Simulación de Yacimientos

Debido a que el Diseño de las Mallas de Recuperación Secundaria utilizando los métodos Clásicos de la Ingeniería de Yacimientos no permite considerar las heterogeneidades de los yacimienmtos, y sus efectos sobre el comportamiento productivo. Se producen severas canalizaciones de agua o falta de respuesta en petróleo, que condicionan la aplicación del proceso de Recuperación Secundaria. Una forma de considerar dichas heterogeneidades es considerar la simulacion por diferentas finitas, aunque esta requiera un gran esfuerzo, en comparacion a la simulacion en Lineas de Fluido que realiza esta tarea facilmente e integra de una manera conceptualmente clara y precisa las características estáticas y dinámicas de los yacimientos. Se puede decir que la Simulación en Líneas de Flujo, para procesos de Recuperación Secundaria, tiene las siguientes ventajas frente a los Métodos de Diferencias Finitas: • Mayor Rapidez y menor requerimiento de Memoria Operativa • Mejor visualización y conceptualizaci

Procesamiento en paralelo en Venezuela Existen modelos de yacimiento de gran tamaño, poseen millones de celdas de retículas, en donde se captura la mayor cantidad posi­ble de los datos geológicos de relevancia. Este tipo de modelos requieren mucho más tiempo para encontrar la solución. Los datos de la historia de producción que abarcan varias déca­das y cientos de pozos aumentan más la comple­jidad de la simulación y el tiempo de solución. Un procesador de una computadora no puede solucionar un problema de mega-bloques de un día para otro, pero si se divide el modelo en varias partes, varios procesadores pueden operar en forma simultánea. Las versiones del simulador VIP y del simulador ECLIPSE utilizan el procesa­miento en paralelo de esta forma. Al duplicar el número de procesado­res que operan en paralelo reduciría el tiempo de ejecución a la mitad. Sin embargo, la división ine­ficiente del problema y la comunicación de proce­sador a procesador disminuyen ese nivel de aumento en la v

Hemos hablado de la actualización de modelos de yacimientos por medio de la adquisición de data en tiempo real mediante la perforación, lo cual es logrado gracias al incremento de la capacidad computacional, junto a la integración de múltiples disciplinas ha permitido avances en la colocación de pozos utilizando esta herramienta. Para esta segunda publicación tendremos un enfoque de la implantación de softwares utilizados en el modelado y simulación de yacimientos durante la perforación. La aplicación Petrel posee herramientas especializadas que se adaptan a las aplicaciones de modelado. Por ejemplo, el módulo Process Manager de Petrel facilita la rapidez en la carga de datos y la actualización del modelo durante la perforación, mediante el establecimiento de secuencias de tareas automatizadas. Reduciendo de esta manera el tiempo asociado con la toma de decisiones y el tiempo de ciclo, y permite ahorrar tiempo y dinero. Las trayectorias de los pozos pueden diseñarse y actualizarse util

La mejora en herramientas LWD, permiten obtener mayor información del yacimiento que puede integrarse con aplicaciones de modelado de yacimientos rápidas para optimizar la colocación de pozos durante la perforación. Con los datos que se obtienen durante la perforación se incorporan al modelo para proveer actualizaciones instantáneas que se incorporan en el uso de herramientas de modelado, incluyendo la evaluación y desempeño de los yacimientos, el pronóstico de la producción y estimación de reservas. En modelado de yacimiento integra la información obtenida de diferentes fuentes. Los datos sísmicos después del apilamiento, representan el volumen y las características del yacimiento entre los pozos y representan una toma estática del mismo. Los datos obtenidos de las operaciones de perforación y adquisición de registros, dan información de la región vecina al pozo y se puede interpolar lejos del pozo a lo largo del volumen del yacimiento. Con los volúmenes sísmicos adquiridos con la téc

En la actualidad la comprensión y control de los yacimientos de hidrocarburos esta a la par con la tecnología. Hoy en día existe la posibilidad de instalar dispositivos en fondo con los cuales es posible el monitoreo de pozos desde superficie, además de efectuar un control remoto del flujo que proviene de zonas especificas y se dirige al pozo y a la tubería de producción. Mientras se produce el flujo de fluidos dentro del sistema de producción, sensores ubicados en el fondo del pozo realizan mediciones en tiempo real o prácticamente en tiempo real, las cuales pueden ingresarse a un software que realice el análisis del yacimiento y de las operaciones de producción. Los datos provenientes de la medición con sensores siempre incluyen outliers (puntos solitarios alejados de la tendencia principal que presentan una forma definida que generan unos saltos que luego retoman la tendencia) y un cierto grado de ruido (dispersión de los puntos con respecto a la tendencia), por lo cual es necesario

En la actualidad, se está observando un incremento a nivel mundial en la producción y reservas de petróleo pesado; tanto así que Venezuela y Canadá tienen tanto o más petróleo que Arabia Saudita, con al menos 100 años de producciòn, con la única diferencia de que este crudo es pesado o extrapesado. Estos números reflejan la necesidad urgente a desarrollar tecnologías para convertir fuentes de petróleo pesado y extrapesado en reservas probadas, y eventualmente poder producirlas eficientemente. Inyección de fluidos calientes Generalmente los fluidos inyectados son calentados a nivel de superficie, y los tipos de fluidos a inyectar varían desde los más comunes, como agua (tanto líquida como en vapor) y aire, a otros tales como: gas natural, dióxido de carbono, y hasta solventes; la escogencia será controlada por el costo, efectos esperados en la producción del crudo, y la disponibilidad de los fluidos. El objetivo principal de inyección de fluidos calientes es reducir la viscosidad del pe

Tight gas es el término comúnmente usado para referirse a yacimientos de baja permeabilidad que producen mayormente gas natural seco. Para los años 70 debido a una decisión del gobierno de U.S., se nombraban yacimientos de tight gas, a todos aquellos cuya permeabilidad al gas fuese menor a 0.1 mD; actualmente la definición de yacimientos tight gas, es función de muchos factores físicos y económicos. Los físicos, están relacionados con la ley de Darcy para flujo radial, donde la tasa de flujo es función de la presión de fondo fluyente, la presión de yacimiento, el radio del pozo, propiedades del fluido, temperatura del yacimiento, permeabilidad, espesor, radio de drenaje y del daño. La mejor definición de yacimientos tight gas es la de un yacimiento que no es capaz de producir a tasas económicamente rentables y en el que solo se pueden recuperar cantidades favorables de gas, si el pozo es estimulado con técnicas de fracturamiento o es producido por pozos horizontales o multilaterales.

Parte II.- Metodología de evaluación económica, simulación analítica. Criterio de selección de mecanismos EOR/IOR (EOR/IOR Screening Criteria).- La metodología propuesta es basada en la selección de proyectos EOR usando un Machine Learning , la idea principal de esta estrategia de screening está basada en técnicas de reducción de espacio, para simplificar la representación de la experiencia EOR internacional representada en una base de datos del yacimiento y proyectada como mapas bidimensionales, también llamados como tipología del yacimiento; el método está basado en una reducción de un grupo de variables del yacimiento (°API, profundidad, viscosidad, permeabilidad, porosidad, presión, etc.) generando representaciones 2-D con diferentes tipos de yacimientos que tienen en común los proyectos EOR implementados. Simulación analítica.- La simulación numérica juega un rol fundamental para el desarrollo de planes de monitoreo y evaluación del comportamiento del yacimiento bajo diferentes

Parte I.- Metodología de evaluación económica La aplicación de procesos de recuperación de petróleo avanzada, incrementa el valor económico de los campos existentes a través del incremento del recobro y de la extensión de la vida productiva del yacimiento. Generalmente, las compañías petroleras operan en gran cantidad de campos con falta de información sobre ellos. En algunos otros casos, muchos yacimientos tienen un comportamiento financiero deficiente para justificar su estudio. Esta representa una barrera común para identificar oportunidades de investigación en ciertos yacimientos. Por otra parte, es bien sabido que los proyectos EOR son fuertemente influenciados por aspectos económicos, especialmente por el precio del crudo. Este paper describe un avance para desarrollar una evaluación económica de proyectos EOR basado en un avance del criterio screening y a la evaluación completa de campos bajo condiciones limitadas de información y de tiempo. La metodología propuesta estima la v

Parte II: Naturaleza del criterio de screening- cálculos de recobro. La naturaleza binaria del proceso de screening lleva a una interpretación bastante rigida de si el proceso será o no exitoso. Sin embargo, en la practica es probable tener éxito lo cual es indicado por la relación de las propiedades del yacimiento a la criteria. Por ejemplo, si el criterio es mayor a 21% de porosidad, un proyecto EOR en un yacimiento con 22% de porosidad sería más exitoso que uno con el 20%. El grado de sutileza no es capturado en un screen binario. Esto conduce a de otros autores sugieran reemplzar el screen binario con un índice confiable de menos rígidez que mida cuán lejos se está, de la realidad del yacimiento. Para compensar la rigidez en un screen binario, se realiza una revisión yacimiento a yacimiento conducido a los resultados obtenidos de software comerciales. Durante la revisión, se busca asegurar que los resultados del screening sean sensibles y puedan ser defendidos en merito técnico. La

Los métodos de recuperación mejorada de petróleo (IOR), como han sido definidos para este estudio, consisten en procesos en los que un fluido de inyección es utilizado para aumentar el recobro en yacimientos de petróleo. En otras palabras, IOR incluyen los siguientes procesos: inyección de agua, desplazamiento miscible de gas con hidrocarburo (CH4), dióxido de carbono, o nitrógeno como fluido a inyectarse, desplazamiento inmiscible, inyección avanzada de líquidos (surfactantes, polímeros o alcalinos), inyección de vapor (incluyendo drenaje gravitacional asistido) y combustión in situ. Parte I: Descripción del método de Screening. Un screening (selección) de métodos EOR consiste en el estudio de un grupo de parámetros de yacimientos y de fluidos (profundidad, porosidad, permeabilidad, saturación de petróleo, presión, viscosidad, etc.) que gobiernan el desarrollo técnico y económico para cada uno de los procesos de recuperación de petróleo avanzada (EOR); cada uno de estos parámetros pue

Parte II: AI (Artificial Intelligence). AI (Artificial Intelligence). Los métodos de inteligencia artificial (AI), específicamente: Neural Networks, Fuzzy Logic y Expert System, son usados, generalmente, como soporte a las operaciones de explotación y producción, su uso varía dependiendo del problema específico; todo el potencial de estos sistemas de procesamiento de información es usado para construir modelos previsivos de producción. Una técnica novedosa en estas soluciones de inteligencia artificial es la conocida como Machine Learning (ML), una posible realización de esta técnica es la combinación de técnicas de agrupamiento y algoritmos de reglas de extracción. En este avance, toda la data disponible es usada para extraer procesos implícitos y explícitos, o estrategias de explotación asociadas a la data; esto ha producido un desarrollo excelente ligado a simplicidades para la solución final. Con estas técnicas, las probabilidades de tener éxito son fuertemente relacionadas a la in

Parte I: Filosofía IFL (Integrated Field Laboratory). La estrategia actual para las aplicaciones de screening EOR/IOR están basadas en la filosofía integrada de campo y laboratorio, donde un área piloto representativa de un número de yacimientos dados, es seleccionada para métodos intensivos de EOR/IOR. Campo-Laboratorio Integrado (IFL) La idea detrás de esta filosofía es la rápida evaluación e incorporación de tecnologías a operaciones de campo. Sin embargo, encontrar la mejor tecnología para cada yacimiento en particular debería representar una gran interrogante. Aquí surge la idea de agrupar yacimientos que tengan características similares. La aplicabilidad del criterio para tecnología EOR y tipos de yacimientos, es una motivación para investigar en áreas de pruebas piloto avanzadas. Algunos autores describen el monitoreo para la evaluación de tecnología en IFL´s como sigue: - Caracterización, simulación y visualización avanzada del yacimiento - Estrategias de drenaje, métodos EOR c

Parte II:- Criterios de screening para métodos EOR. DESCRIPCIÓN DE MÉTODOS EOR. Métodos de inyección de gas.- este es el método de EOR más antiguo, y a pesar de haber tenido gran éxito, la mayor producción EOR proviene de inyección de vapor; la producción de petróleo a través de inyección de CO2 es el único método EOR que sigue creciendo en USA; gracias a los esfuerzos para reducir el quema de gas, la inyección del mismo debería continuar creciendo en importancia a medida de que la producción de petróleo se expanda. Luego de años de experiencia en laboratorio y campo, los métodos EOR de gas son bien entendidos en la actualidad, y el criterio screening puede ser recomendado con más confianza que antes. El concepto de MMP explica la eficiencia de desplazamientos por N2, hidrocarburos y CO2; sin embargo, los desplazamientos de CO2 son usualmente más eficientes que los de N2 y CH4. Aún cuando los requerimientos de gravedad-presión-profundidad (MMP), son diferentes para los 3 gases, exist

Los yacimientos de gas condensado presentan un comportamiento complejo debido a la existencia de un sistema de fluidos de dos fases en las cercanías del pozo cuando la presión de esta zona cae por debajo de la presión de rocío. La producción bajo esta condición presenta una obstrucción en la zona vecina al pozo reduciendo de esta manera la productividad en un factor de dos o más. Este fenómeno es conocido como formación de banco de condensado, resultado de la combinación de diferentes factores, propiedades de las fases de fluido, características del flujo de la formación y las presiones existentes en la formación y en el pozo. En la figura 1 se observa la formación del bloque de condensado; cuando la presión de fondo del pozo cae por debajo de la presión de rocío, el condensado se separa de la fase gaseosa en donde las fuerzas capilares favorecen el contacto del líquido con los granos. A medida que se acerca al pozo, la región alcanza un flujo en estado estacionario con el gas y el co

Parte I.- Introducción al criterio de screening y a proyectos de recuperación avanzada/mejorada. El criterio de selección, o criterio screening, ha sido propuesto para todos los métodos de recuperación avanzada de petróleo, (métodos EOR Enhanced Oil Recovery). La data para proyectos EOR alrededor del mundo ha sido examinada y han sido estudiadas las características óptimas del sistema roca-fluido. El propósito del criterio screening, está basado tanto en resultados de campo como en mecanismos de recobro de petróleo. La producción de petróleo para proyectos EOR continúa supliendo e incrementando el porcentaje de petróleo del mundo. Cerca del 3% de la producción del mundo ahora viene de procesos EOR, y desde entonces este porcentaje ha incrementado, esto debido a que la producción de petróleo convencional continúa cayendo cada vez más. Es por esto que la escogencia del mejor método de recuperación se vuelve incrementadamente más importante para los ingenieros de petróleo. CLASIFICACION

La distribución espacial de las propiedades hidráulicas y físicas en los diferentes Materiales de la naturaleza es difícil de predecir de manera deterministica, para tal fin existen herramientas como la geoestadistica, la cual permite interpolar propiedades, considerando el efecto que produce la variabilidad en las medidas que se han tomado de poblaciones de estudio. De manera general, las ciencias de la tierra exhiben correlaciones espaciales en mayor o menor grado, de igual manera como crece y decrece la distancia entre dos puntos donde se toma información. La geoestadistica es una rama de la matemática aplicada y de la estadística que permite cuantificar y modelar la variabilidad espacial de un atributo dentro de un Sistema sometido a estudio, incluyendo las heterogeneidades y la dirección en que se hace la selección de la información. La estadística utiliza variables estacionarias (Regionalized variables), cuyo comportamiento cambia espacialmente de manera continua. Cuando se tiene