Proyecto de Simulacion

ANDRÉS FABIÁN AMAYA HERNÁNDEZ DIANA ALEJANDRA MÁRQUEZ GARNICA

COMPARACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE DIFERENTES

TIPOS DE YACIMIENTO SEGÚN EL TIPO DE POZO Y EL

MECANISMO PRIMARIO DE PRODUCCIÓN

ANDRES FABIAN AMAYA- ALEJANDRA MÁRQUEZGARNICA

RESUMEN

En este proyecto se compara mediante la

simulación numérica el comportamiento de

un yacimiento en dos casos: uno al ser

perforado con pozos verticales y el otro por

pozos horizontales, en los cuales puede

haber presencia o no de un acuífero de

fondo, variando la inyección de agua la cual

fue interna o externa.

INTRODUCCIÓN

La simulación numérica es una herramienta

que permite predecir el comportamiento de

un yacimiento al ser operado de diferentes

maneras, lo cual es de vital ayuda para

disminuir la incertidumbre y mejorar la

efectividad de los procesos que se llevan a

cabo en la explotación de petróleo.

1. DESARROLLO DEL PROYECTO

Para el desarrollo del proyecto se utilizaron

los datos que se muestran en las siguientes

tablas.

Tabla 1. FLUIDO BLACK OIL

Fuente:

Tabla 2. Permeabilidades del yacimiento

Ki Kj Kk

111 111 44.4

98 98 39.2

124 124 49.6

156 156 62.4

199 199 79.6

230 230 92

167 167 66.8

139 139 55.6

206 206 82.4

100 100 40

Fuente:

Tabla 3. Porosidad promedio del

yacimiento

0.25

PROPIEDAD VALOR U

Temperatura 220 ºF

Data max press 2000 Psi

Punto de Burb 811 Psi

API 28

Gravedad Gas 0,67

Ref Pres Wat 14,696 Psi

Salinidad W 10000 ppm

COMPARACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE DIFERENTES TIPOS DE YACIMIENTO SEGÚN EL TIPO DE POZO Y EL



Tabla 4. Descripción roca- fluido

Descripcion Valor

SWCON - Endpoint Saturation:

Connate Water

0.3

SWCRIT - Endpoint Saturation: Critical Water

0.3

SOIRW - Endpoint Saturation:

Irreducible Oil for Water-Oil Table

0.35

SORW - Endpoint Saturation: Residual Oil for Water-Oil Table

0.35

SOIRG - Endpoint Saturation:

Irreducible Oil for Gas-Liquid Table

0.35

SORG - Endpoint Saturation: Residual Oil for Gas-Liquid Table

0.35

SGCON - Endpoint Saturation: Connate

Gas

0.02

SGCRIT - Endpoint Saturation: Critical Gas

0.2

KROCW - Kro at Connate Water 0.72

KRWIRO - Krw at Irreducible Oil 0.2

KRGCL - Krg at Connate Liquid 0.1

KROGCG - Krog at Connate Gas 0.72

Exponent for calculating Krw from

KRWIRO

2

Exponent for calculating Krow from KROCW

2

Exponent for calculating Krog from

KROGCG

2

Exponent for calculating Krg from KRGCL

2

Tabla 4. Condiciones iniciales

PROP. VALOR U

Press 2000 Psi

Depth 2500 Ft

DWOC 3500 Ft

P burb. Cte 811 Psi

2. MODELOS CREADOS

Los datos de las tablas anteriores fueron los

empleados para la simulación de cada

modelo que se creó, excepto el contacto

agua aceite en los casos que incluyen

acuífero.

2.1 Pozos verticales

2.1.1. Caso base: en este modelo se

perforaron seis pozos verticales con BHP de

1686 psi y STO de 400 bbl, siendo estos

valores constantes para los otros casos de

este tipo de perforación, con el propósito de

analizar posteriormente la producción de

fluidos, la caída de presión y el factor de

recobro.

2.1.2. Acuífero en las últimas tres

capas: en este modelo las primeras siete

capas tienen una saturación de aceite de 0.8

y de agua de 0.2, las tres capaz restantes

están saturadas completamente de agua, es

decir 1.

2.2.3. Inyección de agua con acuífero:

en este modelo se perforaron seis pozos

inyectores con BHP de 2400 psi y STW de

220 bbl (aplicadas para todos los casos de

inyección), para los cuales se aplicaron dos

casos de inyección de agua, que fueron:

Interna: este tipo de inyección se

llevó a cabo perforando los pozos

hasta un TD menor que la de los

pozos productores.




Externa: la perforación de los

pozos para de este tipo de inyección

llego hasta el acuífero brindándole

un empuje extra.

2.2.3. Inyección de agua sin acuífero:

este tipo de inyección se llevó a cabo

perforando los pozos hasta un TD menor

que la de los pozos productores.

2.2 . Pozos horizontales

2.1.1. Caso base: en este modelo se

perforaron tres pozos horizontales con BHP

de 2000 psi y STO de 400 bbl, siendo estos

valores constantes para los otros casos de

este tipo de perforación, con el propósito de

analizar posteriormente la producción de

fluidos, la caída de presión y el factor de

recobro.


capas: en este modelo las primeras siete

capas tienen una saturación de aceite de 0.8

y de agua de 0.2, las tres capaz restantes

están saturadas completamente de agua, es

decir 1.


en este modelo se perforaron tres pozos

inyectores verticales para los cuales se

aplicaron dos casos de inyección de agua,

que fueron:

Interna: este tipo de inyección se

llevó a cabo perforando los pozos

hasta un TD menor que la de los

pozos productores.

Externa: la perforación de los

pozos para de este tipo de inyección

llego hasta el acuífero brindándole

un empuje extra.

2.2.3. Inyección de agua sin acuífero:

este tipo de inyección se llevó a cabo

perforando los pozos hasta un TD menor

que la de los pozos productores.

3. SENSIBILIDAD CASO BASE

3.1. Pozos verticales

En primera instancia se graficaron las

diferentes curvas de sensibilidad dejando

constante la producción de aceite y variando

la presión de fondo de pozo BHP, con el fin

de observar y seleccionar el escenario

óptimo de producción. Las variables que se

graficaron fueron: caída de presión, factor

de recobro, producción acumulada de

aceite, de gas y de agua.

Grafica 1. Caída de Presión vs. Tiempo

Fuente: CMG




Gráfica 2. FR vs. Tiempo

Fuente: CMG

Gráfica 3. Np vs. Tiempo

Fuente: CMG

Gráfica 4. Gp vs. Tiempo

Fuente: CMG

Gráfica 5. Wp vs. Tiempo

Fuente: CMG




En segunda instancia se graficaron las

diferentes curvas de sensibilidad dejando

constante la presión de fondo de pozo BHP

y variando la producción de aceite, con el

fin de observar y seleccionar el escenario

óptimo de producción.

Gráfica 6. Caída de Presión vs. Tiempo

Fuente: CMG


Fuente: CMG


Fuente: CMG


Fuente: CMG





Fuente: CMG

3.2. Pozos horizontales

Para el análisis de la sensibilidad en el caso

de los pozos horizontales se graficaron

diferentes curvas dejando constante la

producción de aceite y variando la presión

de fondo de pozo BHP, con el fin de

observar y seleccionar el escenario óptimo

de producción. Las variables que se

graficaron fueron: caída de presión, factor

de recobro, producción acumulada de

aceite, de gas y de agua.


Fuente: CMG


Fuente: CMG


Fuente: CMG





Fuente: CMG


Fuente: CMG

Posteriormente se graficaron las diferentes

curvas de sensibilidad dejando constante

la presión de fondo de pozo BHP y variando

la producción de aceite, con el fin de

observar y seleccionar el escenario óptimo

de producción.


Fuente: CMG


Fuente: CMG





Fuente: CMG


Fuente: CMG


Fuente: CMG

4. ANALISIS DE RESULTADOS DE

LOS MODELOS

A continuación se muestran las gráficas

que se obtuvieron de la simulación numérica

de los modelos creados mencionados

anteriormente:

4.1 Pozos verticales

4.1.1. Caso base: las siguientes graficas se

consideraron como punto de referencia para

comparar el comportamiento de las

variables según la configuración del modelo.

Gráfica 21. P, FR vs. Tiempo

Fuente: CMG

Gráfica 22. Np, Gp vs. Tiempo

Fuente: CMG





4.1.2 Fuente: CMG

4.1.2 Acuífero en las últimas tres capas


Fuente: CMG


Fuente: CMG


Fuente: CMG

El factor de recobro disminuye con respecto

al del caso base ya que debido a la

presencia de un acuífero finito se produce

tanto el agua como el crudo, pero este

disminuye en relación con el del caso base,

además la presión se mantiene en los

mismos valores que el caso de referencia.





Interna:


Fuente: CMG

Gráfica 28. Np. Gp vs. Tiempo

Fuente: CMG


Fuente: CMG

Debido al empuje del agua inyectada por los

pozos la presión no cae drásticamente,

igualmente gracias a este fenómeno el

factor de recobro aumenta, sin embargo se

produce mayor cantidad de agua.




Externa:


Fuente: CMG


Fuente: CMG


Fuente: CMG

Este caso presenta valores similares a la

inyección interna de agua, sin embargo la

producción de aceite es mayor y se

presenta una reducción de la producción de

agua.




4.1.4 Inyección de agua sin acuífero


Fuente: CMG


Fuente: CMG


Fuente: CMG

No se observa una caída drástica de la

presión a pesar de la usencia de un

acuífero, ya que la inyección de agua se

hace hasta la base del yacimiento y la

incertidumbre acerca de la migración del

agua hacia zonas de no interés es baja.




4.2 Pozos horizontales

4.2.1. Caso base: las siguientes graficas se

consideraron como punto de referencia para

comparar el comportamiento de las

variables según la configuración del modelo.


Fuente: CMG


Fuente: CMG


Fuente: CMG





capas


Fuente: CMG


Fuente: CMG


Fuente: CMG

En este yacimiento la caída de presión es

baja debido a la presencia de un acuífero

finito, pero debido a esta circunstancia el

factor de recobro disminuye y

consecuentemente la producción de aceite,

generando una alto corte de agua.




4.2.3 Inyección de agua con acuífero

Interna:


Fuente: CMG


Fuente: CMG


Fuente: CMG

La caída de presión es baja puesto que

además del acuífero existente en este

yacimiento la inyección de agua ayuda al

mantenimiento de la presión, el factor de

recobro y la producción de aceite con

respecto al caso base disminuye.




Externa:


Fuente: CMG


Fuente: CMG


Fuente: CMG

Valores similares se presentan respecto a la

inyección interna de agua, pero presenta

ciertas diferencias en el factor de recobro

permitiendo obtener 40 MMbbl más.




4.2.4 Inyección de agua sin acuífero


Fuente: CMG


Fuente: CMG


Fuente: CMG

Como se mencionó en el caso de los pozo

verticales esta configuración del yacimiento

me genera una caída de presión baja, pero

debido a este método de recobro se obtiene

un gran volumen de agua en superficie.




5. ANÁLISIS ECONOMICO

Precio promedio del WTI U$/Bl 75

Lift cost crudo U$/Bl 8

Lift cost agua U$/Bl 0.5

Lift cost gas U$/1000 SCF 0.3

Petroleo Producido STB 8000000

Agua Producida Bl 9720000

Gas Producido SCF 2241000000

Ingresos U$ Costo L.C cudo

U$

Costo L.C agua

U$

Costo L.C. gas

U$/1000 SCF

Flujo de

caja

Flujo de caja libre

(Rentabilidad)

600000000 64000000 4860000 672300 530467700 513795700

ROI Payback (años) Payback (meses) Payback (dias) R-B/C

5037.212745 0.019228315 0.230739779 7.199081113 7.525181137

Inversion inicial valor unidad U$/Bl

Cantidad valor total U$/Bl

Costos de pozo productor vertical

1700000 6 10200000

Costos de pozo inyector 1000000 6 6000000

Planta de inyeccion y tratamiento de aguas

472000 472000

16672000




6. CONCLUSIONES

Cuando se realizó la optimización del MODELO BASE se observó aumento en la producción de aceite pero este aumento vino de la mano con el crecimiento del corte de agua, el cual es un patrón fundamental al momento de mejorar las condiciones de producción, ya que se debe observar si la producción de aceite cubrirá los gastos de la sobreproducción de agua, para ello se recomienda realizar un análisis económico posterior al implemento de la optimización en el simulador.

Con ayuda del análisis de sensibilidad se puede verificar la magnitud de incidencia de factores en los resultados, tal como se hizo con el MODELO BASE, al cual después de variar constrains se le realizó dicho análisis y se logró mejoras disminuyendo el corte de agua, manteniendo el factor de recobro y la presión. Durante el desarrollo del parcial se hicieron los respectivos análisis que permitieron.

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