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.
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.