La conificación de gas o agua en los pozos productores de petróleo es perjudicial, ya que provocan una disminución en la producción de petróleo y un aumento en la relación gas-petróleo o en la producción de agua. Cualquiera de los dos puede ocurrir debido a las altas tasas de producción. Ambos son el resultado de condiciones similares.
La conificación es principalmente el resultado del movimiento de los fluidos del yacimiento en la dirección de menor resistencia, balanceado por una tendencia de los fluidos a mantener un equilibrio gravitacional. El análisis puede ser hecho con respecto al gas o al agua, pero la conificaclón de gas es, generalmente, más dificultoso de controlarse debido a que el pozo ha penetrado esa zona y no es posible cambiar el punto de entrada de los fluidos a otra posición suficientemente alejada del contacto gas-petróleo. Supóngase que los fluidos del yacimiento se encuentran distribuidos en la forma esquemática que se muestra en la figura 1, un yacimiento de petróleo con una zona subyacente de agua y otra zona superyacente de gas.
Para este caso particular el pozo ha sido terminado en la posición que se indica en la figura 1 y el intervalo disparado se encuentra a la mitad, entre los contactos de los fluidos. En la práctica un pozo puede penetrar parcialmente en la zona de petróleo para eliminar, mientras sea posible, la entrada de La producción del pozo da lugar a los gradientes de presión que se distribuyen uniformemente en todas las direcciones, tanto vertical como horizontalmente, si los fluídos estuvieran uniformemente distribuidos. La consecuencia sería, que el gradiente de presión tendiese a hacer fluir al agua y al gas dentro del pozo así como lo hace con el aceite, porque la distancia que tienen que viajar estos fluidos es menor que el radio de drene de la zona de aceite en el yacimiento.
Equilibrando estos dos gradientes de flujo, están, la tendencia del gas a permanecer encima de la zona de aceite debido a su baja densidad y la del agua a permanecer debajo de la zona de petróleo debido a su alta densidad. Para que se mantengan en equilibrio los niveles de gas-petróleo y agua-petróleo en el yacimiento se requiere que el aceite fluya dentro del área alrededor de la pared del pozo a una tasa tal que permita restablecer rápidamente el equilibrio gravitacional
La tasa para la cual los fluidos pueden alcanzar un equilibrio en el nivel en la roca pueden ser tan bajos, debido a una baja permeabilidad o a las propiedades capilares, que el gradiente alrededor del pozo puede resultar excesivo. Bajo estas circunstancias, la interfase agua-petróleo en la proximidad del pozo se eleva formando una superficie acampanada (cono de agua) y el gas fluye hacia abajo formando un cono de gas, tal como se indica en la figura 2,
La rapidez con la que se puede desplazarse cualquier fluido es inversamente proporcional a su viscosidad, y, por tanto, el gas tiene una mayor tendencia a conificarse que el agua. Por esta razón, el tamaño del cono dependerá entre otros factores de la viscosidad del aceite en relación a la del agua.
Es evidente que el grado o rapidez de conificación dependerá de la "tasa de producción" y la "permeabilidad" en la dirección vertical comparado con el de la dirección horizontal, también dependerá de la penetración del pozo.
Por ende en el momento de similar la tasa de producción a futuro se debe tener en cuenta la conificación tanto de agua como de gas debido a que es un factor importante y clave para determinar el valor aproximado de la tasa de producción.
lunes 22 de junio de 2009
Importancia de la conificación de agua y petróleo para la simulación
Métodos de extrapolación de las curvas de declinación de producción (parte II)
Métodos empíricos de extrapolación
Declinación exponencial
La declinación exponencial (geométrica), semilogarítmica o de porcentaje constante, se caracteriza por el hecho de que la caída en el ritmo de producción por unidad de tiempo, es proporcional al ritmo de producción, una expresión matemática para este tipo de declinación es:
q=a*e(-b*t)
q= tasa de líquido.
a= tasa de líquido inicial.
b= constante de proporcionalidad.
t= tiempo.
Definición de la tendencia lineal
Si se grafica los valores de ritmo de producción contra tiempo en un papel semilogaritmico en la forma que se indica en la figura 1 se observa que tienen una tendencia lineal, luego se puede ajustar una ecuación.
Para poder ajustar la ecuación a la recta y obtener los valores de las constantes (a) y (b) se pueden utilizar cualquiera de los siguientes métodos: selección de puntos, promedios o mínimos cuadrados.
Cabe aclarar que de los datos graficados, los únicos que se toman en cuenta son los que muestran un alineamiento rectilíneo.
Métodos de extrapolación de las curvas de declinación de producción (parte I)
Mediante las curvas de declinación de producción a futuro, podemos simular de forma muy precisa la producción a futuro de uno o varios pozos de producción. Las curvas de declinación de producción se clasifican en tres grandes grupos:
1-Armónica.
2-Hiperbólica.
3-Exponencial.
Una curva de producción acumulada vs tiempo o producción vs tiempo, por lo general se comporta de manera exponencial. Esto se corrobora graficando los datos en un papel semi- logarítmico, y se obtiene una tendencia lineal. Al graficar estos valores en una papel doble logarítmico, si se obtiene una tendencia lineal, entonces la declinación de la producción obedece a una tendencia hiperbólica, y por último la declinación armónica es un caso particular de la declinación hiperbólica.
Para analizar las diferentes curvas de declinación existes tres métodos:
1.- Métodos Empíricos de extrapolación.
2.- Método estadístico.
3.- Método gráfico.
Estos métodos tienen las siguientes similitudes:
a) El comportamiento de las curvas de declinación a futuro está gobernada por tendencias o funciones matemáticas que se basan en la declinación de producción en el pasado.
b) Para aplicar cualquiera de estos métodos en necesario aplicar alguna función matemática o tendencia, que nos permita relacionar la producción con el tiempo.
c) Se determinan ecuaciones que nos permita calcular las reservas, la vida útil de producción y el comportamiento a futuro de la producción.
d) Los resultados que se obtienen son semejantes a los valores reales, y cabe destacar que estos resultados son aproximados.
e) El método empírico de extrapolación requiere de logaritmos, y de poco tiempo para calcular.
f) El método estadístico involucra operaciones sencillas, pero debido a que son numerosas simulaciones, esto ocasiona su retardo.
g) El método gráfico aporta soluciones menos precisas, sin embargo es el más usado, debido a que es el más rápido.
viernes 19 de junio de 2009
Mejoramiento de los yacimientos virtuales (parte III)
El simulador de yacimientos ECLIPSE, como la mayoría de los simuladores comerciales, usa la metodología de diferencia finita. Los frentes de saturación son difíciles de seguir en un modelo de diferencia finita, dado que el yacimiento virtual está dividido en bloques.
Un enfoque alternativo consiste en resolver el problema utilizando líneas de corriente
Las líneas de corriente son entidades matemáticas; existe un número infinito para un determinado campo de fuerzas (una línea de corriente está siempre perpendicular a las líneas de fuerza de empuje constante). Para solucionar los problemas de flujo, se consideran un número limitado de líneas de corriente y el flujo que rodea la línea de corriente se considera como una corriente.
Dado que el fluido no pasa de una línea de corriente a la otra, el flujo dentro de una corriente se puede considerar en forma independiente de cualquier otra corriente. Se puede solucionar serie de regimenes de flujo independientes, cuasi-unidimensionales, se puede determinar la fuente del fluido que fluye hacia un pozo productor, pueden también identificar las áreas dentro de un campo que han sido previamente inadvertidas, o pozos con una inyección ineficiente.
Cuando las condiciones cambian rápidamente, un simulador de líneas de corriente puede arrojar resultados incorrectos, o podría no converger a una solución.
Por otra parte, los simuladores de líneas de corriente pueden ser muy rápidos, también pueden utilizar el mismo tipo de retículas y asignación de propiedades, como la porosidad y la permeabilidad, que un simulador ECLIPSE.
Con la simulación de líneas de corriente, no es necesario el escalamiento; es posible evaluar el potencial de producción del gran número de celdas de un modelo geológico.
Corrientes de flujo en el campo Prudhoe Bay
Los yacimientos grandes pueden necesitar millones de bloques para definir las fallas u otra geología compleja. El tiempo requerido para resolver este tipo de modelo puede sobrepasar el presupuesto de una compañía y la paciencia de un ingeniero de yacimientos.
El campo Prudhone Bay, en el talud norte de Alaska, EUA, significaba justamente ese problema para el operador, BP. Del campo Prudhoe Bay, un simulador de diferencia finita de más de 200.000 celdas fue abandonado después de 10 meses porque no se pudo lograr un adecuado ajuste de la historia de producción de los más de 200 pozos incluidos en la simulación. El operador evaluó alternativas del modelo de diferencia finita y decidió utilizar el modelo de líneas de corriente FrontSim. Se pudo mantener la complejidad geológica, al igual que el gran número de pozos, y se pudieron incluir suficientes celdas para cubrir adecuadamente el yacimiento. Un ingeniero que utilizó el modelo FrontSim logró el ajuste de la historia de producción del NWFB en sólo seis meses.
Manejo de yacimientos
Las alzas y bajas radicales en los precios del petróleo conducen a la industria hacia dos extremos de manejo de yacimientos. Algunos operadores en áreas maduras desean producir la mayor cantidad de petróleo posible con un mínimo de erogaciones de capital y recursos de ingeniería.
En el otro extremo del espectro están los grandes campos, ya sea en etapa de producción o aún en las fases de delineación y exploración, donde las enormes inversiones de capital deben protegerse con la mejor ingeniería disponible.
El ingeniero a cargo del modelo enfrenta dos tareas principales que necesitan una mayor automatización. En primer lugar, el usuario debe diseñar la retícula, que puede simplificarse mediante vínculos automatizados con modelos geológicos y una mejor importación de datos de celdas de modelos geológicos a modelos de yacimientos. En segundo lugar, el ingeniero debe ajustar la historia de producción del campo. La completa automatización del ajuste de historia probablemente esté lejos de ser posible, pero en el futuro cercano, las rutinas de optimización ayudarán a los usuarios a identificar las variables que más influyan en las soluciones.
Conclusiones
El módulo Weltest 200, ofrece a los ingenieros una herramienta numérica para evaluar las pruebas de pozos. Asimismo, la opción MSW de la aplicación ECLIPSE brinda a los ingenieros de terminación nuevas posibilidades para analizar pozos multilaterales y algunos dispositivos inteligentes de control de fondo de pozo.
Los simuladores de yacimientos incluyen relaciones simples con los esfuerzos mecánicos del subsuelo. El modelado de los cambios de los esfuerzos se realiza con los modelos mecánicos de rocas.
Mejoramiento de los yacimientos virtuales (parte II)
Control de un pozo lateral doble en el campo Wytch Farm (ejemplo del MSW)
El campo Wytch Farm fue el primero del mundo en completarse con una válvula de control de flujo de fondo de pozo en un pozo multilateral de alcance extendido. El operador BP, desarrolló el campo utilizando pozos de alcance extendido, algunos que sobrepasan los 10 Km.
El pozo M-15 tiene dos ramas que drenan una parte de la formación de areniscas Sherwood. Si bien ambos laterales comparten un pozo matriz, requieren estrategias de producción diferentes. En la rama norte se deseaba una gran caída de presión, al menos hasta que aumentara la entrada de agua, pero esta gran caída de presión si era posible hacia el sur. Las válvulas de control de flujo de fondo de pozo que controlan en forma separada la producción de los dos tramos laterales corrigieron el problema.
El Grupo de Tecnología de Terminaciones del centro de terminaciones de yacimientos de Schumberger desarrolló un modelo de yacimiento de petróleo negro, utilizando el simulador ECLIPSE100. Se utilizó la opción MSW para modelar el pozo matriz y los dos laterales.
La recuperación convencional, sin válvulas de control en el fondo del pozo, permitió dos opciones: hacer producir primero un lateral y después el otro, o producir ambos simultáneamente. El modelo ECLIPSE demostró que, de las dos opciones, la de producir en forma simultánea generaba más petróleo durante un periodo de cinco años. Para controlar el alto corte de agua en este escenario, se estranguló la producción de todo el pozo.
Control de fondo de pozo en yacimientos con mecanismos de drenaje doble
Los modelos simples pueden sacar a la luz las respuestas de flujo que pueden estar ocultas en yacimientos más complejos. Para comprender el empuje simultáneo de gas y agua hacia los pozos horizontales, los ingenieros de SRC modelaron un yacimiento simple y homogéneo.
La producción acumulada de petróleo permite efectuar una mejor evaluación del emplazamiento del pozo entre las zonas de gas y agua que el tiempo de irrupción. El emplazamiento óptimo del pozo en la zona petrolífera depende de la tasa de producción de líquido; a tasas de flujos mayores, el pozo debería estar más cerca de la capa de agua. Obviamente los yacimientos reales no son homogéneos, y las eficiencias relativas de barrido de agua y gas desplazando petróleo influirán en los resultados.
En ocasiones, la geología del yacimiento o las restricciones de las instalaciones de superficie hacen que los pozos horizontales se emplacen tan cerca que pueden interferir entre sí. Para examinar esta situación, se agregó un segundo pozo horizontal paralelo al modelo de yacimiento simple con empuje de agua y por expansión de gas. Ambos pozos pueden ingresar al yacimiento desde el mismo lado, es decir de talón a talón, o desde lados opuestos, de talón a extremo.
El pozo con el dispositivo de control de flujo en la configuración de talón a extremo tiene un mayor mejoramiento que en el caso de talón a talón, sin afectar en forma importante la recuperación en el pozo sin dispositivo alguno.
Esto muestra que cómo los modelos simples pueden ayudar a los ingenieros a comprender casos más complejos y desarrollar estrategias de terminación adecuadas.
Procesamiento en paralelo en Venezuela
Muchos de los modelos de yacimientos actuales son enormes para capturar la mayor cantidad posible de los datos geológicos de relevancia. Los datos de la historia de producción que abarcan varias décadas y cientos de pozos aumentan más la complejidad de la simulación y el tiempo de solución.
Un procesador de una computadora no puede solucionar un problema de mega-bloque de un día para otro, pero si se divide el modelo en varias partes, varios procesadores pueden operar en forma simultánea.
Idealmente, duplicar el número de procesadores que operan en paralelo reduciría el tiempo de ejecución a la mitad.
Los procesadores dispuestos en paralelo no inician un nuevo paso hasta que todos han completado el paso anterior. Es necesario dividir correctamente el problema para distribuir en forma equitativa el trabajo entre los procesadores y así optimizar el aumento en la velocidad de procesamiento.
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) estudió el aumento en la velocidad de ejecución mediante el procesamiento en paralelo para identificar las mejores configuraciones de procesadores y el equilibrio entre el poder de la unidad central de procesamiento (CPU) y el uso de la memoria. Utilizando el programa de computación de administración de carga LoadLeveler de IBM, que hace que los nodos paralelos se comporten como una sola máquina. Este programa de computación maneja todos los trabajos asignando cada solicitud nueva al procesador o procesadores menos utilizados.
La Schlumberger evaluó un yacimiento de petróleo pesado de la cuenca del Oriente de Venezuela utilizando una versión en paralelo ECLIPSE en dos PC operando bajo Windows NT. El modelo numérico tenía unas 880.000 celdas de retícula. Un sistema de PC de dos nodos, operando bajo Windows NT, ejecutó la simulación en 62 horas, comparado con las 119 horas que tomó en una sola PC. La duplicación del número de procesadores agilizó la simulación en 1.9 veces.
Simulación del comportamiento de un fluido complejo
Se utilizó el simulador ECLIPSE para modelar un yacimiento carbonatado de Medio Oriente. Para simular se necesitaban 37 capas para representar la heterogeneidad vertical. Una retícula de 55 por 45 bloques horizontales (cada uno de 500 m de cada lado) era suficiente para cubrir el campo, pero esto no permitiría un número adecuado de celdas entre los pozos del centro del campo. Se necesitan varias celdas de separación para definir el gradiente de saturación entre los inyectores y los productores.
La solución era utilizar el refinamiento local de la retícula, creando bloques más pequeños en una porción del modelo. En este caso los bloques centrales, 15 en dirección norte-sur y 11 en dirección este-oeste, se dividieron en celdas de 100m de cada lado, dejando los bloques más grandes en los flancos.
Se ajustaron los parámetros de los modelos para optimizar el ajuste de la historia de producción, correlacionado los resultados del modelo con los datos registrados desde que el campo comenzó a producir.
La recomendación a partir del estudio de este yacimiento fue convertir 24 pozos verticales del área patrón en el norte del campo, incluidos los inyectores y productores, en terminaciones horizontales mediante operaciones de reentrada. Esto amplió el nivel de producción y aumentó la recuperación final en comparación con los planes de desarrollo anteriores.
La conversión de los pozos a una geometría horizontal redujo la larga migración del petróleo hasta el área de extensión, dado que estos pozos permiten una mayor producción del área patrón.
Mejoramiento de los yacimientos virtuales (parte I)
Los datos sísmicos, recortes y núcleos de rocas, registros de pozos y, en último término, la producción de hidrocarburos ofrecen un panorama limitado del entorno. Dichos datos son utilizados para cotejar los modelos.
Los primeros simuladores de yacimientos simples aparecieron en la década de 1950 como soluciones de ecuaciones diferenciales para el flujo de fluidos en un material homogéneo con geometría sencilla. Dichos modelos se hicieron más grandes y más complejos con el aumento de la velocidad y la memoria de las computadoras, y con la mayor sofisticación de los algoritmos. Hasta hace poco, los simuladores resolvían el yacimiento en bloques de cientos de metros. En la actualidad, los simuladores de yacimientos pueden manejar muchos más bloques y modelar una geología más compleja, permitiendo una mayor consistencia con los modelos geológico.
La incorporación de datos geológicos complejos permite tener un modelo de yacimiento más realista, que se puede utilizar para comparar sus soluciones con datos históricos de producción, a fin de confirmar o mejorar el modelo geológico.
El programa de computación de simulación también ha cambiado con los avances en la tecnología de perforación. (Pozos multilaterales)
En la actualidad, el objetivo es simplificar el uso del programa, con generación automática de retículas, importación fácil de datos geológicos, de fluidos y de formaciones, y representación grafica de los resultados que los usuarios requieren. Actualmente, los dos principales simuladores comerciales son el modelo ECLIPSE de Schlumberger GeoQuest y el simulador VIP de Landmark Graphics.
En este artículo, se presenta la forma en que un programa de computación de simulación puede crear, manejar y mostrar resultados de un yacimiento virtual.
El entorno del yacimiento virtual
El valor de la simulación de yacimientos está en la capacidad de investigar opciones mucho antes que una barrena de perforación toque la tierra. Se pueden examinar muchos escenarios dentro del yacimiento virtual, cambiando los emplazamientos de los pozos, la geología del yacimiento, las limitaciones de la producción, o cualquier combinación de datos de entrada al modelo.
Los ingenieros desarrollan yacimientos en etapas, comenzando con la exploración y terminando con el abandono del campo.
El yacimiento virtual es una forma rentable de examinar varias estrategias de perforación de pozos de relleno, escenarios de inyecciones de agua o gas, y otros métodos, tal vez más exóticos de recuperación.
Manejo del yacimiento virtual
El modelo de yacimientos no es una ciencia exacta. Por esto nuevas herramientas de programas de computación amplían la base de usuarios de simulación de yacimientos, incluyendo geocientíficos, ingenieros de terminaciones e ingenieros de perforación.
El programa de computación ECLIPSE Office ofrece una interfaz simple para las herramientas que ayudan al usuario a diseñar y ejecutar una simulación de yacimiento. El módulo de Administrador de Datos de la gama de productos ECLIPSE office permite el acceso a una serie de pantallas organizadas en torno a grupos de datos lógicamente relacionados.
Las herramientas del programa de computación ECLIPSE Office operan en conjunto para que los usuarios puedan crear grupos de datos, sin necesidad de conocer los aspectos específicos del formateo y organización de datos y palabras clave en los archivos de entrada de datos. Entre ellas podemos encontrara:
La aplicación del Administrador de Datos que puede crear pantallas gráficas de datos en los formatos correspondientes, tales como mapas de curvas de contorno basadas en las retículas o gráficas de líneas.
Si el campo ya ha producido, el ingeniero puede comparar las predicciones del simulador con la producción real, a una fecha dada, y ajustar los parámetros para optimizar el modelo. Este proceso, llamado ajuste de la historia de producción, mejora la confianza en predicciones futuras del modelo.
El módulo Administrador de Casos Permite el registro contable visual de múltiples ejecuciones o casos. El programa puede buscar automáticamente la mejor solución, o puede permitir al usuario controlar las variables que evaluará.
El Visualizador de Resultados, es una herramienta donde el usuario puede consultar los valores de cualquier bloque en cualquier momento a través de la interfaz gráfica y obtener gráficas de presentación de los datos ejecutados.
La Calculadora permite efectuar cálculos personalizados con los parámetros del modelo.
Pruebas de pozos Weltest 200, utiliza el poder de simulación de ECLIPSE para resolver numéricamente las pruebas de pozos, en lugar de basarse sólo en modelos analíticos.
Mejoramiento del modelado de pozos con segmentos
En la familia de simuladores de yacimientos ECLIPSE, se ha incorporado la opción de pozo de múltiples segmentos para ayudar a modelar las condiciones de pozo.
Los primeros simuladores de yacimientos utilizaban modelos simples de pozos, dicho modelo consideraba que el flujo dentro de un pozo estaba completamente mezclado y uniforme. Con la aparición de los pozos de alcances extendidos y horizontales, algunos simuladores incluyen un refinamiento para darse cuenta de la fricción, tal refinamiento aún no permitía que el contenido del pozo variara con la ubicación.
La opción MSW elimina estas limitaciones, permitiendo al analista del yacimiento dividir el pozo en segmentos y definir el conjunto de variables que describen los fluidos en cada segmento.
Información tomada del artículo técnico MEJORAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS VIRTUALES, escrito por John O. Afilaka
sábado 13 de junio de 2009
Simulación óptima de las curvas de producción de un pozo (parte III)
Los datos obtenidos de la historia de producción de un pozo en particular, o de varios pozos provenientes del mismo yacimiento, pueden graficarse de diferentes formas, las más comunes son:
- Producción acumulativa de gas contra la producción acumulativa de aceite Gp vs. Np.
- Presión contra la producción acumulada de petróleo. P vs. Np.
- Tasa de producción contra el tiempo. Qo vs. Np.
- Profundidad del contacto Agua-Petróleo (CAPO) contra la producción acumulada (Np).
- Tasa de producción contra la producción acumulada.
- Porcentaje de agua presente en la producción contra la producción acumulativa (WOR= La razón de agua y petróleo).
Las graficas mostradas en la figura son las que se usan con mayor frecuencia para el uso de la interpretación de la declinación de la producción, debido a su simplicidad y lo fácil que son para trabajar.
La gráfica de porcentaje de agua contra la producción o contra la producción acumulada, son usada con mayor frecuencia en yacimiento donde la producción de hidrocarburo se fija debido a los niveles de corte de agua presente. Y de esta manera los datos de las tasa de producción de petróleo pueden extrapolarse, hasta que el porcentaje de agua en presente llegue a su valor limite económico.
Las gráficas en la cuales se visualice la presión en contra a la producción acumulativa, nos ofreces una señal en cuanto a conocer que tipo de energía esta actuando en el yacimiento, Por ejemplo si te tratará de un yacimiento en el cual este gobernado por el empuje hidráulico, la caída de presión será tenue (fig. 1.2 a), en cambio en yacimientos volumétricos (fig 1.2 b), la caída de presión a medida que se obtenga mas producción disminuirá mucho mas rápido en comparación a la de los yacimientos gobernado por empuje de agua.