Simulación de Yacimientos. (La predicción del comportamiento futuro)
Predicción del comportamiento futuro del yacimiento
Luego de un ajuste histórico exitoso el comportamiento se cuenta con un modelo capaz de predecir el comportamiento futuro del yacimiento. Las características del yacimiento, el conocimiento del ingeniero acerca del área de estudio, las líneas de producción, y el programa estratégico determinará las opciones de explotación que serán tomadas en cuenta para el yacimiento. Las siguientes son las alternativas más comunes para evaluar.
- Evaluar el comportamiento futuro del yacimiento bajo condiciones naturales e inyección de gas o agua.
- Evaluar las ventajas de un proyecto de inyección de agua por un flanco o siguiendo un patrón de inyección.
- Determinar los efectos de la localización de los pozos y el espaciamiento.
- Investigar el efecto sobre el recobro de las variaciones de las variaciones de las tasas de inyección.
- Definir esquemas de completación de pozos en yacimientos estratificados.
- Estudiar la viabilidad de la aplicación de mecanismos de recuperación mejorada para mejorar el recobro.
Las predicciones de la simulación de yacimientos proveen la base para el análisis económico que permitirá establecer el esquema óptimo de explotación. El procedimiento es como sigue:
1. Establecimiento del caso base
Durante el proceso de predicción por estudios de simulación, la primera corrida usualmente denominada “caso base”, muestra la predicción del comportamiento bajo el esquema actual de explotación. Este comportamiento será usado como referencia para determinar los beneficios de alguna posible modificación del esquema actual de explotación.
Si hay algún proyecto de recuperación secundaria tomando lugar en el yacimiento, la eficiencia de este debe ser evaluada para decidir si es posible mejorar el esquema actual de inyección/producción. Si este es el caso se puede pasar a la etapa 5.
2. Predicción del agotamiento natural
Estas predicciones se llevan a cabo para evaluar alternativas para mejorar el esquema de agotamiento actual. En este caso las interrogantes más comunes son:
- Cuál es el efecto del potencial de producción o cambio de método de producción?
- Cuál es el efecto sobre el recobro del cambio operacional de parámetros como GOR, límite de corte de agua, y máxima presión de inyección?
- Cuándo será necesario desarrollar “workovers” o cambios de zona en cada pozo.
3. Programa de desarrollo adicional
Los resultados de las predicciones llevadas a cabo en la etapa 2, comparada con el recobro esperado en un yacimiento con similares características y mecanismos de producción permitirán decidir si hay posibilidad para desarrollos adicionales. Si no es este el caso, el recobro adicional deberá ser investigado (etapa 4). La selección del mejor método de recobro adicional debe tener en cuenta lo siguiente.
- El efecto sobre el recobro y potencial de producción de la perforación de nuevos pozos.
- La fecha de completación de cada pozo nuevo y el potencial inicial asignado.
- La producción total anual de esos pozos y la producción acumulada.
- El efecto del cambio del espaciamiento entre pozos en zonas no drenadas.
- El análisis de los casos antes presentados permitirán establecer diferentes escenarios de agotamiento natural, los cuales deben ser comparados en base a indicadores económicos.
4. Evaluación de la viabilidad de recobro adicional
Luego de un ajuste histórico exitoso el comportamiento se cuenta con un modelo capaz de predecir el comportamiento futuro del yacimiento. Las características del yacimiento, el conocimiento del ingeniero acerca del área de estudio, las líneas de producción, y el programa estratégico determinará las opciones de explotación que serán tomadas en cuenta para el yacimiento. Las siguientes son las alternativas más comunes para evaluar.
- Evaluar el comportamiento futuro del yacimiento bajo condiciones naturales e inyección de gas o agua.
- Evaluar las ventajas de un proyecto de inyección de agua por un flanco o siguiendo un patrón de inyección.
- Determinar los efectos de la localización de los pozos y el espaciamiento.
- Investigar el efecto sobre el recobro de las variaciones de las variaciones de las tasas de inyección.
- Definir esquemas de completación de pozos en yacimientos estratificados.
- Estudiar la viabilidad de la aplicación de mecanismos de recuperación mejorada para mejorar el recobro.
Las predicciones de la simulación de yacimientos proveen la base para el análisis económico que permitirá establecer el esquema óptimo de explotación. El procedimiento es como sigue:
1. Establecimiento del caso base
Durante el proceso de predicción por estudios de simulación, la primera corrida usualmente denominada “caso base”, muestra la predicción del comportamiento bajo el esquema actual de explotación. Este comportamiento será usado como referencia para determinar los beneficios de alguna posible modificación del esquema actual de explotación.
Si hay algún proyecto de recuperación secundaria tomando lugar en el yacimiento, la eficiencia de este debe ser evaluada para decidir si es posible mejorar el esquema actual de inyección/producción. Si este es el caso se puede pasar a la etapa 5.
2. Predicción del agotamiento natural
Estas predicciones se llevan a cabo para evaluar alternativas para mejorar el esquema de agotamiento actual. En este caso las interrogantes más comunes son:
- Cuál es el efecto del potencial de producción o cambio de método de producción?
- Cuál es el efecto sobre el recobro del cambio operacional de parámetros como GOR, límite de corte de agua, y máxima presión de inyección?
- Cuándo será necesario desarrollar “workovers” o cambios de zona en cada pozo.
3. Programa de desarrollo adicional
Los resultados de las predicciones llevadas a cabo en la etapa 2, comparada con el recobro esperado en un yacimiento con similares características y mecanismos de producción permitirán decidir si hay posibilidad para desarrollos adicionales. Si no es este el caso, el recobro adicional deberá ser investigado (etapa 4). La selección del mejor método de recobro adicional debe tener en cuenta lo siguiente.
- El efecto sobre el recobro y potencial de producción de la perforación de nuevos pozos.
- La fecha de completación de cada pozo nuevo y el potencial inicial asignado.
- La producción total anual de esos pozos y la producción acumulada.
- El efecto del cambio del espaciamiento entre pozos en zonas no drenadas.
- El análisis de los casos antes presentados permitirán establecer diferentes escenarios de agotamiento natural, los cuales deben ser comparados en base a indicadores económicos.
4. Evaluación de la viabilidad de recobro adicional
Los aspectos mas importantes que deben ser tomados en cuenta para un proyecto de recobro adicional son:
- Esquema de inyección considerando las características geológicas (estructura, estratigrafía, y sedimentología).
- Tasas de inyección por pozos y en el yacimiento.
- Secuencia cronológica de eventos, comienzo y final de la inyección, perforación, trabajos de rehabilitación, etc.
- Identificar los parámetros operacionales claves que garantizarán el éxito del proyecto. (GOR, corte de agua, y completaciones de pozos).
- Una vez que las corridas requeridas sean realizadas se puede pasar a la etapa 7.
5. Determinar la eficiencia del proceso adicional de recobro
Si hay un proceso de inyección de agua o gas en curso en el yacimiento simulado, deben realizarse simulaciones para establecer la eficiencia del proceso. Se deben evaluar los siguientes aspectos.
- Petróleo recuperado (% del POES, % del petróleo movible insitu recuperado por el proyecto).
- Volumen de fluidos inyectados a condiciones de yacimiento.
- Factor de sustitución de los volúmenes totales producidos.
- Presión de fondo fluyente observada a lo largo de la historia de producción.
- Relación producción-reservas.
De los primeros aspectos analizados y mediante comparación con los valores predichos, es posible la validación de las predicciones originales, o si es necesario modificar el escenario actual de explotación del yacimiento o hacer predicciones adicionales dirigidas a mejorar el recobro del yacimiento. Si lo anterior es cierto se pasa a la siguiente etapa, de lo contrario se puede pasar a la etapa 7.
6. Reconstrucción del esquema de recobro adicional
Si la ejecución de las acciones mencionadas en la etapa previa indican que es necesario mejorar la eficiencia de recobro adicional, será necesario evaluar el efecto de las siguientes opciones.
- Modificación del número y distribución de los pozos de inyección y producción.
- Variación de las tasas de inyección y producción.
- Cambio en los fluidos inyectados.
- Cambios en las zonas de inyección/producción.
- Interrupción del proyecto.
7. Elaboración del programa operacional
Las predicciones del agotamiento natural con o sin desarrollo adicional, y las predicciones de recobro adicional, permitirán elaborar un programa operacional para los esquemas considerados para ser exhaustivamente investigados. Este programa debe contener:
- Número de pozos para perforar o reparar.
- Volumen de inyección requerido y distribución de pozos inyectores.
- Predicciones de producción de gas, petróleo y agua.
- Secuencia cronológica de eventos.
- Esquemas de evaluación de los pozos.
Los parámetros indicados serán usados para el análisis económico.
8. Documentación del proceso
Esta etapa debe mostrar un resumen acerca de las actividades desarrolladas durante el proceso de predicción. Debe ser puntualizado el criterio, las razones para su uso, y los resultados obtenidos al final de cada etapa.
La organización de toda la información debe ser suficientemente claro para ser usado como guía para los operadores del yacimiento durante la ejecución de las acciones y para monitorear el esquema de explotación seleccionado.
Tomado de: Methodological Approach for Reservoir Simulation". Paper SPE 23616. 1992
