recuperacion mejorada. metodologias para calculo

7/25/2019 RECUPERACION MEJORADA. Metodologias Para Calculo

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Recuperacin Secundaria y Mejorada en Mxico

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ANEXO A

METODOLOGA PARA EL CLCULO DE LA PRODUCCIN ASOCIADA ALPROCESO DE RECUPERACIN ADICIONAL ATRIBUIBLE

Para definir la produccin atribuible a un proceso de recuperacin secundaria y/o mejorada en un campo petrolero, se presentan

4 mtodos, los cuales dependen de la informacin, recursos y tiempo disponibles adems del grado de detalle que se desee

obtener. En una primera instancia, con el mximo grado de detalle e informacin, se tiene la simulacin numrica del yacimiento.

En segundo lugar, con requerimientos menores en cuanto a cantidad de informacin, se tiene el empleo de la ecuacin de

balance de materia. Finalmente, con informacin de la historia de explotacin, se propone el empleo del tercer y cuarto mtodo,

que bsicamente consisten en el anlisis de tendencias de curvas de declinacin y el manejo de la produccin en trminos del

ritmo de produccin y la produccin acumulada respectivamente.

La tabla A.1, muestra un resumen de las caractersticas principales de cada mtodo mencionado.

Enfoque de anlisis Metodologa Dimensiones Detalle de la

Informacin Tipo de Informacin

Numrico 1,2 3 Mximo

Malla, modelo geolgico, PVT,permeabilidades relativas, unidades

de flujo, ubicacin e histrico deestados mecnicos de pozos,

histricos de produccin, inyeccin ypresin, entre otros.Simulacin

Ecuacin de Balancede Materia

0 Medio

PVT, histricos de produccin,inyeccin y presin, entrada deagua.

Ecuaciones

algebraicas 0 Bsico

Histricos de produccin, inyecciny presin.

Anlisis de curvas dedeclinacin

Teora de Hubbert 0 Mnimo Histrico de produccin de aceite

Tabla A.1. Modelos para estimacin de produccin de aceite atribuible.

A continuacin se hace una descripcin general de cada uno de ellos.


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AnexoA

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Simulacin numrica del yacimiento

Mediante el empleo de un simulador numrico, se integra informacin del yacimiento desde el punto de vista de diversas

disciplinas, es decir; la configuracin de un modelo geolgico (geologa, geofsica y petrofsica), que incluye desde la estructura

tridimensional, estratos productores, afallamientos, etc.; la configuracin del modelo dinmico, que se refiere bsicamente a la

distribucin espacial de propiedades de almacenamiento y flujo (petrofsica, permeabilidades relativas, PVT, Historia deproduccin/ inyeccin); modelo de flujo en pozos productores e inyectores (perforacin, produccin y diseo); y finalmente lo que

respecta a las instalaciones de transporte, almacenamiento y separacin en superficie. Es evidente que tanto la cantidad como

la calidad de la informacin disponible como datos de entrada, determinarn la certidumbre de los resultados obtenidos del

simulador numrico. Con lo cual el comportamiento de declinacin primario puede ser obtenido. La figura A.1 muestra unejemplo de malla y modelo caracterstico utilizado en simulacin.

Figura A.1. Modelo de simulacin numrica de yacimientos, donde se incorpora informacin multidisciplinaria (Geologa, Geofsica,Yacimientos y Produccin).

Una de las primeras etapas de la simulacin consiste en el ajuste del comportamiento del yacimiento, es decir que el modelo

reproduce la historia de explotacin en cualquier etapa. Para nuestro caso de estudio, el periodo de inters es del inicio de laproduccin hasta antes de la aplicacin de algn proceso de recuperacin secundaria y/o mejorada, que corresponde a la

explotacin primaria. En este punto es importante identificar los mecanismos predominantes para la produccin de aceite

(expansin del sistema roca-fluidos, liberacin del gas disuelto, entrada de agua, casquete de gas, etc.). A partir de lo anterior,

plantear un escenario en el cual se contina con la explotacin del yacimiento, permitiendo la accin del mecanismo(s)predominante(s) (energa propia), llevando el mismo hasta el tiempo actual.


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La diferencia en la produccin entre la simulacin del comportamiento primario y el comportamiento histrico medido en el

yacimiento, que incluye la aplicacin del proceso de recuperacin secundaria y/o mejorada, det ermina la diferencia en

produccin y volumen acumulado, la cual es la produccin atribuible al proceso implementado.

Las figuras A.2 y A.3 muestran un grfico con la comparacin de comportamientos; primario (simulado) y obtenido (medido),

tanto en trminos de presin, como de produccin de aceite.

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

400.0

M ay-79 Jul-83 Ago-87 Sep-91 Oct-95 Dic-99 Ene-04 Feb-08

Presin(kg/cm

2)

energaadicionada

ActualDeclinacin natural

Recuperacin secundariay/o mejorada

Recuperacinprimaria

Una ventaja del uso de la simulacin, es que es posible conocer los volmenes promedios de fluidos y su distribucin espacial,

con lo cual se puede evaluar la eficiencia del proceso aplicado y as como identificar zonas del yacimiento en las cuales la

acumulacin (saturacin) de hidrocarburos justifique la aplicacin especfica de algn proceso adicional, o una reingeniera de

pozos.

0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

May-79 Jul-83 Ago-87 Sep-91 Oct-95 Dic-99 Ene-04 Feb-08

Produccindeaceite(MBPD)

ActualDeclinacin natural

Produccin atribuiblea recuperacin secundaria y/o

mejorada

Recuperacinprimaria

Figura A.2. Comportamiento de lapresin media del yacimiento.

Figura A.3. Comportamiento de laproduccin total del yacimiento.


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AnexoA

194

La figura A.4 muestra un ejemplo de malla de simulacin con la distribucin de aceite.

Figura A.4. Mapa de distribucin de saturacin de aceite.


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195

A continuacin se presenta la informacin bsica y lineamientos generales, que se requieren para obtener una estimacin de la

produccin atribuible al proceso de recuperacin adicional, que se ha implementado para este mtodo.

Informacin que se debeintegrar:

Produccin: Historias de produccin de aceite, gas y agua, por pozo.

Pozos productores: Ubicacin de pozos. Estados mecnicos en trminos de intervalos disparados, reparaciones y cierres. Tablas hidrulicas.

Inyeccin:

Historias de inyeccin de agua, gas u otros, por pozo.

Pozos inyectores:

Ubicacin de pozos. Estados mecnicos en trminos de intervalos disparados, reparaciones y cierres. Tablas hidrulicas.

Presin: Historias de presin, por pozo.

Propiedades PVT: Factores de volumen, relacin de solubilidad, compresibilidades, viscosidades, para cada fase.

En caso de simulacin composicional:

Composicin representativa del yacimiento. Agrupacin de pseudo componentes. Ecuacin de estado y parmetros. Coeficientes de interaccin binaria. Temperatura del yacimiento y gradientes trmicos.

En caso de simulacin de diferentes zonas de fluidos, se requiere la informacin por zonas de fluidos.

Unidades de flujo: Modelo geolgico y malla de simulacin.

Caractersticas petrofsicas de las unidades de flujo: Porosidad, permeabilidad, presin capilar, permeabilidades relativas.

En caso de simulacin de diferentes zonas de tipo de roca, se requiere la informacin para cada tipo.

Procedimiento: 1) Se realiza la particularizacin del modelo de simulacin en trminos de los fluidos. Si la simulacines composicional, se utiliza ecuacin de estado y los pseudo componentes. Previo ajuste de laecuacin de estado con el comportamiento PVT observado en los fluidos.S no, se particulariza el modelo con el comportamiento PVT.

2) Se realiza la particularizacin del modelo de simulacin por tipo(s) de roca, utilizando laspropiedades petrofsicas de cada unidad de flujo.

3) Se ingresan y validan las historias de produccin y las historias de los estados mecnicos de lospozos, as como las tablas hidrulicas.

4) Se realiza el ajuste de la historia de produccin, con la informacin de produccin e inyeccin. Elparmetro principal de ajuste son permeabilidades relativas. Con este ajuste se tiene simulada lahistoria de produccin del yacimiento.

5) Se realiza una simulacin del comportamiento del yacimiento, sin haber estado sujeto al proceso de

inyeccin que haya sido implementado. Esta estimacin corresponde a la simulacin delcomportamiento primario, sin ningn proceso adicional de recuperacin.

6) Al obtener los diferenciales de produccin respecto al comportamiento primario (pasos 4 y 5), losdiferenciales en produccin corresponden a la produccin atribuida al proceso de inyeccin

implementado.


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AnexoA

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Balance de Materia

Esta opcin requiere menor cantidad de informacin, respecto a la simulacin, sin embargo no se tiene el detalle espacial

obtenido con un modelo de simulacin numrica del yacimiento. El mtodo de balance de materia es tambin conocido comomodelo de simulacin de dimensin cero, es decir se considera que las propiedades se concentran en un punto, por lo que debe

usarse el promedio de porosidad, permeabilidad, presin capilar, permeabilidades relativas como valores representativos de todo

el yacimiento.

Se considera un comportamiento de fluidos PVT representativo, mostrado en la figura A.5, que consiste en factores de volumen

de aceite, gas y agua, relaciones de solubilidad y compresibilidades como propiedades dependientes de la presin.

Figura A.5. Propiedades PVT representativas del yacimiento.

Este mtodo, considera el comportamiento global de la presin y de la produccin (extraccin) de fluidos; aceite, agua y gas. Asmismo, se considera cuando existe, la entrada natural de agua y la inyeccin de agua y/o gas, en su modalidad de

mantenimiento de presin.

Al igual que en el caso de simulacin, el primer paso consiste en el ajust e de la historia de presin y las producciones de aceite,agua y gas, por cualquiera de los procedimientos conocidos; i.e: Tarner, Muskat, entre otros. Este ajuste debe hacerse hasta el

momento de la aplicacin del proceso de recuperacin secundaria y/o mejorada, es decir slo el comportamiento primario. Enesta etapa identifican los mecanismos predominantes para la produccin de aceite (ndices de empuje por periodo). En la figura

A.6 se muestra el esquema general de los mecanismos.

Figura A.6. Modelo global de balance de materia para un yacimiento.

Bo

P

Rso

P

Bg

P

Bw

P

Acufero (We)

Acufero

Zona de aceite

Zona de gas

Inyeccin

de agua

(Winy)

Inyeccin

de gas

(Giny)

Migracin

Yacimiento

G mig, N mig

Produccin

(G GC p, N GC p, W GC p)

Produccin

(G ZA p, N ZA p, W ZA p)

Yacimiento

Transmisibilidad en

Zona de Gas

(X ZG g, X ZG za, XZG w)

Transmisibilidad en

Zona de Aceite

(XZA g, X ZA za, X ZA w)


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197

El siguiente paso es, con el mtodo seleccionado, hacer la prediccin de la declinacin natural del yacimiento, obtenida por laaccin de los mecanismos identificados (energa propia). En la figura A.7 se presentan las ecuaciones de Balance de Materia.

ECUACI N COMPLETA DE BALANCE DE MATERIA PARAYACIMIENTOS DE ACEITE NEGRO

22, )()( giweiwfgo BGBWWEmEENF

nde:

Trminos de produccin

2222 )( wpgsopop BWBRRBNF

Trminos de expansin del aceite y gas en solucin

22112 )()( gsosoooo BRRBBE

Expansin del casquete de gas

1

1

21

g

gog

B

BBE

Trminos de compresibilidad de la roca y agua

PS

SCCBmE

w

wwrowf

1

11,

1)1(

De la comparacin del comportamiento de produccin de fluidos y de la presin del yacimiento entre el escenario calculado y elescenario real, se podr identificar la produccin de aceite atribuible al proceso de recuperacin secundaria y/o mejorada. Las

figuras A.8 y A.9 presentan un caso analizado con balance de materia, en la primera de ellas se muestran los distintos

escenarios en cuanto al comportamiento de la presin, es decir, la presin actual, la presin debida a la declinacin natural y

como referencia, la presin del acufero. De sta se observa claramente el efecto de la inyeccin de agua, que revierte la cadadrstica de energa del yacimiento.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

Se p- 65 Oct -6 9 D ic -73 En e- 78 Fe b- 82 M ar- 86 M ay -90 Ju n- 94 Ju l- 98 Se p- 02 Oc t- 06

Presin(psia)

Medida

Acufero

Yacimiento

Declinacin natural

Figura A.7. EcuacionesGenerales de Balance deMateria para un yacimiento de

aceite negro.

Figura A.8. Comportamiento de lapresin media del yacimiento.


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AnexoA

198

En la figura A.9 se muestran de igual forma los escenarios en cuanto al comportamiento de la produccin acumulada de aceite yagua, tanto para el caso de declinacin natural, como el actual, que incluye recuperacin secundaria por inyeccin de agua. De

sta se observa una clara correlacin con la energa adicionada.

Una limitacin de este mtodo es, que solamente se manejan valores promedio totales del yacimiento, por lo cual no es posibleconocer la distribucin espacial de fluidos.

Informacin bsica y lineamientos generales, que se requieren para obtener una estimacin de la produccin atribuible alproceso de recuperacin adicional que sea implementado.


Produccin: Historia de produccin de aceite, gas y agua. A nivel de yacimiento.

Inyeccin: Historia de inyeccin de agua, gas u otros. A nivel de yacimiento.

Presin: Historia de presin, a nivel de yacimiento,.y dato del plano de referencia.

Propiedades PVT:

Factores de volumen, relacin de solubilidad, compresibilidades, viscosidades, representativasdel yacimiento para cada fase.

Propiedades petrofsicas

Porosidad, permeabilidad, permeabilidades relativas, saturacin inicial de agua; representativasdel yacimiento.

Procedimiento: 1) Se realiza la particularizacin de las ecuaciones de balance, utilizando las propiedades petrofsicasy PVT especficas del yacimiento.

2) Se realiza el ajuste de la historia de produccin, mediante el uso de la informacin de produccin einyeccin. Los parmetros bsicos de ajuste son: permeabilidades relativas y entrada de agua.

3) Se realiza una simulacin del comportamiento del yacimiento, sin haber estado sujeto al proceso deinyeccin, correspondiente al comportamiento primario.

4) Se obtienen los diferenciales de produccin respecto al comportamiento primario, lo cualcorresponde a la produccin atribuida al proceso de inyeccin implementado.

0

10,000,000

20,000,000

30,000,000

40,000,000

50,000,000

60,000,000

70,000,000

80,000,000

Sep-65 Mar-71 Ago-76 Feb-82 Ago-87 Ene-93 Jul-98 Ene-04

Produccinacumulada(BLS)

NpSTBO

Wp STB

Produccin atribuible arecuperacin secundaria

Produccin porrecuperacin primaria

Figura A.9. Comportamiento de laproduccin acumulada de fluidos.


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199

Curvas de declinacin

Basado nicamente en la historia de produccin, este mtodo requiere de un mnimo de informacin y recursos, por lo cual es el

ms utilizado para estimar rpidamente el volumen de la produccin que se asocia al proceso implementado.

La informacin de base es el comportamiento histrico de la presin y de la produccin de fluidos (aceite, agua y gas). El mtodoconsiste en la construccin de distintos grficos (Ln p/Np, Ln Qo/Np, Qo/t, Ln Qwi/Np, entre otros), que al correlacionarse con

informacin de produccin y operacin de pozos, permitan identificar tendencias asociadas a los periodos de explotacin del

yacimiento.

La figura A.10 presenta un ejemplo para el caso de presin respecto a tiempo. En ste se aprecian bien definidas 3 tendencias

lineales, que se asocian a 3 periodos de produccin.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Ene-80 Oct-82 Jul-85 Abr-88 Dic-90 Sep-93 Jun-96 Mar-99 Dic-01 Sep-04 Jun-07

Presion

Figura A.10. Identificacin de tendencias en curvas de declinacin de presin.

Mediante un anlisis de ingeniera, es posible emplear un modelo matemtico de declinacin, es decir (i.e.) exponencial,

hiperblico, lineal o potencias, para realizar un ajuste de la historia de produccin primaria y predecir su comportamiento. Latabla A.2 muestra cuatro modelos, comnmente utilizados en este tipo de anlisis.

Modelo dedeclinacin

Ecuacin

Lineal batq

Potencias b

atq

Exponencial Dt

ieqq

Hiperblica ni

i

tnDqq /1)1(

Tabla A.2. Modelos de declinacin para anlisis de tendencias.

Donde: a, b, D, n constantes para el ajuste

q ritmo de flujo

i tiempo de inicio del proceso.


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AnexoA

200

Una vez realizado el ajuste, ya sea de modo grfico o aplicando los mtodos descritos, se deben tratar de asociar las distintas

tendencias observadas, a la accin de los mecanismos de empuje y a los ritmos de produccin de aceite.

Con lo anterior, y conociendo el tiempo de inicio de la aplicacin de energa adicional al yacimiento (proceso de recuperacin

secundaria y/o mejorada), es posible determinar un punto o tiempo, en el que se refleja el efecto del proceso y por lo tanto su

diferenciacin respecto a la declinacin primaria.

Informacin bsica y lineamientos generales que se requieren para obtener una estimacin de la produccin atribuible al proceso

de recuperacin adicional, que se ha implementado.

Informacin que se debe

integrar:

Produccin:

Historia de produccin de aceite, gas y agua. Estos datos deben ser manejados totalizndolospara el yacimiento.

Inyeccin: Historia de inyeccin de agua, gas u otros. Estos datos deben ser manejados totalizndolos

para el yacimiento.

Presin:

Historia de presin, los datos deben ser manejados estimados para el yacimiento a un nivel oplano de referencia.

Procedimiento: 1) El anlisis de tendencias se realiza bsicamente en la curva de produccin de aceite graficndolacontra el tiempo de produccin. Estas curvas se comparan en paralelo con la RGA y la produccin deagua. Se debe buscar la tendencia anterior a la implementacin del proceso.

2) Se realiza la determinacin de una funcin polinomial, logartmica, exponencial; normalizacin delgasto respecto a la produccin acumulada.

3) Se realiza la graficacin del gasto normalizado contra la produccin acumulada, y se busca unatendencia lineal hasta antes de la implementacin del proceso de inyeccin. La extrapolacin de estatendencia, permite estimar el Np mximo que se obtendra antes del proceso de inyeccin.

4) En la misma grafica se busca una tendencia lineal, despus de la implementacin del proceso deinyeccin. La extrapolacin de esta tendencia permite estimar el Np mximo que se obtendra con el

proceso de inyeccin.

5) Los diferenciales de produccin, respecto al comportamiento primario, se obtienen en trminos de Np,los cuales corresponden a la diferencia en produccin acumulada de la curva de tendencia atribuida alproceso de inyeccin implementado, respecto a la curva de tendencia de produccin primaria.

Curva de Hubbert

Este mtodo fue propuesto por M. King Hubbert, en 1956 y fue utilizado para predecir el tiempo en que la produccin de petrleo

(EUA) alcanzara su punto mximo (el cual fue estimado para los primeros aos de los 70s). An cuando su teora ha sido

duramente criticada, sus ideas originales han sido retomadas, aplicndolas a la produccin mundial de petrleo.

Las suposiciones bsicas de Hubbert, son; 1) La curva de produccin temporal debe tener un comportamiento tipo campana y 2)

La curva de produccin debe ser simtrica con respecto al tiempo al que se alcanza el punto mximo de produccin, con lo cualse tiene la forma de la curva de declinacin de la produccin. Este mtodo puede ser aplicado a los yacimientos.


11/12


201

De acuerdo al procedimiento, con el comportamiento histrico de la produccin de hidrocarburos se construye la curva Qo/Np vsNp. De sta, se debe identificar un comportamiento lineal, y = mx + b. Al extrapolar hasta el punto en el que y =0, es decir x= -

b/m, se tiene el valor equivalente a: Np =-b/m, el cual corresponde al valor mximo posible de produccin acumulada para el

yacimiento. En la figura A.11 se muestra este concepto.

De las suposiciones de Hubbert, el pico o mximo de produccin ocurre exactamente en el punto medio de la produccin

mxima acumulada y tanto la forma en que llega el yacimiento a este punto de produccin, como la forma en que declina sigue

el comportamiento de una distribucin normal (tipo campana de Gauss). Esto es representado en la figura A.12.

Figura A.11. Tendencia lineal entreQo/Np vs Np.

Figura A.12. Curva completa Qo vs

tiempo, mostrando datos reales ytendencia estimada.


12/12

AnexoA

202

Para nuestra aplicacin especfica, que es la produccin atribuible, se debe considerar nicamente el comportamiento de

produccin primario, es decir hasta antes de la aplicacin de algn proceso de recuperacin secundaria y/o mejorada. Con estotendremos el escenario de declinacin natural del yacimiento por su energa propia. De la comparacin de la curva de

declinacin obtenida para el escenario de declinacin natural, contra la curva de declinacin medida para el yacimiento, se

podr identificar la produccin atribuible. La figura A.13 muestra este concepto.

iem o

Produccin

de

aceite

Declinacin natural

antes del proceso

Declinacin del

yacimiento

Np atribuible

Informacin bsica y lineamientos generales, que se requieren para obtener una estimacin de la produccin atribuible al

proceso de recuperacin adicional que sea implementado.


Produccin:

Historia de produccin de aceite. A nivel de yacimiento.

Procedimiento: a) Se realiza el clculo del gasto de produccin de aceite anualizado, utilizando la informacin de

produccin.

b) Se realiza la normalizacin del gasto respecto a la produccin acumulada.

c) Se realiza la grfica del gasto normalizado contra la produccin acumulada, y se busca unatendencia lineal hasta antes de la implementacin del proceso de inyeccin. La extrapolacin de

esta tendencia, permite estimar el Np mximo que se obtendra antes del proceso de inyeccin.

d) En la misma grafica se busca una tendencia lineal despus de la implementacin del proceso deinyeccin. La extrapolacin de esta tendencia, permite estimar el Np mximo que se obtendra conel proceso de inyeccin.

e) Los diferenciales de produccin, respecto al comportamiento primario, se obtienen en trminos deNp, los cuales corresponden a la diferencia en produccin acumulada de la curva de tendenciaatribuida al proceso de inyeccin implementado, respecto a la curva de tendencia de produccinprimaria.

Bibliografa:

1. Comportamiento de Yacimientos, Notas de curso, Facultad de Ingeniera, Francisco Garaicochea Petrirena.

2. Hubbert s Peak Mathematics, Louis de Sousa http://wolf.readinglitho.co.uk/subpages/hubbertmaths/hubbertmaths.html

3. Lineamientos para la determinacin de aceite adicional por efecto de la Inyeccin de agua, Petrleos Mexicanos, Gerencia de

Explotacin de Yacimientos, marzo de 1981.

4. Aplicacin de la Ecuacin de Balance de Materia,Perspectiva dinmica, presentacin (ppt). Maximino Meza

Figura A.13. Aplicacin especfica delmtodo de Hubbert.

recuperacion mejorada. metodologias para calculo

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