cap 1_5 curso de simulacion numérica avanzada de yacimientos de petróleo y gas

CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA-CIPCAPITULO DE INGENIRIA DE PETROLEO Y PETROQUIMICA

Simulación Numérica Avanzada de Yacimiento de Petróleo y Gas

Curso de Desarrollo Profesional 40 Horas Lectivas

Entre el 21 de Febrero y 16 de Marzo del 2014Lima, Perú

Instructor: Ing. Luis Alberto Colán García,Ingeniero de Petróleo

lcolang@gmail.com; lcolan@pluspetrol.net

Simulación Numérica Avanzada de Yacimientos de Petróleo y gas

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

Febero 21- Marzo 16, 2014

1. Marco Conceptual 1.1 Introducción a la Ingeniería de Reservorios

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

Febero 21- Marzo 16, 2014

Propiedades de Roca Reservorio

FAC-07

Objetivo

Este módulo tratará los conceptos claves para la clasificación de los diferentes

tipos de hidrocarburos. El usuario debe contestar un examen teórico con base

en los conocimientos adquiridos en esta presentación.

Porosidad

* Relación entre el espacio existente entre los granos de una roca (volumen poral) y el volumen total de la roca.

φ= Vporal/ Vtotal

La porosidad en los reservorios no es uniforme y varía entre cada pozo, así como de estrato a estrato. La porosidad puede ser determinada mediante análisis de muestras de roca y perfiles de pozos.

Porosidad

La porosidad se clasifica de acuerdo al origen en:•Primaria•Secundaria

La porosidad se clasifica de acuerdo a su naturaleza en:•Absoluta•Efectiva

Permeabilidad

* Capacidad de una roca que permite que los fluidos del reservorio pasen a través de su espacio poral intercomunicado. Tal movimiento puede ser representado por la Ley de Darcy:.

La permeabilidad de una roca varía con la dirección y el tamaño de grano y se calcula mediante análisis de muestras de roca y pruebas de pozo.

Propiedades de los fluidos del Petróleo

Objetivo

Este módulo tratará los conceptos claves para la clasificación de los diferentes

tipos de hidrocarburos. El usuario debe contestar un examen teórico con base

en los conocimientos adquiridos en esta presentación.

Introducción

El petróleo y en sí los hidrocarburos no tienen las misma características. Hay diferentes tipos de crudo y sus propiedades físicas son diferentes.Esto implica diferentes equipos para extraerlo y facilidades de producción específicas. Esto hace que los tipos de crudo se diferencian por su valor económico.

Este módulo tratará los diferentes tipos de crudo, sus propiedades y comparaciones entre ellos.

Contenido

Hidrocarburos¿Qué son los hidrocarburos?Hidrocarburos en estado gaseoso, líquido y sólido

Propiedades de los HidrocarburosCondiciones en el yacimientoDiagramas de FaseGORiRsBoGravedad APICoeficiente de viscosidad

Tipos de crudoBlack OilVolatil OilRetrograde GasWet GasDry Gas

Hidrocarburos

¿Qué son los Hidrocarburos?

Los hidrocarburos (HC) son unos compuestos orgánicos que se encuentran en la naturaleza y están constituidos de Hidrógeno y carbono. Estos pueden ser livianos o pesados (según la cantidad de átomos de carbón que contengan) y se pueden encontrar en estado gaseoso, líquido o sólido.

Tipos de Hidrocarburos:

Nombre Formula Nomenclatura Petrolera

Metano CH4 C1

Etano C2H6 C2

Propano C3H8 C3

Butano C4H10 C4

Pentano C5H12 C5

Hexano C6H14 C6

Heptano plus Desde el C7H16 C7+

¿Qué son los Hidrocarburos?

Como se mencionó anteriormente, los hidrocarburos pueden ser:

LivianosCompuestos principalmente de Metano (C1). Se les conoce como gases pobres porque no contienen hidrocarburos pesados.

IntermediosSe componen principalmente de los hidrocarburos entre Etano (C2) y Hexano (C6). Dentro de este rango están la gasolina, el gas Propano y el gas butano.

PesadosSe les llama así a los hidrocarburos compuestos a partir del Heptano (C7) y tienen un gran valor económico comparado con los HC livianos.

Por facilidad en la caracterización se definió el HEPTANO PLUS (C7+) para agrupar todos los compuestos que siguen al C7.

HC en estado gaseoso

METANOEs el hidrocarburo gaseoso más liviano y abundante y el principal componente del gas natural.El Metano es un gas incoloro e inodoro

GAS NATURAL Es una mezcla natural de gases hidrocarburos la cual es altamente compresible y expansible. El metano es su principal constituyente con más del 85% y cantidades pequeñas de C2 hasta el C5.Además, contiene impurezas como Dióxido de carbono, Nitrógeno y Sulfuro de Hidrógeno.Este es el tipo de gas que se extrae de los yacimientos de Chuchupa y Ballenas en la Guajira.

Llama de una estufa a gas natural.

HC en estado líquido

Los hidrocarburos en estado líquidos son los que comúnmente se conocen como petróleo o alguno de sus derivados.

PETROLEOEs una mezcla compleja de hidrocarburos encontrados en la naturaleza. El petróleo puede encontrarse como sólido, liquido o gas, pero esta palabra generalmente es usada para aceite crudo líquido.Las propiedades como el color, la gravedad API, olor, viscosidad e impurezas varían dependiendo del yacimiento.

Muestra del Crudo extraído de un pozo en Caño Limón

HC en estado sólido

BITUMENEs una materia orgánica inflamable formada de Kerógeno durante el proceso de formación del petróleo. El Bitumen incluye Hidrocarburos como Asfaltenos y Cera Mineral. Por lo general es sólido y de color negro o marrón.

El principal uso del asfalto es en la pavimentación de vías

Asfalto

Prueba de Conocimientos 1

Haga CLICK sobre el botón de la respuesta y verifique con el sonido

1. Los hidrocarburos intermedios están comprendidos por: Etano hasta Hexano (C2 - C6) Metano (C1) Etano hasta pentano (C2 - C5) Heptano Plus (C7+)

2. El gas natural esta compuesto principalmente de: Butano Metano Pentano Heptano Plus

3. Uno de los usos del bitumen es: Extracción de gas propano Aceite para motores de combustión Pavimentación (Asfalto). Todas las anteriores.

Haga Click salir de la Práctica

Propiedades de los hidrocarburos

Condiciones en el yacimiento

En un yacimiento de petróleo se encuentra gas, crudo y agua. Debido a que el yacimiento se encuentra a miles de pies de profundidad del suelo, la cantidad de tierra y rocas que hay encima de éste ejerce grandes presiones (miles de libras por pulgada cuadrada o psi) sobre el gas y crudo contenidos en el.

El volumen del crudo y el gas varían con la presión.

Los tipos de crudo se diferencian principalmente por las siguientes propiedades que se explicarán a continuación:

• Bo• GORi• Gravedad API• Color Presión

Antes de ver las propiedades, veremos los diagramas de fase de los hidrocarburos.

Diagramas de Fase

Presión de Burbuja:Es la presión donde aparece la primera burbuja de gas en el petróleo que esta líquido en el yacimiento. A esta presión se dice que el líquido está saturado.

Presión de Rocío:A diferencia de la presión de burbuja, la presión de rocío es la presión donde aparece la primera gota de líquido a una temperatura dada. El petróleo está como gas en el yacimiento y en este punto comienza a condensarse.

Pre

sión

Temperatura

Presión de Brubuja

Presión de rocío

Presión crítica

Presión crítica:Es el punto donde convergen la fase líquida y la fase gaseosa. En este punto no se puede diferenciar el líquido del gas.

El Diagrama de fase tiene dos zonas, una donde el hidrocarburo es líquido y otra donde es gas.

Diagramas de FaseLos diagramas de fase determinan el comportamiento del fluido respecto a la presión y temperatura en el yacimiento. Cada tipo de crudo tiene su propio diagrama de fase.

80

70

10

50

40

20

Pre

sión

Temperatura

% de líquido

Zona de líquido Zona de Gas

Dependiendo de la presión y la temperatura, un hidrocarburo puede estar como gas y/o como líquido en el yacimiento.

Cuando es extraído del yacimiento y está siendo llevado a la superficie del pozo, la presión comienza a bajar y la temperatura se mantiene casi constante.

A medida que el fluido se acerca a la superficie, más gas se va separando y cada vez es menos el crudo que va quedando.

Cuando llega a este punto, el gas disuelto dentro del crudo comienza a separarse. Esta presión se conoce como presión de burbuja.

Presión de Burbuja

Suponga que el hidrocarburo es líquido y contiene gas disuelto a la presión del yacimiento.

GORi

La relación Gas - Aceite inicial (Gas Oil Ratio) indica que tanto gas hay por cada barril de crudo, todo en condiciones estándar (60ºF, 14,7psi).

El volumen del gas se mide en pies cúbicos estándar (SCF).El crudo se mide en barriles en tanque de almacenamiento (STB).

STBSCF

estándarscondicioneapetróleo.Volestándarscondicioneagas.Vol

GORi

Esta relación es clave para determinar el tipo de crudo en un yacimiento.

RsEs la cantidad de gas en solución que tiene el crudo (disuelto dentro de él).

Petróleo SobresaturadoPor encima de la presión de burbuja. No puede disolver más petróleo.Petróleo SaturadoA la presión de burbuja. En equilibrio.Petróleo SubsaturadoPor debajo de la presión de burbuja.

STBSCF

estándarscondicioneapetróleo.Volestándarscondicioneadisueltogas.Vol

Rs

Gráfica de Gas en solución vs presión. Cuando la presión es inferior a la presión de burbuja (Pb), el crudo comienza a liberar gas y el Rs disminuye.

Rs

PresiónPb

No liberación

de gas

Liberación de gas

Petróleo Sobre-

saturado

Petróleo Subsaturado

Petróleo Saturado

BoEl factor volumétrico de formación del aceite (Bo) compara los volúmenes de crudo y gas disuelto en el yacimiento contra el volumen de ese crudo en superficie (a condiciones estándar).

res Bl:Es el volumen del crudo y del gas disuelto dentro del crudo, en el yacimiento. Debido a las altas presiones, el volumen del gas es reducido dramáticamente en comparación a su volumen arriba en la superficie.

STB:Stock Tank Barrel o barril en tanque de almacenamiento. Es el volumen que ocupa el sólo crudo (sin gas) a condiciones estándar (60ºF y 14.7psi de presión absoluta).

Con esto, se tiene para el Bo:

STBBlres

estándarscondicioneapetróleo.Volyacimientoendisueltogaspetróleo.Vol

Bo

El Bo siempre es mayor que uno.

Bo

El Bo (factor volumétrico del aceite) también es afectado por la liberación de gas, cuando la presión del crudo cae por debajo de la presión de burbuja.

Bo

PresiónPb

Expansión del líquido

Liberación del gas en

solución

La expansión del crudo por disminución en la presión es compensada por la temperatura, si esta llegase también a reducirse.

Gravedad o Grado API (ºAPI)

Es una escala adoptada por la American Petroleum Institute (API) para determinar la gravedad específica o densidad de un hidrocarburo. Entre más grados API se obtiene un hidrocarburo de más baja densidad.

5.131Fº60@EspecíficaGravedad

5.141APIGravedad

El grado API influye directamente en el costo del hidrocarburo, entre más alto sea el grado más elevado será su precio.

El agua tiene 10 ºAPI, el crudo de Caño Limón es 29 ºAPI, mientras que una gasolina puede tener hasta 60 ºAPI por citar algunos ejemplos.

Los crudos, según su gravedad se clasifican en:• Super Pesados (Menos de 10 ºAPI)• Pesados (10 - 22 ºAPI)• Medianos (22 - 32 ºAPI)• Livianos (32 - 42 ºAPI)• Condensados (Mayor de 42 ºAPI)

Coeficiente de Viscosidad (m)

La viscosidad en los fluidos influye en la facilidad de estos para fluir. Cuando se tiene un valor alto de viscosidad, el fluido tiene mucha resistencia al flujo.

Para los hidrocarburos, la viscosidad varía por la presión y la temperatura. En el caso de la presión, cuando el crudo baja de la presión de burbuja y comienza la liberación de gas, la viscosidad aumenta notablemente, tal como se muestra en la siguiente gráfica.

m

PresiónPb

m disminuye con Presión

m aumenta con la disminución Presión

La viscosidad se mide en Stokes o CentiStokes (cSt).

Prueba de Conocimientos 2

Haga CLICK sobre el botón de la respuesta y verifique con el sonido

1. La presión de rocío es: La presión donde el líquido comienza a liberar gas. La presión donde el gas comienza a condensar líquido. La presión atmosférica cuando comienza a llover. La presión donde no se puede diferenciar entre líquido o gas.

2. Dado que tienen las mismas unidades [SCF/STB], la diferencia entre GORi y Rsi es: El GORi relaciona únicamente el gas disuelto dentro del crudo. El Rsi tiene en cuenta todo el gas, el disuelto y el liberado. GORi (gas total / crudo) y Rsi (gas disuelto / crudo). GORi (gas disuelto / crudo) y Rsi (gas total / crudo).

3. El gas en solución (Rs) aumenta cuando la presión baja de la presión de burbuja. Falso Verdadero

Haga Click salir de la Práctica

Saturación de Fluídos

Mecanismo de producción

Análisis y Predicciones del Comportamiento del Yacimiento

• Estimación del Petróleo Original En Sitio (POES)

• Análisis del comportamiento pasado y presente del yacimiento

• Estimación del comportamiento futuro del yacimiento bajo las condiciones actuales de explotación (estimación de tasas de producción, factor de recobro y reservas)

• Estimación de tasas de producción y reservas bajos otros esquemas de explotación

• Actualización periódica de todo lo anterior a medida que progresa la explotación del yacimiento y se obtiene más y “mejor” data

Mecanismos Naturales de Producción

• Yacimientos de Petróleo– Expansión de rocas y fluidos– Gas en solución– Capa de gas– Influjo de agua– Segregación gravitacional– Mecanismos combinados

• Yacimientos a Gas– Expansión o agotamiento– Influjo de agua– Mecanismos combinados

Características de los diferentes mecanismos naturales de producción

Expansión

MECANISMOS PRESIÓN RGP PROD. DE AGUA EFICIENCIA OTROS

Pi>PbDeclina rápida y continuamente

Permanecebaja y constante

Ninguna(Excepto en

Yac. con alta Sw

1 - 10%3% prom.

Gas en solución

Declina rápida y continuamente

A principio baja luego sube hasta

un máximo y después baja

Ninguna(Excepto en

Yac. con alta Sw

5 - 35%20% prom.

Requiere bombeo en etapa temprana

Capa

de gas

Cae lenta y continuamente

Sube continuamente

en pozos. Buzamiento

arriba

Ausente o despreciable

20 - 40%25% prom.

Ruptura de gas en pozos.

Buzamiento abajo índica capa de gas

Características de los diferentes mecanismos naturales de producción

MECANISMOS PRESIÓN RGP PROD. DE AGUA EFICIENCIA OTROS

Influjo de Agua

Permanece alta.

La presión es sensible a la tasa total de producción

Permanece baja si la

presión se mantiene alta

Pozos Buzamiento

abajo producen agua temprano.

La producción de agua aumenta a

valores altos

35 - 80%50% prom.

N calculada por BM

aumentasi se

despreciael influjode agua

DrenajeGravitacional

Declina rápida y continuamente

Se mantiene baja en pozos busamiento

abajo y alta en pozos

busamiento arriba

Ausente o despreciables

40 - 80%60% prom.

K>200 mdBuzamiento

> 10%mo bajo (<5 cp)

Influencia del Mecanismo de Producción sobre la Presión y Factor de Recobro

100

80

60

40

20

0 12 3 5

4

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

1. ExpansiónRoca y Fluidos

2. Gas en Solución3. Capa de Gas

4. Influjo de Agua5. Segregación

Gravitacional

P/Pi

N/Ni

ReservasEs el volumen total de petróleo recuperable económicamente de un yacimiento

N = POES x FrFr = Factor de recobro

Y al considerar la producción obtenida hasta el momentoNr = N - NpNr = Reservas remanentesNp = Producción acumulada hasta la fecha

Se clasifican en:Reservas probadasReservas probablesReservas posiblesRecursos ContingentesRecursos Prospectivos (Reservas por descubrir)

Estimación de OOIP y OGIP

Definición de los DiferentesTipos de Reservas

• Reservas probadas– Las reservas que han sido cuantificadas por medio de pozos, equipos

y métodos técnicos específicos que garantizan su existencia• Reservas probables

– Las reservas que no han sido certificadas por medio de pruebas de producción, pero que por encontrarse dentro de los límites geológicos conocidos de un yacimiento, son susceptibles de ser probadas perforando pozos adicionales y haciendo pruebas de producción

• Reservas posibles– Aquellas de posible existencia, pero que por falta de información

fehaciente, no pueden garantizarse con exactitud• Reservas por descubrir

– Aquellas cantidades estimadas, no asociadas a acumulaciones conocidas, cuya existencia se presume en base a información de geología de superficie. Se clasifican en Hipotéticas y Especulativas, teniendo las primeras más certidumbre que las segundas

Métodos de Estimación de Reservas

• Volumétrico• Curvas de declinación• Balance de materiales• Simulación matemática• Probabilística

Método VolumétricoN = POES x Fr

POES = ---------------------

POES = Petróleo original en sitio, BFA = Área, acresH = Espesor promedio, piesO = Porosidad promedio, fracciónSoi = Saturación inicial de petróleo, fracciónBoi = Factor volumétrico del petróleo, inicial, BY/BF

Gas originalmente en petróleo, GOES:GOES = POES x Rsi

Rsi = Relación gas petróleo de Solución, inicial, PCF/BF

7758 A h O Soi

Boi

Estimación de OOIP y OGIP

Correlaciones API parael Factor de Recobro

1. Gas en solución (Arenas, areniscas y rocas carbonatadas)

Fr = Factor de recobro, % POES en el punto de burbujeo

Swi = Saturación intersticial de petróleo, fracción

Bob = Factor volumétrico de formación del petróleo, en el punto de burbujeo, BY/BF

k = Permeabilidad absoluta, darcy

mob = Viscosidad del petróleo en el punto de burbujeo, cp

Pb = Presión de burbujeo, lpca

Pa = Presión de abandono, lpca

174,03722,00979,0

16110

)()()1

81541a

bwi

ob

,

ob

wi

Pp

xsxμ

kx(

B)S(φ

,Fr

2159,01903,00770,0

04220

)()()1(0

898,54

a

iwi

oi

iw

,

oi

wi

Pp

xsxk

x(B

)SFr

Correlaciones API parael Factor de Recobro

2. Influjo de Agua (Arenas y Areniscas)

mwi = Viscosidad inicial del agua, cp

moi = Viscosidad inicial del petróleo, cp

Pi = Presión inicial del yacimiento, lpca

Curvas de Declinación• El yacimiento es un sistema que se agota• La producción tiende a declinar• Representación gráfica de producción eventualmente

muestra declinación

Se requiere suficiente data de producción y en la fase de declinación• Todos los factores presentes que originaron la curva, seguirán:

– Cambio en los métodos– RA/RC, Tratamientos– Problemas en facilidades de producción– Condiciones de mercado– Clima

• Se debe tener mucho cuidado “Ojo Clínico” a extrapolar la curva• Cuando la pendiente cambia, debe estudiarse la causa y efecto sobre

reservas

Curvas de Declinación

Curvas de DeclinaciónComunmente Usadas

1.- Log de Qo vs t2.- qo vs Np

3.- Log de corte de agua o corte de petróleo (tasa económica de producción es gobernada por el agua producida)

4.- CAP o CGP vs NP

5.- Log de GP vs Log Np (Cuando se conocen las reservas de petróleo y se quiere saber el gas o viceversa)

Si 1 y 2 son líneas rectasn Tasa constante o declinación exponencial

n Extrapolación fáciln Si producen líneas curvas, probar armónica

o hiperbólica

Balance de Materiales

• Método más avanzado que el de las curvas de declinación• Permite calcular POES y N• Se basa en el principio de conservación de la masa (Ni se crea ni se

destruye)• Suposiciones básicas:

– Yacimiento tipo tanque homogéneo (Propiedades de la roca y fluidos se mantienen iguales a lo largo de todo el yacimiento)

– Producción e inyección concentradas c/u en un solo punto– No hay dirección para el flujo de los fluidos

Simulación Matemática

• Se basa en principios de balance de materiales

• Toman en cuenta heterogeneidad del yacimiento y dirección del flujo de los fluidos

• Toma en cuenta las localizaciones de pozos productores e inyectores y sus condiciones operacionales

• Los pozos pueden operarse y cerrarse de acuerdo a condiciones especificadas

• Se pueden prefijar las tasas o las presiones de fondo o ambas

• El yacimiento se divide en múltiples celdas o bloques (tanques)

• Los cálculos se efectúan para las fases petróleo, gas y agua a intervalos discretos

Simulación MatemáticaAbuso de la Simulación

• Expectativas irreales– Tendencia a creer que “la respuesta es infalible, ya que salió del

computador”

• Justificación insuficiente para la simulación– Se pide un trabajo que no puede ser justificado con la data

disponible– Objetivo de estudio no esta claro– Estudios convencionales pueden dar resultados similares

• Descripción irreal del yacimiento– Para hacer la duplicación de la historia, se manipulan parámetros

(permeabilidades relativas y propiedades de los hidrocarburos), hasta hacerlos irreales

Comparación de las Técnicasde Estudios de Yacimientos

VOLUMÉTRICO CUR. DEC BAL. MATERIALES SIMULACIÓN

1) Aplicabilidad / Exactitud

Exploración Si / Cuestionable No Si / Cuestionable Si / Cuestionable

Descubrimiento Si / Cuestionable No Si / Cuestionable Si / CuestionableDelineación Si / Cuestionable No Si / Cuestionable Si / RegularDesarrollo Si / Mejor No Si / Mejor Si / BuenaProducción Si / Regular Si / Regular Si / Mejor Si / Muy Buena

2) Data Requerida

Geometría Área / Espesor No Área y Espesor Homogéneos

Área y Espesor Homogéneos

Roca Porosidad Saturación

No Porosidad, Saturación, Perm. Relativas, Comp.

Homogéneos

Porosidad, Saturación, Perm. Relativas, Comp. Capilar Heterog.

Fluidos Fact. Vol. de Form. No PVT Homogéneo PVT Heterogéneo

Pozos No No IP para Tasa vs t Perforaciones, IP

Prod. e Inyecc. No Producción Si Si

Presión No No Si Si

Comparación de las Técnicasde Estudios de Yacimientos

VOLUMÉTRICO CUR. DEC BAL. MATERIALES SIMULACIÓN

3) Resultados

POES Si No Si Si

Recobro Final Si (con Fr) Si Si Si

Tasa vs t No Si Si (con IP) Si

Presión vs t No No Si (con IP) Si

1.2 Esquema de trabajo para discusión técnica de participantes.

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

• Preparación de la Información (criterios, formas y validación)

• Introducción al modelaje con BUILDER• Manejo de las diferentes formas de grillado• Ingreso de propiedades geológicas (estructural, espesores,

etc) (edición y validación)• Regionalización de áreas (edición y validación)• Ingreso de propiedades de fluido (edición y validación)• Ingreso de propiedades de roca-fluido (edición y validación)• Ingreso de datos del acuífero y equilibrio (edición y

validación)

Antecedente histórico Simulación

1.3 Antecedentes históricos y avances de simulación

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

Antecedente histórico Simulación

Antecedente histórico Simulación

1.4 Complejidad de la simulación. Períodos de la simulación, factores durante la planificación de la simulación.

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

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CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

Métodos utilizados para Entender y Resolver Problemas de Ingeniería

• Experimentos a Escala Real• Experimentos en Laboratorio• Análisis de Modelos Matemáticos• Simulación con Métodos Numéricos

Estos cuatro métodos tienen sus propias ventajas y desventajas. Por razones económicas y prácticas, el uso de los últimos dos métodos ha estado creciendo significativamente en todas las ramas de ingeniería

Modelo de Dreyfus de Adquisición de Habilidades

Novicio

Principiante Avanzado

Persona Competente

Experto

Complejidad de la simulación

Complejidad de la simulación

Complejidad de la simulación

1.5 Ciclo de vida de la simulación

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

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Modelo Geológico

ConstrucciónModelo (1)

Información Básica

Ajuste Histórico (2)

Revisión Historia Primaria

Simulación Historia

WF

Optimización, Desarrollos Adicionales y Pronósticos (3)

Rediseño WF y

Desarrollos Adicionales

Evaluación de

Incrementos

Selección Trabajos: Best Case

Implementación y Post Appraisal

(4)

Implemen. y

Monitoreo

1

Structure and Fault Blocks

Construcción del Modelo

•Modelo Estático:•Estructural y Estratigráfico

•Propiedades• Información Básica:

•Condiciones Originales (P&T)•Propiedades Petrofísicas •Propiedades de Fluidos

•Validación OOIP, basado en:•Modelo Estático

•Energía Natural de Reservorios

UNI_G

UNI_F

Base_VM

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

1100

1120

1140

1160

1180

1200

1220

1240

1260

1275

1094

SSTVD -0.02 0.22PHIE

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

YPF.Nq.NG-16 [SSTVD]

1180

1200

1220

1240

1260

1280

1300

1320

1340

1347

1166

SSTVD -0.0129 0.1422PIGN

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

YPF.Nq.NG-7 [SSTVD]

1230

1240

1250

1260

1270

1280

1290

1300

1310

1320

1330

1340

1350

1360

1370

1220

SSTVD -0.0156 0.1502PIGN

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

YPF.Nq.NG-6 [SSTVD]

1000

1020

1040

1060

1080

1100

1120

1140

989

SSTVD -0.0135 0.1547PIGN

Base_VM UNI_G

UNI_F

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

YPF.Nq.NG-2 [SSTVD]

1310

1320

1330

1340

1350

1360

1370

1380

1390

1400

1410

1420

1430

1440

1450

1301

SSTVD -0.0146 0.1351PIGN Base_VM UNI_G

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

YPF.Nq.NG-44 [SSTVD]UNI_G

UNI_F

Base_VM

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

Net Sand Thickness (m)

2

Ajuste Histórico

•Selección de Parámetros PVT y Petrofísicos por Reservorio

•Selección del Método de Cálculo•Construcción de Elementos de Flujo•Ajuste Histórico (pozo-reservorio)

• Liquido Total• Petróleo

•Análisis Eficiencias

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0

Sw (fr)

kro

w -

krw

3

Optimización, Desarrollos

Adicionales y Pronósticos

AT.a-10

AT.a-11

AT.a-27

AT.a-4

AT.a-5

AT.a-6

AT.a-9

AT-1

AT-12

AT-13 AT-14

AT-15

AT-16 AT-17AT-18

AT-19

AT-2

AT-20 AT-21

AT-22

AT-24 AT-25AT-26

AT-28AT-29 AT-3

AT-31(I)

AT-30

AT-31

AT-32AT-32(I)

AT-33

AT-34

AT-35

AT-36

AT-37

AT-39

AT-40

AT-41AT-42

AT-43

AT-45

AT-47

AT-49 AT-50

AT-51AT-52

AT-53AT-54

AT-55 AT-56

AT-57

AT-58

AT-60

AT-61AT-62AT-63

AT-64

AT-65AT-66

AT-67

AT-68

AT-69

AT-70

AT-72AT-73

AT-74AT-75

AT-76

AT-77

NG.xp-38

NG-29

NG-52

NG-53

NG-54

NG-55

NG-7

NG-8

ESTUDIO

ABANDONADO

PETROLEO

PTG

AABANDONAR

GAS

RRS

RG

IAGUA

ART

SUMIDERO

PT

100

1,000

10,000

100,000

1984

1989

1994

1999

2004

2009

2014

2019

2024

2029

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

• Generación Escenarios de Optimización y Desarrollo

• Pronósticos• Análisis Económico

• Selección del Best Case (Maximizar NPV, reducción riesgos)

• Análisis FODA• Plan de Acción ante Desvíos

O-233

PC-1000

PC-1001

PC-1003

PC-1004

PC-1061

PC-1062

PC-1063

PC-1075 PC-1076

PC-1095

PC-1150

PC-1154

PC-1213

PC-1214

PC-1276

PC-1306

PC-80

PC-82

PC-92

PC-2

PC-78

PC-1412

PC-1418

PC-1417

PC-1419

PC-1432

PC-1433

PC-1444PC-1446

PC-1445

PC-1447

PC-1456

PC-1457 PC-1434

LC-263PC-1475

PC-1473

PC-1476

PC-1474

Productor cerrado

Productor abierto

Iny ector cerrado

Iny ector abierto 4• Implementación del Proyecto Seleccionado

• Diseño Facilities• Monitoreo

• Análisis de Desvíos• Actualización del Modelo

Estático/Dinámico• Post Appraisal

• Lecciones Aprendidas• Identificación de Oportunidades

Forecast of Multiple Scenarios

Cumulative Cash Flow (M$)

Implementacióny

Post Appraisal

Zona 2

Zona 1

Pinj

Iw=cte.

Zona 2

Zona 1

Pinj

Iw=cte.

Pinj

Iw=cte.

1.6 Definiciones y conceptos de la simulación

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

EL VALOR DE LA SIMULACIONEL MODELAJE NOS PERMITE OBSERVAR LA FISICA DE LOS YACIMIENTOS SIN ESTAR PRESENTE Y EXAMINAR ALGUNOS QUE PASARIA SI?

SIN LA SIMULACION Y EL MODELAJE NUMERICO ESTAMOS FORZADOS A HACER MUCHAS SUPOSICIONES.

MEDIANTE SIMULACION PODEMOS DECIR AQUÍ ES DONDE ESTAMOS HOY,Y ESTE ES EL VALOR ECONOMICO DE LO QUE ESTAMOS PROPONIENDO.

LA SIMULACION ES INDISPENSABLE. ES LA MEJOR HERRAMIENTA DISPONIBLE.

MIENTRAS MAS MADURO ES EL YACIMIENTO Y MEJOR ES LA DATA, MAS UTILRESULTA EL USO DE LA SIMULACION.

Consiste en la construcción y operación de un modelo cuyo comportamiento sea lo más similar posible al real del yacimiento.

Simulación numérica de Yacimientos

CONOCER LA REACCION DEL YACIMIENTO A DIFERENTES ESCENARIOSDE EXPLOTACION ES CRITICO. NECESITAMOS VALIDAR TODOS ESOS ESCENARIOS MEDIANTE SIMULACION ANTES DE SELECCIONAR.

EL VALOR DE LA SIMULACION AUMENTA CUANDO SE INVOLUCRANTECNOLOGIAS NUEVAS DE ALTO RIESGO, O EL DESARROLLO DE NUEVOS YACIMIENTOS COMPLEJOS.

EL VALOR DE LA SIMULACION

EL COSTO DE LA SIMULACIONES MUY PEQUEÑO COMPARADO AL NUMERO DE BARRILES RECUPERADOS. SIN EMBARGO EL PROCESO DE ORGANIZAR LOS DATOS Y CONSTRUIR EL MODELO PUDIERA SER TODAVIA MAS VALIOSO QUE SUS RESULTADOS,YA QUE NOS PERMITE ENTENDER LA NATURALEZA DE LOS YACIMIENTOS.

EL COSTO DE SIMULACION INCLUYENDO LA MANO DE OBRA ES MENOS DE 1/2CENTIMO DE DOLLAR POR BARRIL.

Simulación numérica de Yacimientos

1.7 Tipos o modelos de simulación numérica

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

Tipos o modelos de simulación numérica

Tipos de Yacimientos (tipo de fluido)

Existen cinco diferentes tipos de crudo, que se diferencian por propiedades como GORi, Bo y gravedad API.

Black Oil (Aceite Negro)

Volatil Oil (Aceite Volátil)

Retrograde Gas (Gas Retrógrado)

Wet Gas (Gas Húmedo)

Dry Gas (Gas Seco)

Además de las propiedades mencionadas, es determinante la cantidad de

hidrocarburos pesados que contenga el crudo (%C7+ o % de Heptano Plus),

llamada también fracción pesada. En el Black Oil es mayor del 20%, mientras que en el gas seco es menor al 0.7%.

Tipos de crudo

Las diferencias en las propiedades, se listan a continuación.

PropiedadAceite Negro

(Black Oil)Aceite Volátil

Gas Retrógrado

Gas Húmedo Gas Seco

GOR Menor 2000 2000 - 3000 3500 - 50000 50000 ……..

°API Menor 40 40 - 55 Mayor 55 Mayor 55 ……

Negro Marrón Verde

Verde Naranja Blanco

Marrón Verde Marrón

Boi Menor 2.0 Mayor 2.0 …… …. …..

C7+ Mayor 20% 20 - 12.5% 12.5 - 4% 4 - 0.7% Menor 0.7%

Campo Caño limón Cusiana Floreña Cupiagua Guajira

Color Blanco …….

Tipos de crudo

Black OilEs el crudo existente en Talara y la Selva Peruana y es el que tiene mayor

fracción de hidrocarburos pesados (C7+).

El gas que se desprende del Black Oil es gas seco, debido a las moléculas livianas que se liberan. Este gas no se condensa.

El Black Oil tiene un gran valor económico.

GORi Menos de 1.750 SCF/SBT

º API Menor a 40

Boi Menor de 2 resBL/SBT

HC Pesados Mas del 20%

Muy Oscuros

Colores Negro

Marrón

BLACK OIL

Black Oil

Ejemplo de un diagrama de fase de un Black Oil. Observe que el hidrocarburo se conserva líquido durante todo el proceso, a pesar que libera gas.

Punto Crítico

Pre

sión [

psi

]

1

3

2

Separador

Trayectoria de Presión

% de líquido80

50

3010

70

2000

1000

300

Temperatura [ºF]

Nitrógeno 51.72%

CO2 9.34%

H2S 0.00%

Metano 7.14%

Etano 0.51%

Propano 7.30%

Butano (l,n) 13.07%

Pentano (l,n) 8.10%

Hexano 1.84%

Heptano Plus 0.98%

Analisis del Gas, Pozo RD-03

El gas seco, liberado por el crudo tiene una alta concentración de hidrocarburos livianos.

Diagrama de Fase del Black Oil

Separador de Gas Tanque de techo cónico FWKO, donde se separa inicialmente el crudo del agua.

Celda de Flotación, donde el crudo restante es retirado del agua.

Bombas

Facilidad de Tratamiento Black Oil

El aceite volátil es un tipo de hidrocarburo líquido con más componentes intermedios y livianos que un Black Oil. En Colombia el campo de Cusiana tiene este tipo de crudo en su yacimiento.

GORi 2.000 - 3.200 SCF/SBT

º API Mayor de 40

Boi Mayor de 2 resBL/SBT

HC Pesados Entre 12,5% y 20%

Marrón

Colores Naranja

Verde

VOLATIL OIL

El gas que sale del petróleo o aceite Volátil se llama Gas Retrógrado.

El °API en el ST aumenta durante la vida del yacimiento.

Una pequeña reducción de presión por debajo de la presión de burbuja causa una gran liberación de gas.

Volatil Oil

Al igual que el Black Oil, el petróleo volátil se encuentra también como líquido dentro del yacimiento, a diferencia que el volátil está mas cerca de la zona de gas en el diagrama.

Punto Crítico

Pre

sión

Temperatura

1

3

2

Separador

% de líquido80

3010

70

40

El almacenamiento del aceite volátil es similar al del Black Oil, se diferencian en que se debe tener cuidado para que el gas no se libere fácilmente, dadas las condiciones del Aceite Volátil.

Diagrama de Fase del Volatil Oil

Almacenamiento del Volatil Oil

Tanque de almacenamiento.

Prueba de Conocimientos 3

Haga CLICK sobre el botón de la respuesta y verifique con el sonido

1. De los tipos de crudo, el que menos gas tiene (GOR) es el: Black Oil. Volatil Oil. Wet Gas. Retrograde Gas.

2. La presión de burbuja del crudo en Caño Limón está en el orden de: 1000 - 1200 psi 600 - 650 psi 92 - 115 psi 42 - 70 psi

3. El Aceite Volátil (Volatil Oil) tiene más componentes livianos e intermedios que el Black Oil. Falso Verdadero

Haga Click salir de la Práctica

Retrograde Gas

Es un Hidrocarburo gaseoso por encima de la presión critica, y a medida que la presión disminuye condensa líquido en el yacimiento, pero dicho líquido se evapora nuevamente. En español se conoce como gas retrógrado o gas condensado.

GORi Más de 3.200 SCF/SBT

º API Mas de 57

Boi - - -

HC Pesados Entre 4% y 12,5%

Marrón

Colores Naranja

Verde y Blanco

RETROGRADE GAS

El gas en superficie es muy rico en hidrocarburos intermedios. Se procesa para sacar desde Etano hasta Hexano (C2 a C6).

Diagrama de Fase del Retrograde Gas

El gas retrógrado, al estar más allá de la presión crítica se encuentra como gas en el yacimiento. A medida que la presión comienza a descender y alcanza la presión de rocío, aparece crudo condensado.

Para obtener la mayor cantidad de líquido, el gas retrógrado es contenido en unos recipientes cerrados (separadores) que trabajan a una presión y temperatura óptima.En Perú , un yacimiento con este tipo de crudo se encuentra por ejemplo en Camisea.

Pre

sión

Temperatura

Punto Crítico

% de líquido

5

4020

10

80

1

3

2

Separador

Almacenamiento del Retrograde Gas

Separadores

Wet Gas

Es un Hidrocarburo que existe como Gas durante toda la vida en el yacimiento, pero condensa líquido en los separadores de superficie. Por eso se conoce como gas húmedo (Wet Gas).

GORi Más de 50.000 SCF/SBT

º API Mas de 57

Boi - - -

HC Pesados De 0,7% a 4,0%

Color del

condensado Blanco

WET GAS

Las propiedades del gas en el yacimiento no son las mismas que en superficie. El condensado es rico en hidrocarburos intermedios y se les conoce como productos de planta (GPM).

Diagrama de Fase del Wet Gas

La única forma de obtener condensado de un gas húmedo es mediante el uso de separadores a una presión y temperatura determinadas.

El tratamiento del gas Húmedo es muy similar al gas retrógrado pues el objetivo principal es el obtener la mayor cantidad del liquido.

El gas se almacena en tanques cilíndricos o esféricos.

% de líquido

150 510

Pre

sión [

psi

]

Temperatura

Punto Crítico

1

2

4500

2500

110 Separador

Almacenamiento del Wet Gas

Tanques esféricos

Tanque cónico

Dry Gas

El gas seco o dry gas contiene principalmente Metano y algunos hidrocarburos intermedios. Se llama gas seco porque no tiene suficientes hidrocarburos pesados para condensar.

GORi - - -

º API - - -

Boi - - -

HC Pesados Menos de 0,7%

Color - - -

DRY GAS

La composición del gas en yacimiento es la misma que superficie y básicamente se compone de Metano.A este tipo de gas también se le conoce como gas pobre o gas natural.

Diagrama de Fase del Dry Gas

Su almacenamiento similar que el gas húmedo, en tanques cilíndricos y esféricos.

% de líquido

150 510

Pre

sión [

psi

]

Temperatura

Punto Crítico

1

2

4500

2800

110

Del gas seco no se puede extraer condensado, su única utilidad es como gas natural.

Almacenamiento del Dry Gas

Tanque esférico

Prueba de Conocimientos 4

Haga CLICK sobre el botón de la respuesta y verifique con el sonido

1. El gas retrógrado se caracteriza por: Conservarse líquido en el yacimiento. No tener suficientes hidrocarburos pesados para condensar. Ser conocido también como gas pobre. Ser rico en hidrocarburos intermedios.

2. La gravedad API del gas retrógrado es: Menor de 40 Entre 40 y 57 Mas de 57 No tiene gravedad API. Es gas seco.

3. Si se tiene un hidrocarburo con una fracción pesada entre 0,7% y 4,0% y el color del condensado es blanco, el HC es un Dry Gas o Gas Seco. Falso Verdadero

Haga Click salir de la Práctica

Comparación

La forma de los diagramas de fase para los cinco diferentes tipos de crudo se muestra en la gráfica. Hacia la derecha aumenta la cantidad de hidrocarburos pesados, mientras que hacia la izquierda lo hacen los hidrocarburos livianos.

Temperatura

Pre

sión

Black Oil

Aceite Volátil

Gas RetrógradoGas Húmedo

Gas Seco

Aplicativos Excel PVT

Aplicativos Excel PVT

Wet Gas

Es un Hidrocarburo que existe como Gas durante toda la vida en el yacimiento, pero condensa líquido en los separadores de superficie. Por eso se conoce como gas húmedo (Wet Gas).

GORi Más de 50.000 SCF/SBT

º API Mas de 57

Boi - - -

HC Pesados De 0,7% a 4,0%

Color del

condensado Blanco

WET GAS

Las propiedades del gas en el yacimiento no son las mismas que en superficie. El condensado es rico en hidrocarburos intermedios y se les conoce como productos de planta (GPM).

Ventajas de la simulación numérica

• Cada bloque tiene valores únicos de propiedades de roca, lo que permite tener en cuenta heterogeneidades y anisotropía del yacimiento.• Cada bloque o zona tiene valores de datos PVT, lo cual permite modelar la variación de las propiedades del fluido en el yacimiento.• Se tiene en cuenta el flujo de fluidos entre bloques adyacentes, lo que permite simular el movimiento de los frentes de fluidos en proyectos de inyección, los cambios en la posición del contacto gas-aceite en yacimientos con empuje hidráulico y los cambios en las distribuciones de presión y saturación del fluidos en ambos casos.• Hay que tener en cuenta la existencia de pozos inyectores o productores mediante la adición de los términos apropiados a las ecuaciones de flujo.• Permite determinar los mejores intervalos y tasas de producción en yacimientos con problemas de conificación.• Permite el estudio de variables involucradas en los procesos de recuperación, tales como arreglos y espaciamiento de pozos, intervalos de completamiento, tasas de producción, entre otros.•Permite modelar el comportamiento de sistemas pozo-arena productora cuando se produce varias zonas aisladas.• Permite ubicar los pozos y las tasas de producción en lugares donde se explota un yacimiento por parte de varios operadores.•

Ventajas de la simulación numérica

• Permite evaluar la recuperación final primaria y el comportamiento bajos diferentes modos de operación tales como depetación natural, inyección de agua y/o gas , otros.• Tiempo en el cual debe iniciarse un proceso de recuperación mejorada a fin de maximizar la recuperación y el tipo de patrón que debe ser usado.• El tipo de proceso de recuperación mejorada mas apropiado y cuál será la recuperación final y el comportamiento con el proceso elegido.• Investigar los efectos de nuevas ubicaciones y espaciamientos de pozos.• Analizar los efectos de las tasas de producción sobre la recuperación• Analizar que tipos de datos tienen el mayor efecto sobre la recuperación y por lo tanto los que deben ser estudiados cuidadosamente con experimentos físicos de laboratorio.

Desventajas de la simulación numérica

• Distorsión numérica por la división en bloques del yacimiento y asignación de nodos, dado a que cada nodo le corresponde un volumen de control de tamaño considerable, dentro del cual las variables dependientes . PRESIÓN y SATURACION se le asigna un valor único, lo cual no es consistente con lo que ocurre realmente en el yacimiento.• Los simuladores consideran cambios abruptos de presión y saturación entre volúmenes de control consecutivos, lo cual tampoco ocurre en la realidad.• Para ello puede reducirse incrementando el número de nodos es decir disminuir las dimensiones de los volúmenes de control. Lo que puede ocasionar incrementar los costos y los tiempos de ejecución del simulador.

Desventajas de la simulación numérica

• errores de truncamiento por las ecuaciones diferenciales empleadas son aproximadas por una serie de ecuaciones discretizadas, con lo que la solución del conjunto de cuaciones numéricas difiere, en ciurto grado de la solución de la ecuación diferencial original.

•Error de redondeo acumulado por la gran cantidad de cálculos que requiern para la solución.• Falta de información probablemente sea la principal limitación para hacer la simulación numérica.•

1.8 Modelos aplicativos de la industria

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

Modelos aplicativos en la industria

• Descripción del yacimiento• Yacimiento Naturalmente fracturado• Fracturamiento hidráulico• Pozos Horizontales• Aplicaciones composicionales• Inyección de vapor

MODELOS APLICATIVOS EN LA INDUSTRIA

• 2001 MODEL0• Evaluación Geologica• EarthVision FloGrid GEM.

• Sw Función J Sw (Curvas Pc’s) .• K relativas (teóricas) 3 tipos de roca, 9 regiones .

• Evaluación Numérica• PVT de CR & SM usando Pseudo componentes (6)• IPR Analisis Nodal (Qi) Prod, Inj.• Diagrama de Flujo.• Mapas de Propiedades (Swi, Phi, NTG)• Corridas de Inicialización & Prediciones. (Decl .Presión, C3-C4 evol.)• Pronósticos

• 2003 MODELO• Información Nueva.

• Coronas ( 4 regiones de roca).• SM 1004 vs 2001 (teorico).• SM 1004 Nia & SM 1003 Noi.

• PVT SM 1004 & SM 1002. • 2004 MODELO

• Información Nueva.• Coronas

• SM 1005. • SM 1006.

• Regiones de Roca (5) FZI & HFU• Modelo geologico Petrel (SM & CR).

File: Block 88 & 56 - Simulation Model May 2005 PP.irfUser: cpinilloDate: 2005-06-16

Z/X: 13.00:1

4,357

5,143

5,929

6,715

7,501

8,288

9,074

9,860

10,646

11,432

12,218

Camisea Bloques 88 & 56Grid Top (ft)

1.9 Tendencia futura

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

Tendencia futura

TENDENCIA FUTURA

2. INFORMACION REQUERIDA PARA MODELOS DE

SIMULACION

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

2.1 GEOMETRIA , POROSIDAD, PERMEABILIDAD,

ESPESOR DE ARENA NETA

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

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• Columna de petróleo?• Efectos de temperatura?

• Segregación ?• Variación Composición?

GEOMETRÍA

2.2 PERMEABILIDAD RELATIVA , PRESIONES

CAPILARES, COMPRESIBILIDAD ROCA

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

Tamaño de Poro

Facies 1Facies 1MegaporosoMegaporoso

1 1

10000

050100

Mercury Saturation (%)

10

100

1000

Ca

pilla

ry P

ress

ure

(p

sia

)

Facies 4Facies 4MicroporosoMicroporoso

Facies 3Facies 3MesoporosoMesoporoso

Facies 2Facies 2MacroporosoMacroporoso

1

10000

10

100

1000

Ca

pilla

ry P

ress

ure

(p

sia

)

050100Mercury Saturation (%)

050100

Mercury Saturation (%)

10

100

1000

Ca

pilla

ry P

ress

ure

(p

sia

)

10000

050100

Mercury Saturation (%)

10

100

1000

Ca

pilla

ry P

ress

ure

(p

sia

)

10000

1

2.3 Propiedades PVT

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

CONVENCIONAL

PETROLEO

GAS

DESPUES DE UN LARGO PERIODO

DE TIEMPOPETROLEO

GAS

FOAMY OIL

PROCESO SIMULADO AUMENTANDO LA DENSIDAD DEL GAS EN SOLUCION Sgc, Pseudo Pb, Velocidad reacción

PVT

1

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

1,9

2

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

PRESION(Lpc)

Bo(

By/

Bn

)

40 OAPI

25 OAPI

Factor Volumétrico

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

PRESION(Lpc)

RS

(Pcn

/Bn

)

40 OAPI

25 OAPI

Gas en solución

10 OAPI

PVT

2.4 Ubicación de pozos, completaciones IP e historia

de producción, presiones estáticas y fluyentes

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

Pb

Pi

Pwf

Pb

MUESTREO

PRESIONES

3400

3800

4200

4600

5000

PR

ES

ION

DE B

UR

BU

JEO

(Lp

ca)

COMPORTAMIENTO DE LA PRESION DE BURBUJEO CON PROFUNDIDAD

Facies 1Facies 1MegaporosoMegaporoso

1 1

10000

050100

Mercury Saturation (%)

10

100

1000

Ca

pilla

ry P

ress

ure

(p

sia

)

Facies 4Facies 4MicroporosoMicroporoso

Facies 3Facies 3MesoporosoMesoporoso

Facies 2Facies 2MacroporosoMacroporoso

1

10000

10

100

1000

Ca

pilla

ry P

ress

ure

(p

sia

)

050100Mercury Saturation (%)

050100

Mercury Saturation (%)

10

100

1000

Ca

pilla

ry P

ress

ure

(p

sia

)

10000

050100

Mercury Saturation (%)

10

100

1000

Ca

pilla

ry P

ress

ure

(p

sia

)

10000

1

Casos prácticosCasos prácticos

3. ETAPAS DE LA SIMULACION

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

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Cómo planificar un estudio de simulación

ESTUDIOS MULTIDISCIPLINARIOS DE SIMULACION

Etapas y tiempo asociado a ellas en % del estudio (labor):

NFOQUE MACRO PARA HACER UN ESTUDIO DE SIMULACION

OBJETIVO (CUAL ES EL PROBLEMA)

SELECCIÓN DEL MODELO

SINTESIS DE DATOS (CALIDAD)

INICIALIZACION DEL MODELO

COTEJO HISTORICO

PREDICCION

CRITICA

?

ETAPAS DE MODELAJE

CUAL ES EL PROBLEMA ?

COMPLEJIDAD GEOLOGICA/SEDIMENTOLOGICA COMPLEJIDAD DE FLUIDOS AREAL VERTICAL AGOTAMIENTO IRREGULAR DE YACIMIENTO

ENTEDIMIENTO DEL COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO YACIMIENTO NATURALMENTE FRACTURADO

Como detener la declinacion del Yacimiento ?

Donde debo perforar los pozos ???

Que es mejor Inyectar agua o Gas ??

ANALISIS DEL PROBLEMA

1. ANALISIS DEL PROBLEMA Y DEFINICION DE OBJETIVOS - CARACTERISTICAS GEOLOGICAS DEL YACIMIENTO - COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS - OBJETIVOS REALISTAS?

2. SIMPLIFICAR EL PROBLEMA USANDO EL MODELO MAS SIMPLE QUE SEA CONSISTENTE CON EL YACIMIENTO

3. ENTENDER INTERACCION ENTRE DISTINTAS PARTES DEL YACIMIENTO - YACIMIENTO/ACUIFERO - MECANISMOS INVOLUCRADOS

4. JUSTIFICAR APROPIADAMENTE EL NUMERO DE BLOQUES USADOS

5.CONOZCA SUS LIMITACIONES Y CREA EN SU JUICIO - RESPUESTA APROXIMADA - JUICIO BASADO EN OBSERVACIONES DE CAMPO Y/O LABORATORIO - VALIDAR RESULTADOS MEDIANTE CALCULOS SIMPLES

6. SEA RAZONABLE EN SUS OBJETIVOS - MECANISMOS DESCRITOS EN FORMULACION DEL MODELO

REGLAS BASICAS DEL MODELAJE

7. AJUSTAR SOLO DATOS SOBRE LOS QUE SE TIENE DUDA EN COTEJOS - ASPECTOS FISICOS Y GEOLOGICOS - LA SOLUCION NO ES UNICA

8. NO SUAVIZAR EN EXCESO - NUNCA PROMEDIE FUERA DE LIMITES

9. PRESTE ATENCION A LAS MEDIDAS Y USO DE ESCALAS - EL SIGNIFICADO DE PERMEABILIDADES ABSOLUTAS, RELATIVAS Y PRESIONES CAPILARES PUEDE CAMBIAR CON LA ESCALA

10. PLANIFICAR TRABAJO DE LABORATORIO NECESARIO - NATURALEZA DEL PROCESO MODELADO (Proceso miscible, AGA,etc)

REGLAS BASICAS DEL MODELAJE

1. POES (Revisar espesores netos, contactos, Presión capilar, Datos PVT)

2. RGPi (Datos PVT)

3. Capa de Gas ( relación entre el tamaño de la capa de gas/tamaño zona de petróleo?), revisar volumen poroso de la capa de gas, espesor neto CGP.

4. Acuifero ( relación entre el tamaño del acuifero y el tamaño del yacimiento?), modificar tamaño del acuifero (usar acuifero analitico)

INICIALIZACION DEL MODELO DEL YACIMIENTO

1. Tasas de petroleo OK? (Revisar completaciones, espesores netos, contactos, porosidad, transmisibilidad)

2. Presion del yacimiento OK? (Ajustar tamaño del acuifero, barreras transmisibilidad, permeabilidad vertical)

3. Presion por grupo de pozos OK? (Ajustar completaciones, permeabilidad vertical, espesores de arena,transmisibilidades)

4. RGP y % AyS OK? (ajustar permeabilidad vertical, tamaño del acuifero, barreras de transmisibilidad, permeabilidad de barras, Sgc, Krw, Krg)

(Yacimiento, Grupos de pozos, regiones, pozos claves)

COTEJO DEL COMPORTAMIENTO HISTORICO

4. Construir y cargar datos de levantamiento vertical

5. Retroceder 3-5 años de historia, validar el modelo

6. Espesificar IP (Qcal = Qreal?, si no ajustar IP, BHP OK? Revisar curvas VFP)

7. Correr periodo de historia restante sin restricciones (Cotejo OK?, ajustar IP pozos, permeabilidad relativa, permeabilidad vertical, Sgc, Kr pozos)

COTEJO DEL COMPORTAMIENTO HISTORICO

1. Caso base (esquema actual)

2. Sensibilidades al caso base (RGP, perforacion adicional)

3. Existe Recuperación secundaria? (Evaluar factibilidad de inyectar agua o gas, AGA, Efectuar sensibilidades inyección/producción, perforación adicional, interespaciada, tasa iny. Optima)

4. Documentar aplicación y resultados del proceso

5. Preparar Plan Operacional

PREDICCIONES

POR FACTORESECONOMICOS

PRODUCCION INICIAL (B/D)PRODUCCION INICIAL (B/D)

100

300

500

700

0 200 400 600 800 1000 1200

CO

ST

O (

MM

Bs)

CO

ST

O (

MM

Bs)

T I R = 15%

T I R

= 1

0%

POZOSHORIZONTALES

REENTRIES

PROD. CONJUNTADE YACIMIENTOS(COMMINGLED)

P.D.R. CDIAMETRO

REDUCIDO (P.D.R.)

CAMBIO FORMACIONAL

Fracture

Foam

WAGWAG

Fracture

Foam / WAGInjector

TECNOLOGIAS PERFILESTECNOLOGIAS PERFILES

SECCION ESTRUCTURAL

LINEA SISMICALINEA SISMICA

EL EXITO

CONTINUAINTERACCION

ESTRATEGIAS DEEXPLOTACION

SECCION ESTRUCTURALSECCION ESTRUCTURAL

LOC. IMZ-17LOC. IMZ-17

DM-118(PROY.) LOC. IMZ-17

A A'

SE

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

POST EOCENO

POST EOCENO

EOCENO

GUASAREMITO JUAN/COLON

SOCUYLA LUNAMARACA

LISUREAPONRIO NEGROBASAMENTO

BASAMENTO0 1 Km

ESCALA GRAFICA

PT: 6181'PT: 6555'

MITO JUAN/COLONSOCUY

LA LUNALISURE

MARACA

APON RIO NEGRO

Yacimientos

Tecnología de Producción

Simulación de Yacimientos

Mapeo

Petrofísica

Geología

Geofísica

BASE DE DATOS POR YACIMIENTO

(actualizada en tiempo real)

VISION

CREVASSE SPLAYSDEPOSIT

ABANDONED CHANNELDEPOSIT

DELTA FRONT MOUNTH BAR

FLOODPLAIN MARSH

Hacia el Modelaje 3-D de alta resolución

Hacia el Modelaje 3-D de alta resolución

4. MODELOS DE SIMULACION

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

Tipos de Simuladores

• Petróleo negro– Los hidrocarburos se consideran un sólo líquido y un sólo gas; no

influye la composición• Simuladores composicionales

– Permiten la variación de la composición de las fases con presión– Se usan para petróleos volátiles y condensados

• Simuladores térmicos– Usan además de las ecuaciones de flujo de fluidos, transmisión de

calor y reacciones químicas– Se usan para inyección de vapor y combustión en sitio

• Simuladores químicos– Toman en cuenta transporte de masa por dispersión, absorción,

fraccionamiento y comportamiento complejo de fases– Se usan para inyección de polímeros, tenso-activos y alcalinos

4.1 Tipos de grid disponible. Discretización . Cálculo de transmicibilidad

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

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CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

DETALLES DE LA GRIDDETALLES DE LA GRID

ORIENTACION DE LA GRID

GRID SOBRE UN RESERVORIO

ESQUEMA DE LA GRID

600 m

300 m

SEPARACION ENTRE POZOS

SELECCIÓN DE LA GRID

(.) EL TIPO DE GRID Y NUMERO DE GRID-BLOCKS DEPENDE DE:

- Objetivos del estudio (Que quiere Ud. Modelar?) - Número de pozos y tamaña del área de estudio.

- Heterogeneidades (variación de K). - Dispersión Numérica.

- Mecanismos de flujo (segregación gravitacional, desplazamiento tipo pistón, impulsión por capa

de gas, etc.)

SELECCIÓN DE LA GRID (Cont)

(.) OBJETIVOS DEL ESTUDIO

- Nivel de exactitud requerido por el problema

- En ajuste de los tiempos de ruptura del frente (breakthrough) en inyección de fluidos (Efectos de Dispersión Numérica), se requiere una gran

cantidad de grid-blocks en la dirección del flujo.

- Modelos de gas en solución o expansión, pueden hacerse con grid tipo cuarzo, debido a que el

mecanismo es disperso.

SELECCIÓN DE LA GRID (Cont)

(.) OBJETIVOS DEL ESTUDIO (Cont)

- Los sistemas de Water drive o Gas cap o Inyección de fluidos, donde ocurre segregación gravitacional,

requiere mas GB en la vertical para considerar el movimiento de los contactos (se recomienda 10).

- Si se va a considerar perforación Infill, se debe tener los suficientes GB entre pozos para colocar los Infill. Se recuerda que la simulación usualmente minimiza

los resultados por perforación Infill.

SELECCIÓN DE LA GRID (Cont)

(.) OBJETIVOS DEL ESTUDIO (Cont)

- Para la capa de gas, use grandes GB, pero use Grid fina donde la capa se mueve hacia abajo. Use Grid

refinada local cerca al pozo (wellbore) para capturar efectos de coning.

- Para acuíferos, es mejor utilizar funciones de acuífero antes que grandes GB si es que la K del acuífero es

baja. Si el acuífero tiene K alta, use grandes GB.

SELECCIÓN DE LA GRID (Cont)

(.) NUMERO DE POZOS

- Campos grandes con un gran número de pozos requiere de estudios de simulación grandes, debido

a la incertidumbre de las condiciones de límite externo (ingreso y/o salida de flujo del área de

estudio.

- Si se requiere “observar” una conificación de agua o pozo horizontal, es mejor usar una GB refinada, debido a que el detalle que se quiere “observar”

esta cerca al pozo.

SELECCIÓN DE LA GRID (Cont)(.) HETEROGENEIDADES (Variación de K)

- Se debe decidir si la permeabilidad va a ser manejada por promedios o por modelaje de heterogeneidades.

- En general, heterogeneidades a pequeña escala (macroscópica, microscópica) puede ser manejada

por promedios. Esto se hace reduciendo la porosidad ( -----> e) o reduciendo (Sorw)lab ----> (Sorw)block.

- En general, heterogeneidades a gran escala (megascópica, gigascópica) debe ser modelada

directamente, debido a que los efectos son tensoriales (direccionales) y causarían irrupción prematura en

algunos pozos y en otros no.

SELECCIÓN DE LA GRID (Cont)(.) ORIENTACION DE LA GRID

- La Grid debe ser orientada en la dirección de la máxima permeabilidad.

- Los pozos, en lo posible deben estar localizados en el centro de los GB. Los GB deben ser uniformes.

- Se prefiere una Grid paralela a los proyectos de inyección de fluidos:

Grid paralela --> Irrupción temprana Grid diagonal --> Irrupción tardía.

- Las heterogeneidades y el número de GB entre pozos controlará los tiempos de irrupción (mínimo 3).

Discetización

Podemos definir a la discretización como la subdivisión de la distancia y tiempo en incrementos definidos y específicos.

Es decir, las ecuaciones diferenciales parciales que describen el flujo de fluidos en el reservorio, no pueden ser resueltas analíticamente. Estas deben ser resueltas numéricamente, reemplazando las ecuaciones diferenciales con ecuaciones de diferencias.

En tal sentido, para usar ecuaciones de diferencias es necesario tratar al reservorio como si estuviera compuesto de elementos de volumen discretos y calcular los cambios en las condiciones para cada elemento de volumen en cada intervalo de tiempo discreto.GRIDBLOCKSe refiere al término conceptual de los elementos de volumen del reservorio. TIME STEPSon los intervalos de tiempo discretizados.

Discetización(cont)

Dos tipos de sistema de grid son generalmente usados

 A.- BLOCK CENTRADO.- Los parámetros dependientes son calculados en el centro del Block, no existen puntos en el límite. El sistema de Block centrado es compatible con las condiciones de límite tipo Neumann. Las condiciones de límite Neumann especifican que el flujo cruza los límites. En este caso el flujo que cruza el límite puede ser representado por un término fuente en el límite del Block.

 B.- PUNTO CENTRADO.- Los parámetros dependientes son calculados en la intersección de las líneas del grid. Existen puntos en los límites. Este tipo de grid es compatible con las condiciones de límite tipo Dirichlet que especifica que el flujo no cruza los limites.

BALANCE DE MATERIALES (ANALITICOS)

NUMERICOS (SIMULACION)

MODELOS ESCALADOS (LABORATORIO)

PETRÓLEO NEGROCOMPOSICIONALTERMICOFRACTURADO

ESPESORESY

PROFUNDIDAD

ESPESORESY

PROFUNDIDAD

Fm. SAN JUAN

CARAPITA INFERIOR

CARAPITA SUPERIOR

ORC-17 ORC-26 ORC-18 ORC-25

NO SE NO SE NO SE NO EO

SECCION TRANSVERSAL - SISMICA

EVALUACION PETROFISICA

0 GR 150

0.2 ILD 2000

100 SW 0

EVALUACION PETROFISICA

REGISTRO - IMAGEN

14245’

IMAGEN NUCLEO

Fracturas Abiertas

Fracturas Cerradas

CORRELACION FRACTURA

REGISTRO DE IMAGENES

INTERPRETACION SISMICA

INTERPRETACION SISMICA

4.3 Black oil, composicional, térmico, fracturado

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

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TIPOS DE SIMULADORES(.) MODELO BLACK-OIL

- Comportamiento de Fase: Simple, variación de temperatura no es importante.

- Producción primaria, inyección de agua, inyección de gas seco, inyección miscible de gas, inyección

de polimero.

(.) MODELO COMPOSICIONAL

- Comportamiento de fase: Complicado, variación de temperatura no es importante.

- Reservorios de gas condensado, reciclo de gas, inyección de gas rico o CO2, petróleo volátil,

gradiente composicional.

TIPOS DE SIMULADORES

(.) MODELO TERMAL

- Comportamiento de Fase: Simple o moderadamente complicado, variación de temperatura es importante.

- Inyección de vapor, combustión in-situ, aditivos al vapor.

4.4 MODELO UNIDIMENSIONAL, 2D VERTICAL, 2D

HORIZONTAL , 3D RECTANGULAR, RADIAL.

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN

Modelo Adimensional TOPE DELYACIMIENTO

CONTACTOAGUA-PETROLEO

CONTACTOGAS-PETROLEO

PRODUCCIONINYECCION

ZONA DEPETROLEO

INYECTOR

PRODUCTOR

MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN

Modelo Unidimensional

Este tipo de modelo es normalmente usado antes de iniciar simulaciones mayores, para efectuarsensibilidades con el fin de investigar el efecto de cambios en el tamaño de los bloques en la dirección

horizontal sobre las variables mas importantes del yacimiento. En este caso, el modelo simula una fracción delyacimiento y los volúmenes de inyección y producción son asignados en función a la relación entre los

volúmenes usados en la realidad y la fracción simulada del yacimiento.

MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN

Modelo 2-D Horizontal (Areal)

INYECCION

PRODUCCION

Normalmente es usado para efectuar simulaciones de procesos de inyección en yacimientos, enlos cuales no se dispone de una buena definición geológica en la dirección vertical, enyacimientos homogéneos o en simulaciones de un campo (varios yacimientos) completo

MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN

Modelo 2D Vertical (Sección Transversal)

CAPA 1

CAPA 2

CAPA 4

CAPA 3

INYECTOR

PRODUCTOR

Este tipo de modelo es normalmente usado antes de iniciar simulaciones mayores, para efectuarsensibilidades con el fin de investigar el efecto de cambios en el tamaño de los bloques en la dirección

vertical sobre las variables mas importantes del yacimiento, así como para evaluar la factibilidad de agrupardiferentes unidades de flujo en una sola capa con el fin de reducir el número de capas a usar en simulaciones

con modelos tridimensionales para todo el yacimiento.

MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN

Modelo 3-D RectangularPRODUCCION

INYECCION

En general se usa este tipo de modelo para realizar estudios detallados de yacimientos completos, ya que permiten una mejor representación geológica, resultando en mejores herramientas de predicción.

MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN

Modelo Adimensional

TOPE DELYACIMIENTO

CONTACTOAGUA-PETROLEO

CONTACTOGAS-PETROLEO

PRODUCCIONINYECCION

ZONA DEPETROLEO

REC

OB

RO

(%

PO

ES)

NUMERO DE BLOQUES (N) 20 10 7 5

45

55

VARIACION DEL RECOBRO CONTRAEL NUMERO DE BLOQUES

*

***

INYECTOR

PRODUCTOR

MODELOS USADOS EN SIMULACIÓN

Modelo radial areal (r,) Modelo radial vertical (r,z)Este modelo es la mejor adaptación para reproducir la región de drenaje de un pozo completamente perforado, o perforado en una zona productora de espesor constante en un yacimiento homogéneo

Este modelo es similar al anterior, pero permite tomar en cuenta penetración parcial del pozo y

completación parcial del pozo como función de parámetros del yacimiento y la profundidad.

investigar procesos a nivel de pozos individuales, estimulaciones, inyección alternada de vapor, etc.

1/3

1/3

Iny

Iny

ELEMENTOS DE SIMETRIA DE ARREGLOS DE 7 POZOS INVERTIDO

1/4 de hexagono

1/2 de hexagono

4.5 Orientación de grillado

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

ORIENTACION DE LA MALLA

Los resultados obtenidos a partir de simulaciones del proceso de inyeccion continua devapor son afectados por errores numericos resultantes a partir del esquema de solucionusado en la aproximacion de las ecuaciones diferenciales en diferencias finitas. El efecto deorientacion de la malla sobre el comportamiento del proceso de inyeccion continua de

vapor, el problema ocurre cuando existen grandes diferencias entre las mobilidades de lasfases desplazante y desplazada.

X

X

XX X

X

X

X

XX X

X

X

X

X X

X

X

X

X X

X

ESQUEMA DE 5 PUNTOS ESQUEMA DE 9 PUNTOS

MALLA PARALELA

MALLA DIAGONAL

Vista areal de mallas paralela y diagonal

en arreglos de cinco pozos invertido

5. Selección del simulador

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

Febero 21- Marzo 16, 2014

5. Selección del simulador

Comparación de las Técnicasde Estudios de Yacimientos

Volver a Contenido

Procesamiento

Builder

Descripción de Yacimiento

Diagrama de Pozos (wellbore)

Procesamiento - Simuladores

IMEX _ Black Oil

IMEX _ Black Oil

IMEX _ Características

IMEX _ Black Oil

IMEX _ Black Oil

IMEX _ Características

IMEX _ Características

IMEX _ Características

STARS

STARS Procesos Químicos, térmicos y Avanzados

STARS Procesos Químicos, térmicos y Avanzados

STARS Procesos Químicos, térmicos y Avanzados

STARS

STARS

STARS

STARS – Algunos Fenómenos Físicos que podemos Simular

STARS – Algunos Fenómenos Físicos que podemos Simular

STARS – Características Avanzadas

STARS – Características Avanzadas

STARS – Características Avanzadas

STARS – Características Avanzadas

STARS – Características Avanzadas

Winprop

Winprop – Comportamiento de Fases

Winprop

CMOST

CMOST (History Matching, Optimization,and Uncertainty Assessment Toll)

Results

Result 3D/Results Graph

Result 3D/Results Graph

Result 3D/Results Graph

Result 3D/Results Graph

Algunas Características Avanzadas

Triggers (Well Management)

Procesamiento en Paralelo

Mallado Dinámico (Dynagrid)

ParaDyne (parallel + Dynagrid)

Modelo Geomecánico

Acoplamiento Yacimiento/Superficie

Simulación de Yacimientos

MODELAJEDINAMICO

Yacimientos/Produccion

Geología

Petrofísica

Sedimentológico/estratigráfico

Geofísica

MODELAJE DE YACIMIENTOS

Caracteristicas Geológicas

Caracteristicas de los Fluidos

Mecanismos de Producción

Predictivo

Propiedades RocaInteracción Roca -Fluidos

INFORMACIÓN REQUERIDA PARA EL MODELAJE

• Datos del yacimiento: Geometría, , porosidad, permeabilidad, espesor de arena.

• Curvas de permeabilidad relativa, presiones capilares, compresibilidad de roca.

• Propiedades PVT: Factor volumétrico, relación gas-petróleo en solución y viscosidad, Composicion del Fluidos en Sitio..

• Ubicación de pozos, completaciones, índices de productividad e historia de producción, Presión

INTERPOLACION

?

?

MODELOSBALANCE DE MATERIALES (ANALITICOS)

NUMERICOS (SIMULACION)

MODELOS ESCALADOS (LABORATORIO)

PETRÓLEO NEGROCOMPOSICIONAL

TÉRMICOFRACTURADO

Balance de Materiales

Permite calcular POES, m, We, Mecanismos de ProducciÓnSuposiciones básicas

• Se basa en el principio de conservación de la masa• Yacimiento tipo tanque homogéneo

• Flujo Isotermico

pwgsiptp

ewi

fwiWti

giggi

titit

WBBRRBN

WpS

CSCNBm

BBB

NmBBBN

11

ECUACIÓN BALANCE DE MATERIALES

gssiot BRRBB

Donde;

F

Et

F

Et

INCOGNITAS:

POESTAMAÑO DE CAPA DE GAS

INFLUJO DE AGUA ACUMULADO

F

Et

m-grande

m-

pequeño

PENDIENTE =G

PENDIENTE =N

BALANCE DE MATERIALES

F = N(Eo + mEg + Efw) + We F = N Et + We

Con capa de Gas

Sin capa de Gas (m = 0)

INDICES DE MECANISMOS DE PRODUCCIÓN(PIRSON´S INDEX)

gsiptp

pwe

gsiptp

giggi

ti

gsiptp

tit

BRRBN

WBWWDI

BRRBN

BBB

NmB

SDI

BRRBN

BBNDDI

(Depletion Drive Index)

(Segregation gas cap Drive Index)

(Water Drive Index)

DDI + SDI + WDI = 1

Mecanismos Naturales de Producción

• Yacimientos de Petróleo– Expansión de rocas y fluidos

– Gas en solución– Capa de gas– Influjo de agua

– Segregación gravitacional– Compactación

– Mecanismos combinados• Yacimientos de Gas– Expansión o agotamiento

– Influjo de agua– Mecanismos combinados

Influencia del Mecanismo de Producciónsobre la Presión y Factor de Recobro

100

80

60

40

20

0 1

2 3 5

4

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

• Expansión Roca y Fluidos

• Gas en Solución• Capa de Gas• Influjo de Agua• Segregación Gravitacional

l

RECOBRO(%)

AG

OTA

MIE

NTO

P/P

i (%

)

Simulación Numérica

• Se basa en principios de balance de materiales

• Toman en cuenta heterogeneidad del yacimiento y dirección de flujo de los fluidos

• Toma en cuenta las localizaciones de pozos productores e inyectores y sus condiciones operacionales

• Los pozos pueden operarse y cerrarse de acuerdo a condiciones especificadas

• Se pueden prefijar las tasas o las presiones de fondo o ambas

• El yacimiento se divide en múltiples celdas o bloques (tanques)

• Los cálculos se efectuan para las fases petróleo, gas y agua a intervalos discretos

ECUACIONES BASICAS USADAS POR SIMULADORES

¶ /¶ x ( kx/ ¶ m p/¶ x ) + ¶ /¶ y ( ky/ ¶ m p/¶ y ) - qv/ r = ( C r + Cf ) ¶ f p/¶t

Ux = - k x / * ¶ m p/¶ x

Cr = 1/ * ¶ f f /¶ x

Cf= 1/ * ¶ r r /¶ x

a1P0 - b1P1 + c1P2 = d1

a2P1 - b2P2 + c2P3 = d2

a3P2 - b3P3 + c3P4 = d3

anPn-1- bnPn + c1Pn+1 = dn

Clasificación de los yacimientos con base en el diagrama de

fases.

MODELO DE PETRÓLEO NEGRO

GAS

PETROLEO

AGUA

ENTRADA

GAS

PETROLEO

AGUA

SALIDA

ACUMULACIÓN

TRES FASES, 3 COMPONENTES

MODELO COMPOSICIONAL

Pc

PETROLEONEGRO

VOLATIL

CONDENSADO

GAS SECO

P

T

ACUMULACIÓN

TRES FASES, n COMPONENTES

GAS

PETROLEO

AGUA

ENTRADA

C1C2::

Cn

GAS

PETROLEO

AGUA

SALIDA

C1C2::

Cn

ES SIMILAR AL COMPOSICIONAL Y USA NC+1 ECUACIONES, QUE EXPRESAN

LA CONSERVACIÓN DE LA MASA (DIFUSIVIDAD) PARA LOS NC COMPONENTES Y

UNA ECUACIÓN (DIFUSIÓN) PARA LA CONSERVACIÓN DE LA ENERGÍA.

LOS MODELOS DE PETRÓLEO NEGRO Y COMPOSICIONALES SIMULAN FLUJO

ISOTÉRMICO Y NO REQUIEREN LA ECUACIÓN DE ENERGÍA

MODELO TÉRMICO

VAPOR

PERDIDAS DE CALOR

MODELO FRACTURADO

CONSIDERA SISTEMAS DE DOBLE POROSIDAD Y/O DOBLEPERMEABILIDAD PARA MODELAR LAS CARACTERISTICAS

(CARACTERIZAR) DE LAS FRACTURAS Y LA MATRIZ DELA ROCA EN EL YACIMIENTO.

PREGUNTAS QUE SE PUEDEN RESPONDER CON SIMULACIÓN

• Cómo se debe desarrollar y producir un yacimiento para maximizar el recobro.

• Dónde y cuando perforar los pozos.

• Cual es el mejor esquema de recuperación adicional para el yacimiento, número de pozos inyectores, inyección por arreglos o periférica, tasas de inyección y producción.

• Cómo y cuándo debe ser implementado el proyecto.

• Porqué no se está comportando el yacimiento como se había pronosticado. Qué se puede hacer para mejorarlo.?

• Qué tan sensibles son las predicciones a los datos?

• Cuáles son los parámetros críticos que se deben medir en la aplicación en el campo de un esquema de recobro particular?

• Cuál es el mejor esquema de completación de pozos en un yacimiento selectivo doble. De qué porción del yacimiento

proviene la producción?

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

PREGUNTAS QUE SE PUEDEN RESPONDER CON SIMULACIÓN

APLICACIONES MAS COMUNES DE SIMULACIÓNDE YACIMIENTOS

• Determinar el comportamiento de un yacimiento bajo un proceso de inyección particular o agotamiento natural.

• Evaluar las ventajas de un proceso de inyección de agua de flanco contra un proceso de inyección por arreglos.

• Determinar el efecto de la ubicación de los pozos y el espaciamiento.

• Investigar el efecto sobre el recobro de variaciones en las tasas de inyección y/o producción.

• Investigar el efecto sobre el recobro de la perforación interespaciada.

• ES HACIA EL DESARROLLO DE SISTEMAS INTEGRADOS MULTIDISCIPLINARIOS AUTOMATIZADOS, QUE PUEDAN COMUNICARSE EN UNA ESTACIÓN DE TRABAJO

• FACILITANDO EL FLUJO DE INFORMACIÓN MULTIDISCIPLINARIA EN TIEMPO REAL Y LA INTERACCIÓN ENTRE LOS INTEGRANTES DE EQUIPOS DURANTE LA EJECUCIÓN DE LOS ESTUDIOS

• CON ESTO SE ESPERA SIMPLIFICAR Y MEJORAR AUN MÁS EL TRABAJO DE MODELAJE, REDUCIENDO EL NIVEL DE EXPERIENCIA REQUERIDO POR LOS USUARIOS Y LA ACTUALIZACION DE LOS MODELOS EN TIEMPO REAL

TENDENCIA FUTURA

Modelaje de Sistemas

Complejos

Generación de Modelos

Estático - Dinámicos de Alta Resolución

ABANDONED CHANNELDEPOSIT

DELTA FRONT MOUNTH BAR

FLOODPLAIN MARSH

• Integración de Modelaje Geológico con

Simulación

PORQUE SE NECESITA ESCALAMIENTO? • Los yacimientos son heterogéneos a todas las

escalas

• Es necesario representar todas esas escalas en el modelo del yacimiento

• Las propiedades de transporte mas importantes son generalmente dependientes

de la escala a la cual se miden Para representar adecuadamente la heterogeneidad del yacimiento se requeririan modelos de simulación muy detallados y complejos

(e.g. 100E06 millones de bloques o mas....)

ESCALAS DE HETEROGENEIDAD

Escala microscópica ( 10E-5 hasta 10E-3 m)

Secciones finas

Pequeña Escala( 10E-2 hasta 10E-1 m )

Tapones de núcleosCuerpos/

Facies sedimentarias

Mediana Escala( 0.1- 100 m )

CANAL FLUVIAL ABANICOS DE ROTURA

LLANURA DE INUNDACION

DIQUES

BARRA DE MEANDRO

Ambiente de depositación

Escala Giga(10-100 Km)

Escala de Simulación

Modelo Estático del Yacimiento

• descripción a gran escala • propiedades de núcleos no son validas

Modelo Dinámico del Yacimiento

• descripción a escala media o pequeña• se usan datos de núcleos

• no hay suficientes datos para cada celda

Millones de Bloques

Escalamiento :• monofásico• multifásico

Miles de Bloques

escalamiento es necesario

QUE ES ESCALAMIENTO?

CPU1 CPU2 CPU3 CPU4

work

waitcomms

NB: CPU’s 2-4 are waiting for CPU 1

• Domain Decomposition (2D)• split grid into P parts

• put each bit on separate processor

whole grid

1 2

3 4

• PROCESAMIENTO EN PARALELOReducir tiempo de ejecución

Manejar modelos grandes (> 106 celdas)

• INCORPORACIÓN DE GEOMECÁNICASimuladores completamente acoplados

Simuladores parcialmente acoplados (STARS)

• SIMULACIÓN DE PROCESOS COMPLEJOS

• SIMULADORES “STREAMLINE”

• Importar data para ECLIPSE & diseñar malla de Simulación

• Utiliza estructura & mapas de propiedades a partir de:– digitizar mapas en papel

– generic ASCII files– páquetes de mapeo

– 3D modelos geologicos– data bases

• Importar, mapas de contornos o grid del mapa

•Modelaje de fallas vertical,

inclinadas

Importar Data de Mapas /Digitizar Contornos

Cargar / DigitizarSurvey Data

Crear Malla

ProfundidadConversion

Modificar Data de Mapas

Interpolar / ContornosMalla

Archivos de Datospara ECLIPSE Volumetrics

Reportes-Graficos

Construccion de Malla y Datos

SISTEMA ECLIPSE

Simuladores– ECLIPSE 100 - petróleo negro

– ECLIPSE 300 - composicional Ambiente Office– ECLIPSE 500 - térmico

Simuladores– ECLIPSE 100 - petróleo negro

– ECLIPSE 300 - composicional Ambiente Office– ECLIPSE 500 - térmico

FloGrid/PetraGrid/Grid - simulation Interactiva

generación grid

FloGrid/PetraGrid/Grid - simulation Interactiva

generación grid

Schedule - Preparaciónde datos de producción

Schedule - Preparaciónde datos de producción

PVTi - Preparar datosde fluidos en formato del

simulador

PVTi - Preparar datosde fluidos en formato del

simulador

SCAL - Preparar datosde permeabilidades

relativas y Pc

SCAL - Preparar datosde permeabilidades

relativas y Pc

FloViz / RTView - Visualización 3-D de

resultados simulaciones

FloViz / RTView - Visualización 3-D de

resultados simulaciones

VFPi - Preparar datade flujo vertical en

tuberias

VFPi - Preparar datade flujo vertical en

tuberias

GRAF - Analisis de resultados de las

simulaciones

GRAF - Analisis de resultados de las

simulaciones

Weltest 200 - Modelo numerico para

interpretacion analitica de pruebas de pozos

Weltest 200 - Modelo numerico para

interpretacion analitica de pruebas de pozos

SimOpt - Optimización de cotejo historico ánalisis

sensibilidades.

SimOpt - Optimización de cotejo historico ánalisis

sensibilidades.

FloGrid / Grid

FloGrid / GridPVTi

ScheduleWeltest 200

ECLIPSE100/300/500

VFPiSimOpt

GRAFFloViz / RTView

investigaar differentes scenariosvisualizar resultados

Presión en tuberiasdatos de produccóon historica

black oil r composicionalfracturado, condensado, otros

pozos horizontales, EOR, térmico, etc.

porositdad, permeabilidad (logs, cores)ánalisis de fluidos (lab data)

pressión & contactos (logs, well tests, etc)

Estructura (íismica,Registros)Espesores total / neto (Registros)

Ubicación de pozos y completaciones

Predicciones &optimización production

Solve for presión & saturación

Selección del modelo de simulación

Describirel yacimiento

Diseño de laMalla del

Yacimiento

CotejoHistórico

CotejoHistórico

ECLIPSE–Proceso de Modelaje

VISUALIZACIÓN 3D

INICIALIZACIÓN DEL MODELO DEL YACIMIENTO

1. POES (Revisar espesores netos, contactos, Presión capilar, Datos PVT)

2. RGPi (Datos PVT)

3. Capa de Gas ( relación entre el tamaño de la capa de gas/tamaño zona de petróleo?), revisar volumen

poroso de la capa de gas, espesor neto CGP.

4. Acuifero ( relación entre el tamaño del acuifero y el tamaño del yacimiento?), modificar tamaño

del acuifero (usar acuifero analitico)

VISTA AREAL DE LA MALLA DE SIMULACION

27x59x10 BloquesC-455/60 = 6 Capas

3 Tipos de roca

COTEJO DEL COMPORTAMIENTO HISTORICO

1. Tasas de petróleo OK? (Revisar completaciones, espesores netos, contactos, porosidad, transmisibilidad)

2. Presion del yacimiento OK? (Ajustar tamaño del acuifero, barreras transmisibilidad, permeabilidad vertical)

3. Presion por grupo de pozos OK? (Ajustar completaciones, permeabilidad vertical, espesores de arena,transmisibilidades)

4. RGP y % AyS OK? (ajustar permeabilidad vertical, tamaño del acuifero, barreras de transmisibilidad, permeabilidad

de barras, Sgc, Krw, Krg)

(Yacimiento, Grupos de pozos, regiones, pozos claves)

COTEJO DEL COMPORTAMIENTO HISTORICO

4. Construir y cargar datos de levantamiento vertical

5. Retroceder 3-5 años de historia, validar el modelo

6. Espesificar IP (Qcal = Qreal?, si no ajustar IP, BHP OK? Revisar curvas VFP)

7. Correr periodo de historia restante sin restricciones (Cotejo OK?, ajustar IP pozos, permeabilidad relativa,

permeabilidad vertical, Sgc, Kr pozos)

DISTRIBUCION DE PRESION

ZONAS NO DRENADAS

Inicial Actual RecobroUnidad MMBN MMBN (% POES)

C-455

1a, 1b, 2a 572.99 462.57 19.272b 106.70 94.62 11.32

3 81.07 56.31 30.54 4a 63.20 58.40 7.59

C-460

4b, 5 183.30 141.99 22.496a, 6b 103.00 92.71 9.99

DISTRIBUCION DEL PETROLEO

PREDICCIONES

1. Caso base (esquema actual)

2. Sensibilidades al caso base (RGP, perforacion adicional)

3. Existe Recuperación secundaria? (Evaluar factibilidad de inyectar agua o gas, AGA,

Efectuar sensibilidades inyección/producción, perforación adicional, interespaciada, tasa iny. Optima)

4. Documentar aplicación y resultados del proceso

5. Preparar Plan Operacional

• Agotamiento Natural (Caso Base)• Inyección de 100 MMPCN/D de gas• Inyección de 100 MB/D de agua• Inyección combinada agua-gas

• Inyección tipo AGA• Inyección máxima con desarrollo

ESQUEMAS DE EXPLOTACION

• PERFORACION INTERESPACIADA EN ZONAS POCO DRENADAS.

• IMPLANTAR PROCESO REC. SECUNDARIA.

• REPRESURIZACION DEL YACIMIENTO.

POSIBLES SOLUCIONES

REGLAS BASICAS

1. ANALISIS DEL PROBLEMA Y DEFINICION DE OBJETIVOS - CARACTERISTICAS GEOLOGICAS DEL YACIMIENTO - COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS - OBJETIVOS REALISTAS?

2. SIMPLIFICAR EL PROBLEMA USANDO EL MODELO MAS SIMPLE QUE SEA CONSISTENTE CON EL YACIMIENTO

3. ENTENDER INTERACCION ENTRE DISTINTAS PARTES DEL YACIMIENTO - YACIMIENTO/ACUIFERO - MECANISMOS INVOLUCRADOS

4. JUSTIFICAR APROPIADAMENTE EL NUMERO DE BLOQUES USADOS

5.CONOZCA SUS LIMITACIONES Y CREA EN SU JUICIO - RESPUESTA APROXIMADA - JUICIO BASADO EN OBSERVACIONES DE CAMPO Y/O LABORATORIO - VALIDAR RESULTADOS MEDIANTE CALCULOS SIMPLES

REGLAS BASICAS

6. SEA RAZONABLE EN SUS OBJETIVOS - MECANISMOS DESCRITOS EN FORMULACION DEL MODELO

7. AJUSTAR SOLO DATOS SOBRE LOS QUE SE TIENE DUDA EN COTEJOS - ASPECTOS FISICOS Y GEOLOGICOS

- LA SOLUCION NO ES UNICA

8. NO SUAVIZAR EN EXCESO - NUNCA PROMEDIE FUERA DE LIMITES

9. PRESTE ATENCION A LAS MEDIDAS Y USO DE ESCALAS - EL SIGNIFICADO DE PERMEABILIDADES ABSOLUTAS, RELATIVAS Y

PRESIONES CAPILARES PUEDE CAMBIAR CON LA ESCALA

10. PLANIFICAR TRABAJO DE LABORATORIO NECESARIO - NATURALEZA DEL PROCESO MODELADO (Proceso miscible, AGA,etc)

EL VALOR DE LA SIMULACION

EL MODELAJE NOS PERMITE OBSERVAR LA FISICA DE LOS YACIMIENTOS SIN ESTAR PRESENTE Y EXAMINAR ALGUNOS QUE PASARIA SI?

SIN LA SIMULACION Y EL MODELAJE NUMERICO ESTAMOS FORZADOS A HACER MUCHAS SUPOSICIONES.

MEDIANTE SIMULACION PODEMOS DECIR AQUÍ ES DONDE ESTAMOS HOY,Y ESTE ES EL VALOR ECONOMICO DE LO QUE ESTAMOS PROPONIENDO.

LA SIMULACION ES INDISPENSABLE. ES LA MEJOR HERRAMIENTA DISPONIBLE.

MIENTRAS MAS MADURO ES EL YACIMIENTO Y MEJOR ES LA DATA, MAS UTILRESULTA EL USO DE LA SIMULACION.

• CONOCER LA REACCION DEL YACIMIENTO A DIFERENTES ESCENARIOSDE EXPLOTACION ES CRITICO. NECESITAMOS VALIDAR TODOS ESOS ESCENARIOS MEDIANTE SIMULACION ANTES DE SELECCIONAR.

• EL VALOR DE LA SIMULACION AUMENTA CUANDO SE INVOLUCRANTECNOLOGIAS NUEVAS DE ALTO RIESGO, O EL DESARROLLO DE NUEVOS YACIMIENTOS COMPLEJOS.

EL VALOR DE LA SIMULACION

EL COSTO DE LA SIMULACION• ES MUY PEQUEÑO COMPARADO AL NUMERO DE BARRILES RECUPERADOS. SIN EMBARGO EL PROCESO DE ORGANIZAR LOS DATOS Y CONSTRUIR EL MODELO PUDIERA SER TODAVIA MAS VALIOSO QUE SUS RESULTADOS,YA QUE NOS PERMITE ENTENDER LA NATURALEZA DE LOS YACIMIENTOS.

• EL COSTO DE SIMULACION INCLUYENDO LA MANO DE OBRA ES MENOS DE 1/2CENTIMO DE DOLLAR POR BARRIL.

Field Case

INTEGRATED RESERVOIR STUDY

PHASE I:

Geological/ Statrigraphic Model

PHASE II:

Mechanistic & Prototype Simulation Model

PHASE III:

3D Full Field Simulation

PHASE IV:

Field Pilot Test Design

IV

Lago deMaracaibo

I

I IXIV XII

IX X VIII

VI

VV VII

XIII

XI

N

-12400'

-12600'

-1 2 8 1 9 'NP

NP

NP

-1 2 4 3 2 '

-1 2 3 6 3 '

-1 2 3 2 6 ' -1 2 6 7 3 '

-1 2 5 7 2 '

-1 2 2 0 7 '

NP

-1 2 2 7 1 '

-1 2 1 8 4 '

-1 2 0 8 0 '

NP

NP

NP

NP

NP-1 2 1 6 0 '

NP

-1 2 1 6 0 '

-1 2 2 8 9 '

-1 2 3 0 9 '

-1 2 3 9 4 '

-1 2 2 6 2 '

-1 2 3 3 6 '-1 2 1 4 0 9 '

-1 2 5 1 4 '

-1 2 5 0 6 '

-1 2 4 2 5 '

-1 2 6 6 8 '

-1 2 1 5 8 '

NPNP

NP

-1 2 4 1 2 '

-1 3 0 4 2 '

-1 2 5 6 4 '

-1 2 4 6 5 '

-1 2 3 3 8 '-1 2 3 3 4 '

-1 2 2 6 0 '

-1 2 2 8 9 '

-1 2 3 1 0 '

-1 2 2 3 7 '

-1 2 1 5 6 '

-1 2 4 4 4 '

NP

NP

NP

NP

-1 2 1 7 0 '

-1 2 1 4 4 '

-1 2 1 8 7 'NP

NP

NP

NP

NP

-1 2 1 4 4 '

-1 2 1 3 8 '

-1 2 2 2 2 '

-1 2 4 8 9 '

NP

-1 2 4 5 8 '

NP

NP

NP

NP

-1 2 0 7 0 '

-1 2 5 6 3 '

-1 2 0 5 9 ' NP

NP

NP

-1 2 3 8 6 '

0'

b . n . l .

-1 2 1 7 2 '

NP

L

L

L

D

D

D

L

L

LL

D

D

DD

D D

D

D

D

D

L

LL

L

L

L

D

D

D

D

L

L

L

L

D

D

L

L

D

L

D

LD

L

D

L

L.A.

NP

NP

NP

NP

-1 3 0 5 3 '

-1 2 9 8 0 '

-1 2 1 5 1 '

-1 2 2 6 3 '

-1 2 3 6 8 '

-1 2 3 8 9 '

-1 2 5 4 8 '

NP

-1 2 2 4 9 ' NP

-1 2 1 6 7 '

NP

-1 2 2 6 0 '

NP

NP

-12200'

-12300'

-12100'

-12200'

-1 2 3 9 8 '

-1 2 1 6 3 '

D L

NP

-1 2 3 0 3 '

-1 2 2 2 3 '

-1 2 0 2 4 '

-1 2 1 4 2 '

NP

-1 2 2 0 7 ' -1 2 2 1 5 '

-1 2 4 2 9 '

NP

-1 3 1 4 8 '

-1 3 0 3 5 '

-1 2 9 9 5 '

-12

000'

-12100'

-1 2 0 9 0 '

-12200'

-12500'

-12100'

-12 200'

-12300'

-12400'

-12600'

-12500'

-12600'

-12700'

-12800'

-12

900'

-12

800'

LD

D L

NP

NP

NP

NP

NP

NP NP

NP NP

NP

NP

NP

NPNP

NP

NPNP

NP

NP

NP

NP

NP

NP

D L

NP

NP

NP

NP

NPNP

NP

NP

NP

NP

NP NP

NP NP

NP

NP

NP NP

NP

NP

NP

NP

NP

AL

NE

AM

E

NP

-12800'

-12900'

-13100'

-13200'

-1 2 0 4 9 '

-126

00'

NP

D

L

-12

700'

NP

VLC-993

VLC-363

VLC-395/925

VLC-993

N

Geologicaly and Petrophysicaly

characterized Complete Reservoir

Model

OOIP confirmed

Prototype Model simulation

confirms that actual exploitation

scheme is innadecuate

WAG is confirmed to be the most

suitable EOR process for the field

INTEGRATED RESERVOIR STUDY

IV

Lago deMaracaibo

I

IIXIV XII

IX X VIII

VI

VV VII

XIII

XI

N

-12400'

-12600'

-1 2 8 1 9 'NP

NP

NP

-1 2 4 3 2 '

-1 2 3 6 3 '

-1 2 3 2 6 ' -1 2 6 7 3 '

-1 2 5 7 2 '

-1 2 2 0 7 '

NP

-1 2 2 7 1 '

-1 2 1 8 4 '

-1 2 0 8 0 '

NP

NP

NP

NP

NP-1 2 1 6 0 '

NP

-1 2 1 6 0 '

-1 2 2 8 9 '

-1 2 3 0 9 '

-1 2 3 9 4 '

-1 2 2 6 2 '

-1 2 3 3 6 '-1 2 1 4 0 9 '

-1 2 5 1 4 '

-1 2 5 0 6 '

-1 2 4 2 5 '

-1 2 6 6 8 '

-1 2 1 5 8 '

NPNP

NP

-1 2 4 1 2 '

-1 3 0 4 2 '

-1 2 5 6 4 '

-1 2 4 6 5 '

-1 2 3 3 8 '-1 2 3 3 4 '

-1 2 2 6 0 '

-1 2 2 8 9 '

-1 2 3 1 0 '

-1 2 2 3 7 '

-1 2 1 5 6 '

-1 2 4 4 4 '

NP

NP

NP

NP-1 2 1 7 0 '

-1 2 1 4 4 '

-1 2 1 8 7 'NP

NP

NP

NP

NP

-1 2 1 4 4 '

-1 2 1 3 8 '

-1 2 2 2 2 '

-1 2 4 8 9 '

NP

-1 2 4 5 8 '

NP

NP

NP

NP

-1 2 0 7 0 '

-1 2 5 6 3 '

-1 2 0 5 9 ' NP

NP

NP

-1 2 3 8 6 '

30

'

b . n . l .

-1 2 1 7 2 '

NP

L

L

L

D

D

D

L

L

LL

D

D

DD

D D

D

D

D

D

L

LL

L

L

L

D

D

D

D

L

L

L

L

D

D

L

L

D

L

D

L

DL

D

L

L.A.

NP

NP

NP

NP

-1 3 0 5 3 '

-1 2 9 8 0 '

-1 2 1 5 1 '

-1 2 2 6 3 '

-1 2 3 6 8 '

-1 2 3 8 9 '

-1 2 5 4 8 '

NP

-1 2 2 4 9 ' NP

-1 2 1 6 7 '

NP

-1 2 2 6 0 '

NP

NP

-12200'

-12300'

-12100'

-12200'

-1 2 3 9 8 '

-1 2 1 6 3 '

D L

NP

-1 2 3 0 3 '

-1 2 2 2 3 '

-1 2 0 2 4 '

-1 2 1 4 2 '

NP

-1 2 2 0 7 ' -1 2 2 1 5 '

-1 2 4 2 9 '

NP

-1 3 1 4 8 '

-1 3 0 3 5 '

-1 2 9 9 5 '

-12

000'

-12100'

-123

00'

-1 2 0 9 0 '

-12200'

-12500'

-12100'

-12 200'

-12300'

-12400'

-12600'

-12500'

-12600 '

-12700 '

-12800 '

-128

00'

-12

900'

-12

800'

L

D

D L

NP

NP

NP

NP

NP

NP NP

NP NP

NP

NP

NP

NPNP

NP

NPNP

NP

NP

NP

NP

NP

NP

D L

NP

NP

NP

NP

NPNP

NP

NP

NP

NP

NP NP

NP NP

NP

NP

NP NP

NP

NP

NP

NP

NP

AL

NE

AM

E

NP

-12800'

-12900'

-13100'

-13200'

-1 2 0 4 9 '

-126

0 0'

-13300'

NP

D

L

-12

700'

NP

VLC-993

VLC-363

VLC-395/925

VLC-993

N

PHASE II

SCOPE

Production mechanisms

Scaling parameters

EOR efficiency (Gas & Water)

RESULTS

Solution gas & oil swelling

Recoveries (relative)

WAG:46.1 %

WATER: 34.9 %

DEPLETION: 12.4 %

VLC-363 MECHANISTIC SIMULATION

Structure Map on the top of C- 455

SIMULATION GRID

FACIES INTERPRETATION SUPPERIMPOSEDON NET PAY MAP, UPPER GREEN UNIT (C-455)

##Slide ##

PERMABILITY DISTRIBUTION UPPER GREEN FLOW UNIT, LAYER 1

POSSIBLE PRODUCTION ZONATION

AREAIII

AREAII

AREAI

AREAIV

PROBABLY SEALING

FLOW BAFFLE

LAYER

1

2

3

4

5

6

7

INITIAL

389.3

181.9

213.1

82.5

176.9

99.99

27.9

1171.9

ACTUAL

321.9

141.7

166.1

67.0

143.0

83.1

23.6

946.6

AREA

1

2

3

4

5

INITIAL

484.0

261.4

108.6

301.5

16.1

1171.9

ACTUAL

388.1

218.5

93.0

233.5

12.9

946.6

INITIAL AND ACTUAL OIL IN PLACEDISTRIBUCION (MMBN)

Oil SaturationUpper Green flow unit

Gas SaturationUpper Green flow unit

Ö Natural Depletion (Base Case)

Ö Gas Injection

Ö Water Injection

Ö Water-Gas Flank Injection

Ö WAG Injection

Ö Maximun Injection

EXPLOITATION SCHEMES

FLANK DRIVE WAG PROCESS

BASEWAG (150:50)

WAG (150:30-80)

INCREMENTAL OIL RECOVERY

TIME (YEARS)

30 MMSTB

180 MMSTB(20 Years)

MMSTB

260 MMSTB

(30 Years)

26 MBOPD

OIL PRODUCTION POTENCIAL

TIME (YEARS)

WAG PREDICTIONS COMPARISON

PATTERN (150: 50-80)PATTERN (150: 30-80)FLANK (150: 30-80)

STB/D

40 MMSCF/D

80 MMSCF/D

GAS PRODUCTION RATE

TIME (YEARS)

WAG PROCESS PREDICTIONS

PATTERN (150: 50-80)PATTERN (150: 30-80)FLANK (150: 30-80)

OPERATIONAL PLAN

1

2

3

45

67

8

910

TRESGAS I 4000 Psia

B.IV

Modulo Iny. Agua PA III/IV

Multiple Iny. Gas

Drilling 7 injectorsConvertion VLC-1066/958/954

Drilling 22 Prod. 1st lineAditional drilling of 12 wells

2400 Psia

OPERATIONAL PLAN

PILOT TEST

OPERATIONAL PLAN

L.I.C.

• MAXIMUM PRESSURE.• INJECTION CAPACITY.

• INJECTIVITY PROFILES BY CYCLE.• SIZE OF INJECTION CYCLES.

• OPTIMUM INJ. WATER/GAS RATIO.• PRODUCTION RESPONSE TIME.• STABILITY OF INJECTION FRONT.

• BREAKTHROUGH TIME.• RECOVERY BY FLOW UNIT.

6. Aplicaciones del software

Instructor: Ing. Luis A. Colán GarcíaIng. de Petróleo

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERU CONSEJO DEPARTAMENTAL DE LIMA

CAPITULO DE INGENIERIA DE PETROLEO GAS NATURAL Y PETROQUIMICA