Mallas de Recuperación Secundaria

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 conceptualización del acoplamiento inyector/productor
• Mejor identificación de las áreas de drenaje
• Más Fácil manejo de los modelos geológicos

Simulación numérica dinámica de líneas de flujo (SNDLF)

A medida que se incrementa la necesidad de una representación más adecuada de la realidad geológica y de los movimientos de los fluidos en los yacimientos de Petróleo, los Modelos Numéricos resultan más complejos. Los programas de Simulación Numérica Dinámica basados en cálculos de Diferencias Finitas o de Elementos Finitos se ven forzados a brindar soluciones en una escala “gruesa” debido a las limitaciones habituales de Hardware, tales como la cantidad de Memoria Operativa (aproximadamente 5 KB de RAM por celda activa) y a los Tiempos Aceptables para las Corridas (Tamaño del TimeStep controlado por el Tamaño de las Celdas).

La Simulación Numérica Dinámica en Líneas de Flujo (SNDLF) constituye una alternativa innovadora y atractiva que permite el manejo de Modelos Dinámicos en una escala “fina” (sin Upscaling) ya que, al desacoplar la geometría y la heterogeneidad del flujo de las ecuaciones de transporte, resultan computacionalmente más rápidos y eficientes en la resolución de problemas dominados por flujos convectivos (sistemas no altamente compresibles)

La Simulación en Líneas de Flujo comienza resolviendo las ecuaciones de flujo mediante la obtención del campo tridimensional de Presiones considerando las propiedades de las rocas, fluidos y condiciones de contorno. Posteriormente, se trazan las Líneas de Flujo siguiendo el gradiente de Presiones, en forma tangencial al campo vectorial de velocidad total, y plantea la ecuación de transporte de fluidos, aplicando la Ley de Darcy correspondiente, a lo largo de la Línea de Flujo en forma unidimensional. Para ello sustituye en esa ecuación las variables x, y, z por una variable τ, llamada Tiempo de Vuelo (TOF), que representa el tiempo que un trazador neutral requiere para alcanzar un punto “s” de la Línea de Flujo. De esta forma las líneas de flujo dejan de ser tan sensibles a la forma y tamaño de los bloques.

Posteriormente se resuelve un Balance de Masa en cada Línea de Flujo para mover la composición del fluido en el tiempo, se mapea esa composición a lo largo de cada línea y finalmente se distribuye el fluido en la vertical considerando el efecto gravitatorio y volviéndolo a mapear en la grilla 3D. Así, se vuelve a comenzar el ciclo resolviendo el campo de presiones en cada paso temporal deseado.

Todo este proceso de simulación es rápido, lo que permite tener una gran discretización espacial, y por lo tanto, representar en mayor medida la heterogeneidad de los reservorios de manera más cercana a la realidad.

En los Modelos de Líneas de Flujo, el fluido es transportado en la dirección de los gradientes de presiones, a lo largo de las líneas de flujo y no entre bloques de grilla como ocurre en la Simulación por Diferencias Finitas y que la traza de la Línea de Flujo y el Tiempo de Vuelo permiten identificar los bloques que requerirían ser “modificados” en un eventual proceso de Ajuste Histórico.

Sin embargo la resolución de las Líneas de Flujo considera que éstas no cambian significativamente con el tiempo, cosa que sí ocurre con los sistemas altamente compresibles, donde, por lo tanto, los métodos de las Diferencias Finitas son superiores.

Fig. Nº1 El flujo de fluidos y los ajustes de modelo estatico utilizando lineas de flujo

Las principales aplicaciones de la SNDLF son las siguientes:

• Ranking de Grandes Modelos Geológicos para la Caracterización Temprana de Reservorios.
• Calibración de Modelos Geológicos en Escala Fina para evaluar los procedimientos geostadísticos y las técnicas de Upscaling, realizando Sensibilidades a distintos parámetros
• Evaluación, Optimización y Seguimiento de la Recuperación Secundaria utilizando Nuevos Parámetros, función de las propiedades estáticas y dinámicas de los reservorios, como son las Líneas de Flujo con los TOF y las Conectividades entre inyectores y productores (WAF, Well Allocation Factors).
• Optimización de la Locación de Pozos Ínter-distanciados
• Ajuste Histórico Integral de Modelos Estático – Dinámicos en Escala Fina

Optimización del diseño de mallas de recuperación secundaria por SNDLF

Para el manejo de los Proyectos de Recuperación Secundaria por Inyección de Agua existen varias herramientas que permiten su representación y modelización. Estas realizaciones pueden clasificarse en dos grandes grupos, dentro de las uales se incluyen algunas de las siguientes:

Métodos de la Ingeniería Clásica de Yaimientos:
• Por Análisis Adimensional Analógico con Reservorios de Características Similares
• Por Combinación del Análisis Declinatorio, Balance de Materiales y Curvas Tipo
• Por Métodos Analíticos tales como el de Ershaghi Modificado, de Flujo Segregado, de Stiles, de Avance Frontal de Buckley-Leverett, etc.

Métodos de Simulación Numérica Dinámica:
• en Diferencias Finitas (SNDDF)
• por Líneas de Flujo (SNDLF)

En líneas generales, los Métodos de la Ingeniería Clásica de Reservorios permiten dar una respuesta promedio rápida del comportamiento dinámico de un reservorio durante la Inyección de Agua. Sin embargo, no suelen ser representativos de las heterogeneidades que siempre están presentes en los reservorios de petróleo. Además, no son muy flexibles para modificar las condiciones de explotación y/o de inyección tanto en los pozos como en grupos de ellos.

La Simulación Numérica Dinámica es una herramienta que supera las limitaciones mencionadas de los Métodos Clásicos, aunque presenta la dificultad de requerir una mayor cantidad de información cuyas incertidumbres deben estar acotadas. En consecuencia, con la Simulación Numérica Dinámica es posible representar las heterogeneidades que presentan las propiedades petrofísicas en el reservorio, como así también los diferentes cambios en las condiciones de explotación y/o inyección en los pozos o grupos de ellos.

Al comparar ambos métodos numéricos se encuentra que las principales ventajas de la SNDLF frente a la SNDDF son:

• Resolver mejor problemas donde el flujo de fluidos está dominado por el desplazamiento, como ocurre enlos barridos por inyección de agua en reservorios de petróleo.
• Trabajar con Modelos que contienen un mayor número de celdas en tiempos más cortos de
procesamiento.
• Detectar las zonas del reservorio donde principalmente se produce el flujo de fluidos; identificando los sectores ya barridos.
• Determinar el volumen poral drenado por cada productor, tanto en la producción primaria como en la secundaria (excepto para flujos altamente compresivos o dominados por fuerzas capilares).

Fig Nº2. Líneas de Flujo y Tiempo de Vuelo, vista en planta, en dos estadios de un proceso de Barrido con Agua

• Determinar el volumen poral contactado por cada inyector

Fig. Nº 3 Líneas de Flujo y Tiempo de Vuelo, vista 3D

Fig. Nº4 Líneas de Flujo y Tiempo de Vuelo comunicación entre capas

• Identificar las conexiones inyector/productor, cuantificando dicha relación a través de los WAF

Fig. Nº 5 WAF o Esquema de Conectividades inyector/productor

Mediante la visualización de gráficos de la Eficiencia de Barrido y del Volumen Poral Contactado la SNDLF permite optimizar los factores de recuperación de petróleo, a nivel del reservorio y de cada una de las mallas.

Fig Nº 6 Diagramas de Eficiencia de Barrido

Fig. Nº 7 Esquema de Conectividades inyector/productor y Volumen Poral Contactado por los Inyectores