Modelos de Simulación

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 pet

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

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 curva

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 pue

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, util

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 solu

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

En el siguiente artículo se les proporcionará una herramienta de desarrollo, para realizar un análisis óptimo, sobre como simular de una manera muy eficiente las curvas de declinación producción de uno, o varios pozos petroleros. Las curvas de declinación de la producción de pozos petroleros son altamente usadas en la industria para evaluar las condiciones del yacimiento en el presente, y para tratar de analizar el comportamiento de la tasa de producción de uno o varios pozos en el futuro. La utilización eficiente y oportuna de estas curvas de declinación de producción, pueden acercarse de una manera muy precisa al comportamiento real de la producción de un pozo, para luego realizar extrapolaciones que nos permitan acercarnos al comportamiento real de la producción de un pozo en el futuro. Para ello es de VITAL importancia, tener y analizar la historia de producción del pozo, para de esta manera generar una función matemática, que se ajuste de una manera muy precisa a esa historia de p

Modelo Estocástico La simulación estocástica es una técnica de simulación, diseñada para reproducir el histograma de los datos con la mayor aproximación posible, ser consistentes con el modelo espacial y con datos secundarios, y evaluar la incertidumbre de un modelo de yacimientos.Entre los métodos de simulación disponibles, los más utilizados son: la simulación secuencial, matriz de descomposición, simulación basada en objetos, entre otros y su selección depende de los objetivos y datos disponibles. El modelaje estocástico de las propiedades de yacimiento se realiza en dos etapas: primero se simula la geometría de las facies y luego se simula la distribución espacial de las variables petrofísicas (porosidad y permeabilidad) para cada una de las facies. Este procedimiento permite caracterizar la continuidad y variabilidad espacial de las propiedades de la roca en el yacimiento, integrar información multidisciplinaria con diferentes resoluciones y cuantificar la incertidumbre en la desc

Modelo Sedimentológico La correcta descripción de los sistemas sedimentológicos y depositacionales proporciona una evaluación semicuantitativa de los parámetros geométricos. Este define la arquitectura interna del yacimiento. Consiste en correlacionar los reflectores de los lentes que lo conforman, apoyándose en correlaciones litológicas pozo- pozo y análisis de estratigrafía secuencial, además de realizar secciones, para ilustrar correlaciones estratigráficas, discordancias, barreras de permeabilidad, cambios de espesores estratigráficos, cambios de facies, reconstruyendo la geometría de las arenas. En el modelo sedimentológico, el análisis de las facies provee información relacionada a edades de rocas, ambientes, geometría de sistemas de poros, la presencia e impacto de los procesos postdepositacionales e identificar unidades sedimentarias. Finalmente, la geometría de los cuerpos y la calidad de los depósitos facilitan la caracterización de unidades de flujo y delimita intervalos d

Modelo Estructural Define el marco geométrico básico de la trampa de hidrocarburos. Los modelos se obtienen mediante la experimentación en ellas se provocan condiciones de flujo similares a las que existen en el ambiente sedimentario que se desea experimentar. Como material de transporte se utiliza la arena, haciendo variar la granulometría, por un lado, y el flujo, por el otro, produciéndose diferentes estructuras sedimentarias. Si para una misma granulometría vamos aumentando progresivamente la intensidad del flujo, en uno de estos modelos a escala, se puede observar la variación transicional entre un tipo de laminación y otro. Esto permite obtener una secuencia de formas extremas, dadas en diferentes intensidades de flujo. Si se parte de cero y de forma progresiva se va aumentando el flujo aparece el primer tipo de estructura sedimentaria primaria, los riples. A continuación las dunas, luego aparecerá la laminación paralela. Si se aumenta el flujo se deformaría la laminación paralel