleculas grandes ,pesadas

y no volatiles.

• Lineas isovolumetricas uniformemente espaciadas.

• GOR menor 2000 pcs/STB; API menor a 45

• De color negro por compuestos pesados.pero puede ser marron o

verduzco.


DIAGRAMAS DE FASES Aceite Volátil

YacimientosFigura 4. Diagrama de Fase Típico para un Aceite Volátil.Fuente: McCain Jr, W.D “Chemical Composition Determines

Behavior of Reservoir Fluids”. Paper Reservoir Management..


YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL

• La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase líquida en el yacimiento y en dos fases en superficie

• Temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica

• El agotamiento isotérmico de presión produce alto encogimiento del crudo (hasta 45%)

• El gas liberado puede ser del tipo Gas Condensado

• % C7+ > 12.5

• % C1 < 60


DIAGRAMAS DE FASES Gas Retrogrado

YacimientosFigura 5. Diagrama de Fase Típico para un Gas Retrogrado.Fuente: McCain Jr, W.D “Chemical Composition Determines Behavior of Reservoir Fluids”. Paper Reservoir Management.


YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO

• Gas en el yacimiento

• Muy pocos HC´S pesados

• Dos fases en superficie

• Presenta condensación retrógrada

• Tc<Ty<Tcdt

• °API > 40 - 45°

• % C1 > 60

• % C7+ < 12.5

• Ligeramente coloreado - Amarillo claro


YacimientosFigura 6. Diagrama de Fase Típico para un Gas Húmedo.Fuente: McCain Jr, W.D “Chemical Composition Determines Behavior of Reservoir Fluids”. Paper Reservoir Management.

DIAGRAMAS DE FASES Gas Húmedo


YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO

• Gas en el yacimiento

• Dos fases en superficie

• No presenta condensación retrógrada

• RGL > 15000 PCN/BN (Regularmente: 50-100 MPC/BN)

• Contenido de Líquido < 30 BN/MMPCN

• °API > 60° (Líquido proveniente del Gas)

• Líquido de tanque: IncoloroSEMINARIO DE INVESTIGACIÓN EN LA INTEGRACIÓN MULTIDISCIPLINARIA PARA LA


YacimientosFigura 7. Diagrama de Fase Típico para un Gas Seco.Fuente: McCain Jr, W.D “Chemical Composition Determines Behavior of Reservoir Fluids”. Paper Reservoir Management.

DIAGRAMAS DE FASES Gas Seco


YACIMIENTOS DE GAS SECO

• La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones

de yacimiento y superficie

• Temperatura del yacimiento muy superior a la cricondentérmica

• Contenido de C1>90% y C5+<1%

• Solo a temperaturas criogénicas (<-100°F) se puede obtener cierta

cantidad de líquidos de estos gases


CLASIFICACION DE YACIMIENTOS

YacimientosFigura 8.Clasificacion de yacimientos de acuerdo al estado de los fluidos.Fundamentos de ingenieria de yacimientos-Freddy H. Escobar, Ph.D.


Esquema de Producción

Grafico; Esquema de producciónFUENTE: Facilidades de Superficie Ing Erik Giovany Montes Páez.

Campo colorado



CONCLUSIONES • Los estudios Integrados son necesarios para poder optimizar el recobro

económico de las reservas de un yacimiento y para asegurar una máxima creación de valor en el macro proceso de explotación. A Mejor Descripción ......... Mayor recobro.

• EL trabajo multidisciplinario y en equipo es fundamental para garantizar la solidez de un modelo de yacimientos : El modelo debe ser validado y estructurado por consenso técnico. Cada fase o etapa valida la anterior. No es una proceso LINEAL.

• Se requieren recursos altamente especializados y personal debidamente adiestrado para cumplir eficientemente esta tarea. Es necesario establecer una plan de acción sostenido para el fortalecimiento y Mantenimiento de las pericias claves. Se requiere de una actualización continua para no caer en obsolescencia.


• Los estudios Integrados no son infalibles. Son una aproximación a la verdad. Un modelo inferido del subsuelo. La incertidumbre es una de sus características y por ello debe existir una política de mantenimiento y actualización permanente, asociado al proceso de “Monitoreo” y control de yacimientos.

• Se hace necesario profundizar en la captura de datos suficientes y de calidad para optimar el tiempo de ejecución de los estudios y elevar la Certidumbre de los mismos. La adecuación de las bases de datos corporativas es necesaria. Un estudio Integrado necesita contar con una base de datos integrada.

• Los costos de un Estudio Integrado de Yacimientos son sumamente bajos comparado con los beneficios que se pueden derivar del mismo. El estudio más costoso es el que no se hace. Comparativamente, cada estudio equivale al costo de un sólo pozo promedio.


CAVY


BIBLIOGRAFIA

McCainJr,W.DyHolditchS.A&Associates“ChemicalCompositionDeterminesBehaviorofReservoirFluids”.PaperReservoirManagement.PetroleumEngineeringInternational.October1993.CollegeStation,Texas.GonzaloRojas,IngenieríadeYacimientosdeGasCondensado,2daEdición,Mayo2005BradGougeandBobWagner,PetroleumReserves,2009SPEShortCoursesSeries,NewOrleans,Lou,Oct–2009Enlace:http://yacimientosdepetroleo.blogspot.com/2009/03/clasificacion-de-los-yacimientos-en.htmlEnlace:http://weblogs.madrimasd.orgEnlace:www.peptec.com


Gracias !SEMINARIO DE INVESTIGACIÓN EN LA INTEGRACIÓN MULTIDISCIPLINARIA PARA LA


presentacion sesion # 11 terminada

Documents